padrão de formatação - paginas.fe.up.ptee03186/pedrosilvacosta.pdf · sun tzu em “a arte da...
TRANSCRIPT
i
Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto
Risco de perda de potência eólica na ocorrência de curto-circuitos
Pedro Miguel Silva da Costa
VERSÃO PROVISÓRIA
Dissertação realizada no âmbito do Mestrado Integrado em Engenharia Electrotécnica e de Computadores
Major Energia
Orientador: Professor Doutor Manuel António Cerqueira Matos Co-orientador: Professor Doutor João Abel Peças Lopes
Junho 2010
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
ii
© Pedro Miguel Silva da Costa, 2010
iii
Resumo
Actualmente, com a preocupação em controlar as emissões de CO2 e também de
tornar os países energeticamente independentes, os estados estão empenhados em aumentar
a cota da produção de energia eléctrica proveniente de energias renováveis.
De todos tipos de fontes de energia renovável (com excepção à energia hídrica), a
energia eólica possui um ligeiro avanço na aposta feita pelos governos destes países. Devido
ao facto de desde há muito se ter explorado o vento como forma de produzir energia
eléctrica, faz com que hoje a exploração do vento seja a forma mais rentável e com melhores
resultados de entre todas as outras fontes renováveis. Esta aposta em energia eólica, faz com
que haja uma elevada penetração de um tipo de geração para o qual os sistemas eléctricos
não se encontravam preparados. Até então, os sistemas eléctricos apenas se encontravam
preparados e legislados para lidar com a geração convencional, sendo agora necessário
adaptar as redes e os procedimentos de operação aos novos desafios que a integração de
potência eólica traz.
De entre os vários problemas de integração de grandes quantidades de potência
eólica no sistema, neste trabalho foi analisado particularmente o problema da perda de
potência eólica por efeitos do fenómeno do afundamento das tensões. É explicado neste
documento como é perdida essa potência, e quais os grid codes adoptados pelos operadores
de sistema para fazer face ao problema. Foi ainda desenvolvido um sistema que permite
simular curto-circuitos e analisar a sua influência na contabilização de potência eólica em
risco, bem como criado um conjunto de indicadores de alarme que poderá ajudar o operador
de sistema a efectuar substituições preventivas da potência eólica em risco.
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
iv
v
Abstract
Nowadays, due to the concern about controlling CO2 emissions and also with the wish
of making a country independent is terms of energy supply, the governments are committed
to increase the share of energy generation that comes from renewable sources.
For all types of renewable energy sources (except for hydropower), wind energy has a
slight edge on the choice made by the governments of these countries. Due to the old use of
wind as a way to produce electrical energy, it makes the wind farm today, the most
profitable and best performing way to produce energy. This increase on the choice of wind
energy, forces an high penetration of one type of generation for which the electrical systems
were not prepared. Until then, the electrical systems were just only prepared and legislated
to deal with conventional generation, being now necessary to adapt the networks and the
operating procedures to those new challenges that the integration of wind power brings.
Among the various problems of integrating large amounts of wind power in the
electric system network, in this work has been examined with special attention the problem
of wind power loss, by effects of the voltage dips. In this document is explained how that
power is lost, and which measures were adopted by the grid system operators to cope that
problem. It was developed a system that allows the simulation of short circuits and allows an
analyze of their influence in accounting the wind power at risk. It was also created a set of
alarm indicators, that might help the system operator to deal with the problem.
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
vi
vii
Agradecimentos
Antes de mais, gostaria de agradecer à minha família por toda a formação pessoal, ajuda e
apoio, que sempre me facultaram ao longo vida e me possibilitaram ser quem sou.
“Aqueles que não recorrem aos guias locais, são incapazes de tirar partido do terreno”
Sun Tzu em “A arte da Guerra”
Tal como outrora, também hoje são extremamente importantes os “guias” de forma a que
sejam ultrapassadas as dificuldades. Por isso, gostaria de deixar o meu profundo
agradecimento ao orientador deste trabalho, o Professor Doutor Manuel António Cerqueira
Matos, por todo a ajuda, dedicação, e extrema disponibilidade que sempre demonstrou.
Gostaria também de deixar um muito obrigado ao Professor Doutor João Abel Peças Lopes,
co-orientador deste trabalho, por toda a sua ajuda, sabedoria e disponibilidade cedida.
Um abraço e um muito obrigado sentido a todos os amigos, que me apoiaram, motivaram e
acompanharam na escrita deste documento.
Sem todos vocês não seria possível!
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
viii
ix
Índice
Resumo________________________________________________________iii
Abstract________________________________________________________v
Agradecimentos_________________________________________________vii
Índice___________________________________________________________ix
Lista de figuras__________________________________________________xiii
Lista de tabelas__________________________________________________xv
Abreviaturas e Símbolos__________________________________________xvii
Capítulo 1_______________________________________________________1
Introdução_______________________________________________________1
1.1 Motivação_______________________________________________1
1.1.1 Política Energética Europeia___________________________________1
1.1.2 Sistemas eléctricos com elevada penetração de energia eólica_______3
1.1.3 Integração de elevado número de geração eólica___________________3
1.2 Objectivos o trabalho______________________________________4
1.3 Estrutura do documento____________________________________5
Capítulo 2________________________________________________________7
O problema do afundamento das tensões___________________________7
2.1 Introdução______________________________________________7
2.2 Curto-circuitos trifásicos em linhas___________________________8
2.3 Afundamentos de tensão na ocorrência de um curto-circuito trifásico
simétrico________________________________________________________9
2.4 Efeitos do afundamento de tensões nos geradores eólicos_________9
2.4.1 Aerogerador de indução com rotor em gaiola de esquilo____________10
2.4.2 – Aerogeradores síncronos de velocidade variável__________________11
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
x
2.4.3 – Aerogeradores de indução duplamente alimentados_______________13
2.5 – Incidentes recentes verificados por ocorrência de afundamentos de tensão__________________________________________________________14
Capítulo 3_______________________________________________________17
Medidas tomadas pelos Operadores de sistema__________________________17
3.1 Introdução______________________________________________17
3.2 Alguns mecanismos de sobrevivência a afundamentos de tensão____18
3.2.1 – D-STATCOM (Distribution Synchronous Static Compensator)________19
3.2.2 – DVRs (Dynamic Voltage Restorer)_____________________________ 20
3.2.3 Controlo em Geradores de Indução Duplamente Alimentados________21
3.3 Curvas de sobrevivência a cavas de tensão, adoptadas pelos
Operadores de sistema_____________________________________________22
3.4 Curvas de injecção de potência reactiva______________________24
3.5 Corte de potência eólica em risco___________________________26
3.5.1 – Corte preventivo de potência eólica em risco - Caso Espanhol_____26
Capítulo 4_______________________________________________________31
Metodologia e Desenvolvimento Computacional_________________________31
4.1 Introdução_____________________________________________31
4.2 Estruturação da aplicação_________________________________32
4.2.1 – Introdução dos valores dos dados, da rede e obtenção das tensões pré
defeito________________________________________________________________33
4.2.2 Cálculo das correntes de defeito e tensões de pós defeito__________35
4.2.3 – Análise das tensões pós defeito e contabilização da potência eólica
cortada________________________________________________________________38
4.2.4 – Criação de indicadores de risco_______________________________40
Capítulo 5_______________________________________________________45
Resultados Obtidos após Simulação____________________________________45
5.1 Introdução________________________________________________45
5.2 Caso A – Rede de 24 barramentos______________________________46
5.2.1 – Cenário A.1 – Alarme no indicador: Potência máxima cortada por
defeito________________________________________________________________ 47
5.2.2 – Cenário A.2 – Alarme no indicador: Potência eólica em risco_______50
Capítulo 6_______________________________________________________55
Conclusões______________________________________________________ 55
6.1 Contribuições do trabalho e trabalhos futuros____________________55
Referências______________________________________________________57
xi
Anexos
A.1 – Rede
A.2 – Dados da rede de teste
A.3 – Tensões pós defeito
A.4 – Potência eólica perdida por nó
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
xii
xiii
Lista de figuras
1.1- Nova potência instalada na União Europeia desde 2000 até 2008 - extraído de [2] _____2
2.1 Diferentes tipos de curto-circuitos - adaptado de [7] _______________________________8
2.2 - Aerogerador de indução com gaiola de esquilo adaptado de [8] ____________________10
2.3 – Aerogerador síncrono de velocidade variável- adaptado de [8] _____________________12
2.4 - Explicação da elevação da tensão DC __________________________________________12
2.5 - Aerogerador de indução duplamente alimentado - adaptado de [8] _________________13
2.6 - Perda de produção relativa ao incidente em Janeiro de 2009 - extraído de [12] ______14
2.7 Incidente de 15/11/09 extraído de [12] _________________________________________15
3.1 Curva de tensão proposta pela REN - extraído de [14]______________________________18
3.2 Ligação de D-STATCOM, extraído de [15]_________________________________________19
3.3 - Ligação de DVRs, extraído de[15]______________________________________________21
3.4 - Estratégia adoptada por [16]_________________________________________________22
3.5 Exemplos de curvas de sobrevivência adoptadas em países Europeus. extraido de[8]____23
3.6 Produção de reactiva durante a cava de tensão. Extraído de[17]_____________________25
3.7 - Exemplo do ambiente de monotorização CECRE. extraído de[18] ___________________27
3.8 - Redução de efeitos dos afundamentos de tensão por reconfiguração da rede - extraído de [18]____________________________________________________________________29
4.1 - Diagrama geral da aplicação computacional desenvolvida _________________________32
4.2 Primeiro módulo da aplicação computacional_____________________________________33
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
xiv
4.3 Segundo módulo - obtenção das tensões pós defeito_______________________________36
4.4 Terceiro módulo, obtenção da potência eólica cortada_____________________________38
5.1 Rede de 24 barramentos usada para simulação____________________________________46
xv
Lista de tabelas
Tabela 4.1 - Tabela exemplificativa da organização de dados, exemplo de dados do
Gerador____________________________________________________________________33
Tabela 4.2 – Tabela exemplo da atribuição de probabilidades ______________________40
Tabela 4.3 – Exemplo da saída de parques eólicos por possível defeito ______________41
Tabela 4.4 – Exemplo da tabela da potência total cortada__________________________43
Tabela 4.5 – Exemplo da tabela da potência cortada por nó_________________________43
Tabela 5.1 Geradores presentes na rede_________________________________________47
Tabela 5.2 – Potência eólica cortada por nó______________________________________48
Tabela 5.3 – Potência cortada por nó para c.c. no nó 10____________________________48
Tabela 5.4 – Potência cortada por nó para c.c. no nó 14____________________________49
Tabela 5.5 – Potência cortada por nó para c.c. no nó 16____________________________49
Tabela 5.6 Probabilidades de defeito por nó______________________________________50
Tabela 5.7 - Potência cortada por nó para c.c. no nó 2_____________________________51
Tabela 5.8 - Potência cortada por nó para c.c. no nó 6_____________________________51
Tabela 5.9 – Relação entre saída de geradores e potenciais defeitos _________________52
Tabela 5.10 Probabilidades de defeito por parque ________________________________53
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
xvi
xvii
Abreviaturas e Símbolos
Lista de abreviaturas
AC Alternating Current – Corrente Alternada
BOE Boletim Oficial de Estado (Espanha)
c.c. Curto-circuito(s)
CECOEL Centro de Control Eléctrico de Red Eléctrica (Espanha)
CECRE Centro de Control de Règimen Especial
DC Direct Current – Corrente Contínua
DFIG Doubly Fed Induction Generator – Gerador de Indução Duplamente Alimentado
DFIWG Doubly Fed Induction Wind Generator – Aerogerador de Indução Duplamente
Alimentado
D-STATCOM Distribution Static synchronous Compensator
DVR Dynamic Voltage Restorer
EC European Comission
EU European Union
OS Operador de sistema
PCC Point common coupling
RD Real Decreto
REE Rede Eléctrica Espanhola
REN Redes Energéticas Nacionais – Antiga Rede Eléctrica Nacional
RRT Regulamento da Rede de Transporte
SCIG Squirrel Cage Induction Generator – Gerador de indução convencional com
rotor em gaiola de esquilo
VSC Voltage Source Converter
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
xviii
VSI Voltage Source Inverter
VSSG Variable speed synchronous Generator – Gerador síncrono de velocidade
variável
Lista de símbolos
€ Euro
CO2 Dióxido de Carbono
Es Tensão do sistema
p.u. Sistema de Medida por Unidade
Pe Potência Eléctrica
W Watt [unidade de potência]
Zs Impedância do Sistema
Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto
Capítulo 1
Introdução
Neste capítulo, é feita uma abordagem à motivação e enquadramento de todo o
trabalho desenvolvido no âmbito da disciplina de Dissertação realizada ao longo do semestre.
Começa-se por efectuar um enquadramento geral da política energética europeia, realçando
a necessidade de tomar medidas quanto à integração da grande potência eólica presente na
Europa por parte dos OSs (Operadores de sistema), tema que será abordado em maior
pormenor no capítulo 3. Seguidamente, é apresentado a estruturação do trabalho com todos
os seus capítulos descritos de maneira sucinta. Para encerrar este capítulo, é feita uma
abordagem dos contributos dados por este trabalho, onde se irá realçar a utilidade do
mesmo.
1.1 MOTIVAÇÃO
1.1.1 Política Energética Europeia
Desde há uma década que com a directiva europeia EU 77/2001/EC que visava
promover a geração de energia através de fontes renováveis, os países pertencentes à
comunidade europeia se sentiram na obrigação de começar a procurar e investir em novas
fontes de energia primária. Esta necessidade, prende-se com a vulnerabilidade do
fornecimento das matérias-primas com que comummente se gera energia eléctrica (carvão,
petróleo, gás natural), devido à instabilidade politica que afecta grande parte dos países
produtores, o preço das mesmas, e também, e mais recentemente a preocupação com as
emissões de CO2.
Na sequência desta primeira directiva, a União Europeia propôs uma série de medidas
em Março de 2007 através de um plano de acção denominado “An Energy Policy for Europe”,
que sublinhava a necessidade de a União Europeia desenvolver uma política energética
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
2
baseada em maior segurança económica, política e ambiental. Mais recentemente em
Dezembro de 2008, foi aprovado no parlamento europeu um pacote de medidas (Renewable
Energy Directive 2009/28/EC) que visa garantir que até ao ano de 2020, todos os estados
membros sejam legalmente obrigados a reduzir a emissão dos seus gases de efeitos de estufa
em 20% (comparando com os valores medidos em 1990), garantir que todos cumprem a sua
meta para garantir que 20% de toda a energia consumida na Europa seja de fontes renováveis,
e por fim, garantir um corte de 20% da energia consumida em toda a União Europeia por via
da adopção de práticas de eficiência energética. Com vista à realização destes objectivos
prevê-se que a energia produzida por meio de geradores eólicos represente em 2020 um total
de 14%-17%[1].
De facto, de forma a executar todos os objectivos, os países da união europeia (e não
só) vêm incrementando a sua produção de energia por fontes renováveis, onde a
implementação de novos parques eólicos tem um papel de destaque. A geração eólica para
além de reduzir a necessidade da queima de combustíveis de origem fóssil - reduzindo todas
as emissões que lhe estão associadas -, e reduzir a necessidade de importação de energia,
tem também associado uma grande indústria a nível europeia no que toca a toda a
construção, exploração e manutenção dos geradores eólicos.
1- Nova potência instalada na União Europeia desde 2000 até 2008 - extraído de [2]
Tal como se pode ver na figura 1.1, de um total de potência nova instalada de 187
GW, o principal investimento dos estados membros foi em centrais de gás natural. Contudo
em segundo lugar, com 29,8% de toda a potência instalada em 8 anos, o equivalente a 55,73
GW vem a aposta em energia proveniente do vento. Pode-se mesmo analisar que no último
ano do estudo (2008) a potência instalada de energia eólica face a centrais de gás natural foi
3
superior, devendo-se assim manter esta tendência de subida pelos próximos anos. Estima-se
que por volta do ano de 2020, para fazer face às actuais medidas, a potência eólica atinja um
total de 230 GW de capacidade instalada, poupando assim 333 milhões de toneladas de CO2
por ano, e um total de 28 biliões de € anuais em custos com combustíveis, a somar a uma
poupança de 8.3 biliões de € evitados com custos de CO2[1].
1.1.2 Sistemas eléctricos com elevada penetração de energia eólica
O apostar em energias renováveis, até então, não tem sido homogéneo entre os 27
estados membros. Aliás, verifica-se que da fatia total de 68204 MW instalados na União
Europeia até ao ano de 2008 (estima-se que em 2010 se chegue aos 80 000 MW[3]), cerca de
61% está instalada em apenas 2 países, Alemanha com um total de 25 745 MW e Espanha com
15 576 MW. No entanto, outros países a ter em conta são os que possuem elevada penetração
de energia eólica em seus sistemas face à procura efectiva de potência. A lista destes países
é encabeçada na União Europeia pela Dinamarca, país que desde há muito tempo tem
investido na energia eólica e que construiu uma forte indústria de energias renováveis.
Devido a essa antiga aposta, parte da nova capacidade instalada por este país tem a sua
origem num processo de “repowering”, incentivada pelo próprio estado que visa substituir
máquinas antigas das décadas de 80 e 90, por máquinas maiores e com tecnologias de
controlo mais recentes, facilitando assim a sua integração. Este país possui uma capacidade
de 7 171 GWh para uma procura de 36 TWh, perfazendo assim um total de 19,9% de
integração de energia eólica. Além da Dinamarca países como Espanha com 9,8%, Portugal
com 8,1%, Irlanda com 6,9% e Alemanha com 6,4% estão também no top 5 dos países com
maior penetração eólica nos seus respectivos sistemas eléctricos[4].
1.1.3 Integração de grandes quantidades de potência provenientes
de geração eólica
A fatia de produção de energia por via de geradores eólicos possui já um importante
papel no mix de energia global um pouco por todos os países (com maior incidência nos
anterior referidos) da Europa dos 27. Como tal, esta aposta além de ser positiva
relativamente a emissões de gases de feito de estufa, poupança em combustíveis fósseis e na
criação de riqueza e de trabalho por parte da nova indústria renovável europeia, tem um
grande e importante senão, trata-se do desafio de integração de toda a nova potência de
origem eólica em sistemas eléctricos, que até então estavam preparados e optimizados
apenas para a integração de potência proveniente de centrais de cariz convencional.
A produção de energia eléctrica por meio de geradores eólicos difere em muitos
aspectos da geração convencional. Em termos de impacto para a gestão das redes eléctricas
podem-se realçar:
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
4
Os sistemas de conversão eólica não garantem uma produção fixa, devido à
necessidade e dependência da ocorrência de ventos para a produção da
mesma.
As torres eólicas possuem tecnologias de geração que no geral diferem dos
actuais geradores das centrais convencionais.
Os parques estão situados dispersamente no território.
Por vezes e principalmente em parques eólicos offshore, os centros de
produção deste tipo de energia estão bastante afastados dos centros de
consumo.
A perda súbita de potência proveniente de geradores eólicos, na ocorrência de
curto-circuitos em um nó próximo do mesmo.
Todo o trabalho desenvolvido, visa essencialmente este último ponto, ou seja, o
problema da saída súbita de potência eólica devido a afundamentos das tensões provocadas
aquando da ocorrência de um defeito em um nó próximo. Este problema tem assumido
especial relevância apesar do surgimento de novos mecanismos que permitem aos geradores
eólicos sobreviver por determinados períodos de tempo a estes afundamentos, não sendo por
isso desligados. Estes mecanismos de sobrevivência a cavas de tensão irão ser abordados em
detalhe no capítulo 3.
No entanto e apesar de já existir tecnologia para ultrapassar esta potencial perda de
produção eólica, a verdade é que nem todos os parques já instalados possuem este tipo de
mecanismo, sendo que ele também não se torna útil para elevados valores de afundamentos
de tensão. Posto isto, a responsabilidade da gestão da perda súbita de potência eólica recai
inteiramente sobre os operadores de sistema que necessitam de mecanismos, e informação
para lidar com ela.
Ao longo deste documento irá ser explicado o problema do afundamento das tensões,
sendo que no fim, irá ser apresentado um possível método de visualização e informação que
permitirá ajudar o operador de sistema a lidar com este problema.
1.2 Objectivos do trabalho
Todo o trabalho desenvolvido e apresentado neste documento, tem como intuito
analisar o risco de perda de potência eólica associada a fenómenos de afundamentos de
tensão, que surgem aquando da ocorrência de um curto-circuito num ponto do sistema. De
forma a poder avaliar este risco de potência eólica, foi objectivo desenvolver uma aplicação
computacional de cálculo que cuja função é a da simulação de curto-circuitos em linhas de
transporte, e consequente contabilização de potência eólica perdida.
Complementarmente, foram criados um conjunto de indicadores de risco, com o
objectivo de fornecer a um possível operador do sistema, os dados e informações relevantes
5
para que este tome decisões atempadamente e devidamente sustentadas de forma a diminuir
a potência em risco.
Foi também objectivo, ao longo do documento criar como suporte de leitura, uma
análise ao problema do afundamento das tensões – efeitos na rede, efeitos nos aerogeradores
– bem como algumas medidas já existentes para a sobrevivência das máquinas a este
fenómeno. Foram ainda apresentadas as actuais exigências dos operadores de sistemas aos
produtores abrangidos pela produção em regime especial, para minimizar os efeitos deste
problema.
1.3 Estrutura do documento
Neste ponto irá ser apresentada a estrutura do documento, e também os temas abordados em
cada um, de forma a ser mais clara a visualização do documento.
No Capitulo 2 é feita uma análise simples do problema dos curto-circuitos e
consequente afundamento de tensões em nós próximos dos do defeito. Após a explicação do
fenómeno do afundamento das tensões, fala-se também da influência que este tem sobre os
aerogeradores. Por fim são relatados dois acontecimentos de perda de potência eólica
ocorridos na rede portuguesa.
Seguidamente no Capitulo 3 é explicado o problema do afundamento das tensões e
consequências do mesmo, neste capítulo é apresentado também um conjunto de mecanismos
que permitem reduzir o impacto do fenómeno de afundamento das tensões nos
aerogeradores. As medidas tomadas e exigências requeridas pelos operadores de sistema
também são descritas bem como a actuação do operador de sistema aquando de uma
situação de risco de perda de potência eólica.
Apresenta-se no capítulo 4 a explicação de todo o processo de criação da aplicação,
que permite a simulação dos curto-circuitos e seus efeitos nas tensões do sistema. É
apresentado o conjunto dos indicadores criados de forma a ajudar o operador de sistema a
tomar medidas racionais e atempadas face ao problema.
No capítulo 5 é efectuada uma simulação da metodologia criada usando uma rede de
24 barramentos case24_ieee_rts. São apresentadas as tensões ocasionadas pela ocorrência de
curto-circuitos, e também simuladas duas situações de alarme em indicadores de risco. São
ainda apresentadas algumas medidas que podem ser opção para o operador de sistema de
forma a contornar o problema.
Por fim no capítulo 6 são apresentadas as conclusões do trabalho, é feita uma análise
à possível contribuição do trabalho desenvolvido e uma sugestão de possíveis trabalhos a
desenvolver no futuro.
Em anexo poderão ser consultados os dados relativos à rede que foi simulada, bem
como todos os dados provenientes dessa mesma simulação.
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
6
7
Capítulo 2
O problema do afundamento das tensões
2.1 Introdução
Hoje em dia e cada vez mais no futuro, com o volume de geração por fontes eólicas a
aumentar, os desafios relacionados com a incerteza e variabilidade do vento tendem a ganhar
uma importância redobrada. De entre os principais desafios, aqueles que mais preocupam os
OS de acordo com os mesmos são[5]:
Equilibrar a diferença entre consumo e produção, contando com a
imprevisibilidade do vento, o que leva a possuir uma maior reserva
Obter dados relativos à produção eólica de forma rápida, e actuar de forma
remota na eventualidade de ser necessário
Garantir que a estrutura física da rede absorva as novas centrais sem que
haja riscos de sobrecarga na mesma.
Gerir as potenciais saídas de serviço de elevados níveis de potência de
fonte eólica que possam ocorrer devido ao problema dos afundamentos de
tensões na rede
Todo o trabalho exposto neste documento trata da gestão dos problemas ocasionados
pelos afundamentos de tensão, provenientes da ocorrência de curto-circuitos trifásicos
simétricos nas linhas próximas de produção eólica. Neste capítulo irá ser apresentado o
porquê do problema, bem como os problemas que trazem para a gestão do sistema.
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
8
2.2 - Curto circuitos trifásicos em linhas
Os curto-circuitos são um fenómeno que interfere com o normal funcionamento do
sistema eléctrico, e que são responsáveis por grande parte das manobras preventivas
necessárias para o seu normal funcionamento. É considerado curto-circuito, todo o incidente
que interfira com o normal percurso da corrente pelo material condutor. Estes, podem ser
causados por diversos motivos, nomeadamente quebra de isolamento ocasionado pela
ionização do ar resultante de uma descarga atmosférica, queda (contacto com o solo) de uma
ou mais linhas pela ocorrência de incêndios, queda de árvores, e ainda toque de uma ou mais
linhas entre si devido por exemplo por fortes ventos[6].
Existem duas grandes classes de curto-circuito:
1. Curto-circuitos simétricos – Aqueles em que as três fases do sistema são afectadas
igualmente
1.1. Curto-circuito Fase-Fase-Fase – envolve as três fases do sistema;
1.2. Curto-circuito Fase-Fase-Fase-Terra – envolve as três fases do sistema mais a terra;
2. Curto-circuitos assimétricos – Aqueles em que não são afectadas igualmente as três fases
do sistema
2.1. Curto-circuito Fase-Fase – envolve duas das fases do sistema;
2.2. Curto-circuito Fase-Fase-Terra – envolve duas das fases do sistema e a terra;
2.3. Curto-circuito Fase- Terra – envolve uma das fases do sistema e a terra
Figura 2.1 Diferentes tipos de curto-circuitos - adaptado de [7]
9
2.3 –Afundamentos de tensão na ocorrência de um curto-
circuito trifásico simétrico
Neste trabalho, irão ser analisados unicamente os efeitos em termos de risco de
produção eólica derivados da ocorrência de curto-circuitos simétricos nas linhas aéreas. Na
ocorrência de defeitos deste tipo, observa-se um fenómeno de abaixamento súbito de tensão,
sendo zero na zona do defeito, e podendo cair até valores próximos de zero nos nós
circundantes ao de defeito, variando a intensidade desta queda de tensão consoante a
distância.
Esta queda súbita de tensão em sistemas eléctricos em que grande parte da produção
dispersa de origem eólica está ligada à rede de distribuição, irá levar a que haja actuação das
protecções dos aerogeradores, e consequentemente haverá uma desligação de várias turbinas
eólicas podendo-se assim perder elevados níveis de produção na rede.
De forma a poder ultrapassar estes problemas, é necessário que os geradores eólicos
possuam um mecanismo de sobrevivência, o que lhes permitirá suportar a queda de tensão
por alguns instantes, recuperando depois progressivamente os valores normais da sua tensão
e potência activa. A este tipo de mecanismos dá-se o nome de “Ride through fault” ou em
português, “Sobrevivência a Cavas de Tensão”.
2.4 – Efeitos do afundamento de tensões nos geradores eólicos
Actualmente são utilizados vários tipos de geradores eólicos, porém, estes podem-se
incluir em três grandes grupos que diferem entre outros, quanto ao tipo de ligação à rede,
tipo de máquina de conversão, capacidade e tipo de controlo. Consequentemente, cada tipo
de aerogerador irá ter uma resposta diferente ao surgimento de uma cava de tensão, bem
como uma diferente abordagem de resolução e ultrapassagem da mesma. Os três tipos de
aerogeradores mais utilizados, são de forma sucinta:
Gerador de indução convencional do tipo gaiola de esquilo (SCIG – Squirrel Cage
Induction Generator)
Gerador síncrono de velocidade variável (VSSG - Variable Speed Synchronous
Generator)
Gerador de indução duplamente alimentado (DFIG – Doubly Fed Induction Generator)
Seguidamente são apresentados em pormenor os diferentes tipos de geradores e também
quais os efeitos sobre eles da queda súbita de tensão aos seus terminais.
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
10
2.4.1 Aerogerador de indução com rotor em gaiola de esquilo
Este tipo de aerogerador foi bastante utilizado no passado, aliás, era a tecnologia
mais utilizada no princípio da exploração do vento como forma de gerar electricidade. Mais
tarde com uma maior inclusão de potência eólica nas redes, o uso em massa deste tipo de
aerogerador veio a ser abandonado. Este tipo de aerogerador, apesar de ser economicamente
apelativo - pois são máquinas simples e bastantes robustas que apresentam baixo nível de
manutenção necessária - tem no entanto uma elevada limitação no que toca a possibilidades
de controlo face aos outros tipos de aerogeradores. Outro grande problema reside no facto de
este tipo de máquina não possuir um circuito de excitação, pelo que é necessário um
consumo de potência reactiva para que seja criado o campo magnético necessário ao seu
funcionamento. Devido a isso, estas máquinas de forma a não consumirem potência reactiva
da rede, requerem a necessidade de baterias de condensadores de forma a satisfazer a sua
necessidade de potência reactiva. A instalação destas baterias encarece significativamente o
valor total de um parque eólico. Um esquema simplificado deste tipo de aerogerador é
apresentado na figura 2.2 abaixo apresentada.
2.2 - Aerogerador de indução com gaiola de esquilo adaptado de[8]
O comportamento do aerogerador de indução com gaiola de esquilo face à ocorrência
de um afundamento de tensão na sequência de um curto-circuito também não lhe é
favorável. Quando o aerogerador é sujeito a uma queda repentina de tensão aos seus
terminais (considerando que a velocidade do vento permanece a mesma), a velocidade do
rotor tende a aumentar. Isto porque, a redução da tensão aos terminais causa uma abrupta
redução de binário electromagnético, resultando num aumento do módulo de deslizamento
da máquina[8]. Se a protecção de máximo de velocidade actuar, isto faz com que o
aerogerador saia de serviço e potência eólica saia do sistema[9].
11
Outro aspecto importante envolvendo este tipo de máquina e fenómenos de afundamentos de
tensão, é o facto que durante a duração da falha, e devido a esta, a máquina de indução fica
desmagnetizada. A escala de desmagnetização irá depender da severidade da queda de
tensão. Posto isto, após a extinção da perturbação, ou seja na fase de recuperação que se
segue a um curto-circuito, apesar da existência de baterias de condensadores para compensar
parte da potência reactiva solicitada pelo circuito magnético da máquina, este tipo de
aerogerador torna-se um elevado consumidor de potência reactiva da rede, uma vez que as
baterias contribuem muito pouco face às reais necessidades das máquinas. Quanto maior for
o número de aerogeradores deste tipo ligados à rede, maior também vai ser a exigência de
potência reactiva pedida à mesma, pelo que a capacidade do sistema eléctrico de fornecer
potência reactiva irá depender do valor da potência de curto-circuito no ponto de
interligação dos aerogeradores.
2.4.2 – Aerogeradores síncronos de velocidade variável
Este tipo de aerogeradores deve o seu nome, ao facto de possuir uma máquina síncrona e
de possibilitar o funcionamento em várias velocidades. Ao contrário do exemplo apresentado
anteriormente, este tipo de aerogerador possui o seu próprio sistema de excitação que
fornece todo o campo magnético necessário para o normal funcionamento da máquina. O
facto de possuir este sistema faz com que sejam eliminados os problemas relacionados com o
consumo de potência reactiva que se verificavam nos aerogeradores de indução. Este tipo de
máquina possui possibilidade de operar em velocidades variáveis, e possui controlo de pitch
ou stall-activo de forma a poder ajustar o ângulo de ataque das pás maximizando o
aproveitamento do vento. Apesar de não possuir caixa de velocidades, a variação da mesma é
conseguida tendo um gerador eléctrico com elevado número de pólos, de forma a compensar
a baixa velocidade com que opera devido a estar directamente ligado à turbina eólica. Esse
número grande de pólos faz com que o diâmetro do gerador eléctrico seja muito superior aos
dos outros tipos de máquinas, sendo assim necessária uma cabine bastante maior na torre
eólica o que encarece a instalação. Um simplificado esquema deste tipo de máquina é
apresentado na figura abaixo, figura 2.3.
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
12
2.3 – Aerogerador síncrono de velocidade variável- adaptado de [8]
Como se pode ver na figura, este tipo de turbina possui a ligação à rede eléctrica
através de uma configuração em cascata de conversores electrónicos AC/DC – DC/AC. A
existência dos conversores electrónicos permitem não só fixar a frequência de saída com a da
rede, como ainda fornecem capacidade de controlo de potência activa, reactiva e factor de
potência.
O comportamento da máquina síncrona de velocidade variável face ao afundamento
de tensões pode trazer problemas principalmente por via dos aumentos de tensão que se
fazem sentir aos terminais do condensador. Quando se dá o afundamento, por maior que seja
a corrente, a potência eléctrica entregue à rede vai ser sempre zero. Este fenómeno faz com
que a corrente no rotor não seja escoada para a rede, indo esta para o condensador
localizado no meio dos conversores como se pode observar na figura 2.4 a seguir apresentada.
2.4 - Explicação da elevação da tensão DC
Esta corrente ao dirigir-se inteiramente para o condensador, irá carregar o
condensador e consequentemente elevar a tensão aos terminais do mesmo. Este aumento de
tensão DC, quando muito elevado, poderá levar a que os conversores fiquem danificados,
desligando assim o gerador.
13
2.4.3 – Aerogeradores de indução duplamente alimentados
Este tipo de máquina tem vindo a ganhar terreno face às outras duas anteriores.
Actualmente prevê-se um grande aumento no uso de aerogeradores deste tipo, quer em
instalações onshore, quer offshore, devido à flexibilidade de controlo proporcionada pelo seu
sistema de conversores que permite um funcionamento semelhante ao de uma máquina de
indução convencional, e acrescenta capacidades de controlo de potência activa, reactiva bem
como de tensão terminal.
A nível de construção, os geradores de indução duplamente alimentados, possuem há
semelhança do anterior apresentado, possibilidade de variação de velocidade, sendo que esta
é conseguida não pelo aumento do número de pólos do gerador, mas recorrendo a uma caixa
de transformação de velocidades o que encarece o aerogerador. Um esquema simplificado da
ligação deste aerogerador à rede eléctrica é apresentado na figura abaixo, figura 2.5.
2.5 - Aerogerador de indução duplamente alimentado - adaptado de [8]
Como se verifica na figura, uma das ligações deste tipo de gerador é efectuado
recorrendo a uma configuração de conversores electrónicos AC/DC - DC/AC que são ligados
entre rotor da máquina e a rede eléctrica, sendo a outra efectuada pelo estator que é ligado
directamente à rede. Normalmente neste tipo de máquinas, o conversor ligado ao lado da
rede controla a tensão contínua aos terminais do condensador. Outra das funções deste
conversor é o do controlo do factor de potência no ponto comum entre o estator e rotor. O
outro conversor (ligado ao rotor) é o dispositivo que controla o gerador eólico de modo a que
este faça a gestão da potência activa óptima, tendo em conta as condições do vento e da
turbina[10].
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
14
Aquando da ocorrência de um curto-circuito trifásico simétrico nas proximidades do
barramento a que está ligado, e consequente afundamento da tensão, há semelhança do
primeiro tipo de gerador, há um decréscimo no binário electromagnético da máquina, no
entanto o binário aerodinâmico é mantido constante, pelo que essa baixa de binário
electromagnético irá resultar num aumento de velocidade do rotor podendo fazer disparar a
protecção de máximo de velocidade, desligando a turbina. No entanto, a principal causa da
desligação deste tipo de aerogerador deriva do facto de aquando de uma cava de tensão se
verificar um aumento da corrente no estator. Este aumento de corrente, visto a máquina de
indução se comportar como um transformador irá elevar a corrente no rotor para valores
demasiado elevados, valores esses que poderão danificar os conversores levando também à
saída de serviço da máquina[11].
2.5 – Incidentes recentes verificados por ocorrência de
afundamentos de tensão
Tal como vimos anteriormente, o fenómeno de afundamento de tensões após a
ocorrência de um incidente na rede é um dos grandes responsáveis pela saída súbita do
sistema de grandes quantidades de produção eólica. Estas perdas, não só representam a
necessidade de uma maior reserva no sistema, como também podem dar origem a problemas
de estabilidade de frequências, o que pode levar a interrupções no abastecimento de
energia.
Recentemente em Portugal foram observados vários casos de perda de produção
eólica devido a incidentes do género, dos quais iremos apresentar dois.
O primeiro apresentado, resultou de uma sequência de descargas atmosféricas que
atingiu os elementos da rede nacional de transporte em Janeiro de 2009, figura 2.6.
2.6 - Perda de produção relativa ao incidente em Janeiro de 2009 - extraído de [12]
15
Como se pode ver na figura, a descarga atmosférica deu origem a quatro grandes
quebras de produção (assinaladas no gráfico por círculos vermelhos), uma delas bastante
significativa, entre o dia 25 e 26 de Janeiro inclusive. De notar, que apesar de os gráficos
mostrarem perdas de 200MW, 150MW, 400MW e 200MW; o valor de potência perdida
corresponde respectivamente a perdas no valor de 380MW, 280MW, 760MW e 380MW, isto
porque, segundo, na altura a REN (fornecedora dos dados) apenas possuía telemedida de
1400MW dos 2640MW instalados pelo que a relação é de 1:1,9. Após este incidente, a REN
(Redes Energéticas Nacionais, antiga Rede Eléctrica Nacional) efectuou propostas com vista à
alteração dos regulamentos, mais propriamente exigindo a capacidade de sobrevivência a
cavas (afundamentos) de tensão.
O outro mais recente, e grande incidente que se apresenta de seguida, foi registado
no passado dia 15 de Novembro do ano de 2009. Neste dia, registaram-se dois incidentes que
afectaram linhas da rede nacional de transporte, nomeadamente registaram-se dois disparos
bifásicos (por volta das 11:00h e das 14:30) na LPNVG2, devido a aproximação de duas fases,
num vão superior a 1,5Km, provocado pelo elevado nível de vento que se fazia sentir na
altura. Figura 2.7
2.7 Incidente de 15/11/09 extraído de [12]
Após uma análise ao gráfico acima, verificamos que em cada um dos incidentes se
perderam efectivamente mais de 1000 MW, - valor considerado no limiar da classificação
como grande incidente a nível europeu[13]- de potência eólica na rede. Em consequência
destes incidentes, a REN continuou a promover, em conjunto com as diversas entidades com
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
16
actividade no sector eléctrico, a introdução de medidas para adequar o comportamento da
geração eólica instalada na rede aos requisitos técnicos indispensáveis à garantia de
continuidade do fornecimento.
As garantias de abastecimento nos dois casos foram assegurados através da
interligação ao sistema espanhol onde se estabeleceram trocas (importações). Na primeira
falha por volta das 11:10 h, houve importação por um período de 8 min e 4 seg, chegando a
um valor máximo de 1356MW, no caso da segunda falha a importação de potência teve uma
duração de 8 min e 1 seg e um valor máximo de potência importada perto dos 1307 MW.
A REN acredita que se os aerogeradores que foram desligados aquando do incidente
do toque das duas linhas possuíssem mecanismo de sobrevivência a afundamentos de tensão,
tal como o proposto na alteração ao RRT (Regulamento da Rede de Transporte), não teria
havido saída de potência eólica[12].
17
Capítulo 3
Medidas tomadas pelos Operadores de sistema
3.1 Introdução
O problema do corte de potência originado pelo afundamento das tensões tem sido
objecto de estudo por parte dos OS, pois é considerado um ponto essencial para a integração
de elevado número de geradores eólicos. Devido a uma elevada penetração eólica nos
sistemas em cujos parques alcançam já elevados níveis de potência, é necessário exigir
medidas que façam frente aos problemas que este tipo de geração pode apresentar, de
maneira a que esta nova geração se comporte similarmente à geração convencional.
Como já foi dito anteriormente, existem hoje em dia estratégias de controlo e
equipamento adicional que podem ser aplicados aos aerogeradores, de forma a que estes
consigam a sobrevivência a esses afundamentos, o mesmo será dizer, que há a possibilidade
de os manter ligados à rede não havendo por isso perda de potência eólica. Um dos
problemas que se põe, é que grande parte da potência eólica instalada sofre da inexistência
deste tipo de mecanismos, devido de aquando da emissão da sua licença, este requisito não
lhe ter sido exigido. Estima-se mesmo que em Portugal tenham sido emitidas licenças no
valor de 3000 MW de potência sem este requisito[14].
Posto isto, os OS dos diversos países com significativa penetração de potência eólica
têm vindo a exigir aos produtores, tecnologia de sobrevivência a cavas de tensão de modo a
evitar perda de potência. Esse requisito é normalmente apresentado sobre a forma de
gráficos de curvas de tensão (os quais iremos apresentar vários exemplos neste capitulo),
acompanhado por um outro que corresponde à exigência de injectar potência reactiva no
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
18
sistema durante a falha. Neste capítulo, também irão ser abordadas algumas dessas soluções
de sobrevivência a cavas de tensão, bem como apresentadas medidas e exigências que os
Operadores de sistema estão actualmente a adoptar para fazer face ao problema.
3.2 Alguns mecanismos de sobrevivência a afundamentos de
tensão
O sistema de sobrevivência a cavas de tensão pode ser conseguido através de um
conjunto de modificações no controlo dos aerogeradores. Em cada tipo de tecnologia de
aerogerador, a sobrevivência a cavas de tensão irá requerer diferentes modificações,
dependendo também da curva de tensão a satisfazer. Um exemplo da curva proposta pela
REN é apresentado na figura 3.1. Este tipo de modificações irá encarecer a geração, e a
menos que sejam obrigados, os produtores e donos dos parques não estarão interessados em
implementá-las.
3.1 Curva de tensão proposta pela REN - extraído de [14]
Podemos verificar facilmente na figura 3.1, acima representada, que a curva é
representada por um mínimo de tensão que o aerogerador pode suportar até à recuperação
da falha. O intervalo de tempo suportado, irá depender desse valor de tensão, neste caso os
aerogeradores têm que suportar um mínimo de 80% de redução do valor nominal de tensão
aos terminais da máquina, por um tempo máximo de 0,5 seg. Após os 0,5 seg, deverá
começar a recuperação da tensão para níveis normais. O valor limite de tempo para atingir
novamente valores de tensão normais será de 1,5 seg após a ocorrência da falha. O tempo de
recuperação irá depender da força da ligação à rede e da capacidade de fornecimento de
potência reactiva. Para qualquer valor contido na área representada a verde, o aerogerador
terá de se manter ligado, porém caso a tensão baixe do mínimo, em qualquer instante, ou
19
ultrapasse os tempos exigidos, a máquina poderá sair de serviço, originando assim uma perda
de potência.
De entre as várias soluções que podem ser adoptadas irão ser aqui apresentadas 3 das
mais usuais nomeadamente soluções envolvendo injecção de potência reactiva na rede - D-
STATCOMs (Distribution Static synchronous Compensator) e DVRs (Dynamic Voltage Restorer)
e uma estratégia de controlo da elevada corrente que se verifica no rotor do gerador de
indução duplamente alimentado.
3.2.1 – D-STATCOM (Distribution Synchronous Static Compensator)
Tanto o D-STATCOM como o DVR, têm sido importantes principalmente para conseguir
corresponder aos grid codes (conjunto de regras e imposições que os operadores de sistema
têm vindo a exigir para ligação dos produtores às redes de transporte e distribuição),
impostos pelos OS nos países que possuem grandes quantidades de produção eólica. Em
Espanha, há incentivos à tarifa paga aos antigos produtores, cujos parques não possuíam
sobrevivência a afundamentos de tensão, para instalarem mecanismos deste tipo, sendo que
para novas instalações este já é um requisito obrigatório.
Na sua forma mais simples, o D-STATCOM, consiste em um VSC (Voltage Source
Converter), um aparelho de armazenamento de tensão corrente contínua e um transformador
que vai ligar ao barramento de corrente alternada. Um esquema da ligação do D-STATCOM é
mostrado na figura 3.2.
3.2 Ligação de D-STATCOM, extraído de [15]
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
20
Este dispositivo converte a tensão de corrente continua armazenada no dispositivo de
armazenamento, em uma série de tensões de corrente alternada trifásica. Estas tensões são
ligadas ao barramento de corrente alternada por via da reactância do transformador de
ligação. Com uma manipulação da magnitude e fases das tensões de saída do D-STATCOM, é
possível um controlo da potência activa e reactiva, transferida do, e para o D-STATCOM.
O VSC ligado em paralelo ao barramento de corrente alternada, possibilita diversas
configurações de forma a que sejam atingidos determinados propósitos, nomeadamente,
regular a tensão, fazer a compensação de potência reactiva, corrigir o factor de potência e
eliminação de harmónicos.
De notar que em termos de correcção das tensões, nomeadamente em afundamentos
de tensão devido a falhas, este tipo de configuração apenas se revela eficaz e é aplicado,
para abaixamentos de tensão pouco severos[15]. No entanto este tipo de dispositivos à
semelhança do a seguir apresentado pode contribuir para um aumento das tensões no sistema
aquando de uma falha (através da injecção de potência reactiva), o que possibilitará a não
saída de alguns aerogeradores do sistema.
3.2.2 – DVRs (Dynamic Voltage Restorer)
Ao contrário do anterior sistema, o dynamic voltage recover, está mais, e
especialmente ligado, à recuperação dos perfis de tensão quer em termos de amplitude quer
em forma de onda. O DVR é composto à semelhança dos STATCOMs, por um sistema de
conversores VSC, um transformador de acoplamento e um aparelho de armazenamento de
tensão de corrente contínua. A única diferença está relativamente na sua forma de ligação:
enquanto que o D-STATCOM é ligado em paralelo ao barramento de corrente alternada, o DVR
é ligado em série, tal como se pode verificar na figura 3.3.
Quanto ao seu funcionamento, é também o VSC que transforma a tensão de corrente
continua em tensão trifásica de corrente alternada, controlando a sua amplitude e fase. Estas
tensões são depois injectadas no barramento de corrente alternada de forma a manter os
perfis de tensão do aerogerador dentro dos valores especificados, impedindo assim a saída de
serviço do mesmo. Quanto a estratégias de controlo do VSC, e apesar de funcionarem de
maneira igual, cada uma das soluções (D-STATCOM e DVR) usam estratégias diferentes.
21
3.3 - Ligação de DVRs, extraído de [15]
3.2.3 Controlo em Geradores de Indução Duplamente Alimentados
Como já foi explicado anteriormente, aquando da ocorrência de uma falha no sistema
e consequente abaixamento de tensão no nó a que está ligado, no aerogerador de indução
duplamente alimentado (AIDA), a corrente do estator da máquina aumenta
consideravelmente.
Esse aumento de corrente no estator irá fazer com que aumente também a corrente do rotor,
passando a ser um problema para o sistema electrónico de potência que o liga à rede. É
possível fazer o controlo da corrente, através do conversor ligado do lado do rotor no
entanto, isso faria com que subissem as tensões de corrente continua, o que representaria
igualmente um risco para a integridade dos conversores electrónicos. No artigo[16], o seu
autor apresenta uma solução para resolver o problema das altas corrente e/ou altas tensões
que podem levar ao desligamento da máquina.
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
22
3.4 - Estratégia adoptada por [16]
A solução apresentada tem em conta um desvio da corrente do rotor para umas
resistências que estão ligadas ao enrolamento do mesmo. Essa ligação do rotor às resistências
é feita através de tiristores que deixam passar a corrente para as resistências ou cortam,
consoante se trate de uma falha ou situação normal. O autor afirma ainda que o valor das
resistências é importante mas não critico, sendo que este pode assumir diversos valores.
Contudo há que ter em atenção, que o valor das resistências deve ser suficientemente grande
para limitar a corrente, e suficientemente pequeno de forma a impedir grandes tensões nos
terminais dos conversores. São ainda apresentados em [16], resultados de uma simulação de
um abaixamento de tensão de 85% durante 200 ms, ao que o sistema apresentado
correspondeu ao esperado, continuando a potência do aerogerador ligada à rede.
Um exemplo semelhante a este pode ser usado no caso dos aerogeradores com
máquinas síncronas de velocidade variável. Aqui o problema é o do aumento da tensão DC,
provocado pelo escoamento da corrente para o condensador. A solução será também fazer
um bypass para um conjunto de resistências quando a corrente suba até um determinado
valor, impedindo assim a destruição dos conversores. Isto leva a que haja uma mesma solução
para dois problemas diferentes.
3.3 Curvas de sobrevivência a cavas de tensão, adoptadas pelos
Operadores de sistema
Como já foi referido anteriormente, um dos principais problemas para os OS em
termos de integração de elevada potência eólica, é garantir que não haja perda de produção
na sequência de uma falha. De forma a garantir que elevados níveis de potência de produção
saiam do serviço intempestivamente, os OS dos diversos países estão agora a exigir (nos
23
respectivos “grid codes”) aos novos produtores um conjunto de medidas técnicas, que caso
não sejam cumpridas, levará à não inclusão das suas produções no sistema.
Uma dessas medidas exigidas, é a exigência de máquinas de geração com mecanismos
de sobrevivência a cavas de tensão. Esta medida é hoje considerada como um acto essencial
tendo em vista a segurança do sistema. É já exigido aos novos produtores em vários países,
que os seus parques possuam este tipo de mecanismo, sob pena da não inclusão da sua
produção no sistema. Países como Alemanha, Dinamarca, Espanha, Grécia, Suécia, Noruega,
Finlândia, Itália, Irlanda, Reino Unido, Portugal etc… já estão a exigir que os seus novos
parques possuam mecanismos de sobrevivência.
3.5 Exemplos de curvas de sobrevivência adoptadas em países Europeus. extraido de [8]
No caso de Portugal e apesar de ainda não haver medidas de alteração ao
Regulamento de rede de transporte no sentido de exigir esta funcionalidade, as novas
concessões de potência eólica em território nacional, apenas estão a considerar candidaturas
de parques cujas máquinas possuam sobrevivência a cavas de tensão. Nomeadamente
aquando do concurso feito em finais de 2005 para dois lotes de potência eólica, um com 1200
MW e outro de 500 MW, foi exigido mecanismos de sobrevivência a cavas de tensão.
No caso da Espanha, em que os níveis de produção eólica são dos mais altos a nível
mundial e que continuam ano após ano em crescendo, a Rede Eléctrica Espanhola
desenvolveu um sistema, em que os novos produtores eólicos têm de cumprir com os
requisitos técnicos (grid codes) de forma a poderem receber um incentivo económico. Quanto
aos parques antigos, tinham até ao final de 2009 para apresentarem propostas de forma a
adaptarem-se a esses mesmos requisitos, sob pena, se não o fizerem de não receber o
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
24
incentivo económico, taxado em 5% do preço médio da energia definido no 2º artigo da R.D.
1432/2002[15]. De referir também que houve um incentivo por parte da REN, operador de
sistema de Portugal, de forma a equipar os parques mais antigos com sobrevivência a cavas
de tensão.
Na figura 3.5, estão representadas algumas curvas de tensão definidos por os
operadores de sistema, de Alemanha, Portugal, Irlanda e Espanha, países com elevada
penetração de energia eólica em seus sistemas. De notar que as curvas diferem, sobretudo
porque tem em conta as filosofias de protecção de rede, seguidas por cada um dos
operadores.
Analisando as curvas podemos verificar que o valor mínimo de tensão permitido
aquando do aparecimento da cava (representado para t=0 seg), varia pouco entre os sistemas
propostos, com valores de 0,15 pu e 0,20 pu. A principal diferença entre as diferentes curvas,
tem a ver principalmente com o tempo de duração desse valor mínimo de tensão. Por
exemplo verificamos que o operador alemão apenas permite valores mínimos de tensão até
um tempo máximo de 150 ms, ao passo que as suas congéneres europeias permitem valores
mínimos de tensão por períodos superiores a 500 ms, no entanto a curva alemã, exige que o
gerador sobreviva a uma maior, queda de tensão.
3.4 Curvas de injecção de potência reactiva
A crescente penetração da energia proveniente de geradores eólicos nos sistemas
eléctricos de cada país, tem levado a que existam cada vez mais parques eólicos com valores
de potência próximos dos valores das centrais convencionais, pelo que não só há que evitar a
saída intempestiva de grandes conjuntos de potência, como também é necessário que os
parques ajudem a manter a qualidade de funcionamento do sistema.
Até agora os requisitos técnicos (grid codes) definidos pelos operadores de sistema de
cada país, apenas estabeleciam normas e regras respeitantes ao funcionamento em modo
estacionário das turbinas dos parques, pelo que as novas imposições de requisitos são agora
respeitantes à forma como as instalações devem responder em caso de ocorrência de uma
falha.
Um outro requisito imposto pelos operadores de sistema português e espanhol por
exemplo, é a capacidade de os parques fornecerem energia reactiva ao sistema no período de
duração da falha. Uma imagem da curva de injecção de potência reactiva exigida pelo
Operador de Sistema de Portugal é apresentado em baixo na figura 3.6. Na figura a área
representada por (1) corresponde à duração do defeito, e a área representada por (2)
corresponde ao regime normal de funcionamento.
25
3.6 Produção de reactiva durante a cava de tensão. Extraído de [17]
De uma maneira muito simples, pode-se dizer que as instalações de produção além de
não poderem consumir energia reactiva, terão de garantir que é fornecida à rede de
transporte, potência reactiva suficiente de forma a esta poder recuperar os níveis de tensão
desejados para o retorno ao funcionamento em regime normal. Para isso, em muito contribui
os já anteriormente falados DVRs e D-STATCOMs que têm como uma das suas principais
funções a injecção de potência reactiva.
Outro aspecto relevante, que se pode observar no gráfico da figura 3.6, tem a ver
com a injecção de potência em regime normal. Um dos requisitos antes exigido pelos
operadores de sistema, aquando da integração dos parques eólicos, era o de que todos os
parques deveriam fornecer, em termos de média anual nas horas de ponta e cheia do
diagrama de cargas, uma fracção de energia reactiva de 0,4 face à energia activa. Esta
obrigação foi abandonada pois com a crescente integração de energia eólica nas redes, este
requisito poder-se-ia tornar prejudicial, pois conduziria a tensões excessivamente altas nos
nós de maior concentração de produção, não havendo assim uma verdadeira participação no
serviço de sistema de gestão de reactiva. Actualmente, e ao contrário da anterior regra que
não fazia distinção entre as tensões das redes onde os parques iriam ser ligados, há a
obrigação de estabelecer diferentes regras consoante os níveis de tensão da interligação. Em
particular, os parques ligados à rede de distribuição devem fornecer serviços de reactiva na
ordem dos 0 a 20% face a energia activa efectivamente produzida, enquanto que para os
parques ligados à rede de distribuição (apesar de ainda não se encontrar no regulamento)
esse valor será nulo.
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
26
3.5 – Corte de potência eólica em risco
Quando da ocorrência de fenómenos de perda súbita de potência devido a cavas de
tensão, tais como os que ocorreram em Portugal (já atrás referidos no capitulo 2) por
exemplo nos dias 15/11/2009 e 25 e 26 de Janeiro também de 2009, os operadores de sistema
têm rapidamente que repor a potência em falta. De forma a cobrir essa diferença, o método
mais adoptado é recorrer à potência de interligação, tal como aconteceu nessas mesmas
datas em que a Rede Eléctrica Nacional, solicitou a Espanha a potência em falta. O grande
problema reside no facto de poder não estar disponível a potência de interligação necessária
para cobrir a falha. De forma a evitar problemas derivados dessa indisponibilidade, é
necessário tomar medidas preventivas.
Até então, a grande parte dos operadores de sistemas cujos países possuem elevada
penetração eólica, apenas estavam habilitados a efectuar cortes de potência eólica, em casos
em que ocorressem congestionamentos significativos em linhas ou equipamentos, ou no caso
dos valores da produção eólica e dos mínimos técnicos das centrais convencionais
ultrapassarem os valores de consumo.
Por razões de segurança do sistema, começa-se hoje a olhar para o corte de potência
eólica de modo preventivo. Se por algum motivo, o operador de sistema suspeitar que irá
ocorrer uma perda de potência eólica, por via da ocorrência de uma cava de tensão derivada
de uma falha no sistema, ele irá possuir autoridade para previamente cortar essa potência.
No caso da potência de interligação disponível não ser suficiente para cobrir a potência eólica
em risco, o operador de sistema irá efectuar um corte de potência eólica de valor igual à
diferença entre o total da potência eólica em risco e o valor da interligação. Essa potência
cortada irá ser substituída por potência convencional, que pode ser conseguida aumentando
os níveis de potência gerada dos grupos já ligados, ou ligando novos grupos geradores.
3.5.1 – Corte preventivo de potência eólica em risco – Caso
Espanhol
Espanha, país possuidor de elevada produção eólica, desde muito cedo que se
deparou com o problema da perda súbita de potência eólica proveniente do fenómeno dos
afundamentos de tensão. Sentiu desde logo a necessidade de resolver o problema e foi o
pioneiro no corte preventivo de potência eólica, tendo desenvolvido um centro de
supervisionamento especial (CECRE – Centro de Control de Régimen Especial), dedicado
unicamente à supervisão e controlo indirecto da produção em regime especial. Este centro
tem como principal função permitir a integração da máxima potência eólica possível sem
comprometer a segurança do sistema.
A rede eléctrica espanhola REE (operador de sistema de Espanha), possui já
regulamentação que lhe permite efectuar cortes preventivamente. No Procedimento de
27
operación 3.7 punto 4, Jueves 28 de mayo de 2009, publicado no BOE sec 1 pág 44370,
encontra-se de forma resumida, encarada a possibilidade de operador de sistema espanhol
cortar potência eólica de forma a assegurar a segurança do sistema;
“(…) o operador de sistema fará uma avaliação antecipada da máxima potência de
geração renovável de cariz não gerenciável que se pode integrar no sistema sem
comprometer a segurança, atendendo às perdas de produção originadas por cavas de tensão.
Para isso irá ter em conta a tecnologia de casa uma das unidades de produção considerando
os requisitos técnicos estabelecidos nos procedimentos de operação, com o objectivo de
minimizar as trocas de energia necessárias, substituindo em primeiro lugar as instalações de
produção mais sensíveis a essas mesmas cavas.”
Essa avaliação terá de ser feita com base em informação, previamente recolhida e
pode ter em conta, por exemplo, previsões meteorológicas ou estado dos equipamentos. Este
tipo de informação, entre outras, chega ao CECRE através dos centros de controlo de geração
eólica implementados por áreas de geração. De notar que o CECRE não tem poder de
comando e de actuação sobre os parques eólicos, apenas visualiza a informação, e emite
ordens que são transmitidas aos centros de controlo de geração eólica.
De forma a avaliar o risco de potência eólica, o CECRE possui um centro de
visualização semelhante ao apresentado na figura seguinte, figura 3.7.
3.7 - Exemplo do ambiente de monitorização CECRE. Extraído de[18]
Do lado esquerdo da figura, podemos visualizar o operador e todo o sistema de
visualização de informação disponível. Entre os vários dados o operador tem acesso ao
número e localização de geradores eólicos ligados, estado das ligações, níveis de potência de
interligação, e todos os dados recebidos dos centros de controlo de geração eólica.
Do lado direito da figura e mais importante para este trabalho, encontra-se um
sistema de avaliação de nível de tensões através de códigos de cores e por linhas de
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
28
isotensão. Através da imagem verifica-se facilmente quais os níveis de tensão em todos os
pontos do país na ocorrência de um incidente na linha de 400 kV no ponto avaliado. De notar
que esta imagem, bem como todo o sistema, é apresentada não em unidades p.u. (tal como o
desenvolvido neste trabalho) mas em kV. Assim, para valores iguais ou inferiores a 80 kV (20%
da tensão 400 kV) toda a potência eólica no sistema irá ser desligada, sendo esta zona
representada por um código de cores do azul até ao violeta. Seguidamente para valores até
320 kV (80% do valor de tensão nominal da linha) apenas sobreviverão os geradores eólicos
com sobrevivência a cavas de tensão, para estas zonas o código de cores vai numa escala de
vermelho até ao laranja. Por fim e numa escala do amarelo até ao verde, estão todas as
zonas que não serão afectadas pela ocorrência do curto-circuito, ou seja pontos da linha onde
a tensão esteja acima dos 320 kV. Uma análise do fenómeno do afundamento das tensões na
rede portuguesa, utilizando um software semelhante a este, pode ser encontrado em [19]
Com esta informação, o operador do CECRE em conjunto com o operador do
CERCOEL, irão tomar medidas de forma a minimizar o risco do corte de potência eólica. Estas
medidas poderão ser de carácter preventivo ou de carácter de emergência.
No caso de se tratar de uma emergência, ou seja de uma real perda de potência
eólica, o operador do sistema nada mais poderá fazer do que simplesmente recorrer à
potência de interligação disponível e repor através desta, a potência eólica em falta.
Aquando de manobras de origem preventiva, haverá um leque maior de oportunidades por via
a diminuir o risco da potência eólica cortada. O procedimento numa situação destas poderá
variar. O operador de sistema poderá substituir parte da potência eólica a cortar recorrendo
a um re-despacho, aumentando a potência dos geradores já ligados ao sistema, ou
simplesmente ligar mais centrais o que reforça a importância das grandes hídricas. Esta
potência substituída dependerá sempre do valor da potência de interligação. No caso
espanhol, a potência em risco substituída por re-despacho irá ser a diferença entre a
potência eólica em risco e a potência de interligação disponível de modo a retirar a mínima
potência eólica do sistema tendo em vista a segurança do mesmo.
Outra situação que pode acontecer, é através de uma reconfiguração da rede,
desligar certas linhas que poderão propagar os efeitos do afundamento de tensões de modo a
reduzir os efeitos provocados por estes. Uma situação de como esta reconfiguração de rede
pode diminuir os efeitos de um afundamento de tensão pode ser visualizado na figura 3.8.
29
3.8 - Redução dos efeitos dos afundamentos de tensão por reconfiguração da rede - extraído de [18]
No lado esquerdo da figura estão representados os efeitos da ocorrência de um
defeito na zona representada a violeta (de notar que o código de cores é um pouco diferente
do usado na figura 3.7). À direita visualizamos o mesmo defeito e os seus efeitos a nível de
afundamento de tensões e facilmente se consegue perceber que os efeitos são deveras mais
reduzidos.
De forma a poder fornecer alguns dados ao operador de sistema que lhe pudessem
ser úteis para diminuir o risco de potência eólica cortada, foi construído um sistema
computacional que irá ser apresentado nos capítulos seguintes. Esta aplicação irá fornecer
indicadores de risco de perda de potência, levando em conta máquinas que possuam
sobrevivência a cavas de tensão e máquinas que não, de forma a que o operador de sistema
possa tomar uma decisão racional aquando da avaliação do risco.
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
30
31
Capítulo 4
Metodologia e Desenvolvimento Computacional
4.1 Introdução
De modo a estabelecer uma base de ajuda à decisão, foi elaborado ao longo
do trabalho, um sistema de apoio à decisão baseado na análise das tensões pós
defeito aquando da ocorrência de curto-circuitos nas linhas. Foram também criados,
com base nos resultados fornecidos por esta aplicação, indicadores relativos a valores
de perda de potência e informação que permite identificar as zonas, onde a perda de
potência leva a maiores problemas. De notar que esta aplicação foi desenvolvida sob
a hipótese de os geradores eólicos possuírem mecanismos de sobrevivência a cavas de
tensão ou não, o que possibilitará identificar áreas onde a adopção deste tipo de
mecanismos seja mais urgente.
A aplicação computacional foi baseada em várias etapas, as quais estarão
detalhadamente explicadas ao longo deste capítulo. De um modo geral, podemos
identificar os diversos passos considerados para a sua concepção:
Escolha da rede de estudo, e preparação dos dados para introdução
no software MATPOWER®
Introduzir os dados, e realizar o trânsito de potências no MATPOWER
Aquisição do valor das tensões pré defeito
Simulação de um curto-circuito em cada nó da rede escolhida
Cálculo das tensões pós defeito, em todos os nós, para cada curto-
circuito simulado
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
32
Identificar qual a potência eólica total, e por nó que sai de serviço
em cada curto-circuito simulado
Introdução das probabilidades de ocorrência de defeito, e leitura dos
indicadores
Visualização dos valores das potências em risco por nós, e quais os
geradores envolvidos.
É de referir que toda a aplicação foi desenvolvida através do software Matlab®
disponibilizado pela Mathworks™, e a parte final de estruturação de resultados foi realizada
em Microsoft Excel™
4.2 Estruturação da aplicação
De um modo geral, podemos visualizar todo o caminho seguido para elaboração da
metodologia desenvolvida na figura 4.1 a seguir apresentada. Esta visão de conjunto
possibilitará uma maior compreensão de cada um dos módulos que iremos descrever
detalhadamente a seguir. Os diferentes módulos que compõem o diagrama geral irão ser
explicados e descritos, bem como apresentada toda a formulação utilizada em cada um
deles.
4.1 - Diagrama geral da aplicação computacional desenvolvida
33
4.2.1 – Introdução dos valores dos dados, da rede e obtenção das tensões pré defeito
Neste passo tal como o título assim o indica, depois da escolha da rede que se deseja
sujeitar a simulação, há que proceder à introdução dos dados relativos a essa mesma rede no
software MATPOWER®, o qual irá efectuar uma simulação de um trânsito de potências com
vista a obter entre outros dados, as tensões pré-defeito em cada nó.
4.2 Primeiro módulo da aplicação computacional
O software MATPOWER® (complemento ao software Matlab), efectua o trânsito de potências,
simulando o método de Newton. A inserção de dados pode ser efectuada de diferentes
formas, podendo ser inseridos através de ficheiro de texto, folha de Excel, ou directamente
no software, opção que foi escolhida devido, à rede escolhida para simulação já se encontrar
no formato desejado.
Após ser feita a aquisição de todos os dados, (resistência e reactância das linhas,
reactâncias dos transformadores, nós de geração, nós de consumo etc…) é adicionada uma
coluna ao vector que contém os dados de cada gerador de modo a que se possa classificar se
se trata de um gerador de produção convencional ou eólico, em baixo é apresentado uma
tabela de exemplificativa referente aos dados dos geradores.
bus Pg Qg Qmax Vg status Pmax Pmin … Xg Tipo
1 10 4,685 10 1,035 1 20 16 … 0,1i 0
1 10 4,685 10 1,035 1 20 16 … 0,1i 0
1 76 0,76876 30 1,035 1 76 15,2 … 0,1i 0
2 10 5,78772 10 1,035 1 20 16 … 0,1i 0
2 10 5,78772 10 1,035 1 20 16 … 0,1i 0
2 76 6,8324 30 1,035 1 76 15,2 … 0,1i 0
4 12 1,2 6 1,014 1 12 2,4 … 0,1i 1
… … … … … … … … … … …
Tabela 4.1 - Tabela exemplificativa da organização de dados, exemplo de dados do gerador
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
34
Bus – Nó em que se encontra o gerador
Pg – Potência activa gerada pelo gerador
Qg – Potência reactiva gerada pelo gerador
Qmáx – Potência reactiva máxima do gerador
Vg – tensão no nó do gerador
Status – Se 1, gerador encontra-se ligado. Se 0, gerador desligado
Pmáx – Potência Activa máxima gerada pelo gerador
Pmin – Potência Activa mínima gerada pelo gerador
Xg -Reactância de cada gerador
Tipo – Se 1, gerador eólico. Se 0, Gerador convencional
Apesar de não se encontrar completa, por motivos de espaço, dá para perceber o tipo de
organização de dados e técnica adoptada para identificar o tipo de gerador.
Também no diagrama de fluxo apresentado na página anterior (figura 4.2), se pode
verificar que a par com a obtenção das tensões de pré defeito, são calculadas as matrizes de
Admitâncias e de Impedâncias nodais. A matriz de admitância nodal, pode ser obtida através
da seguinte formulação:
(4.1)
Onde i e k são iguais ao número de nós da rede em simulação e as diagonais da matriz são
dadas pela equação:
(4.2)
e as restantes posições da matriz são definidas pela equação:
(4.3)
De referir que , representa a matriz onde se encontram representados as
admitâncias de ligação entre os diferentes nós. Posto isto, estamos agora em condições de
35
efectuar o cálculo da matriz das impedâncias nodais, invertendo a matriz das admitâncias
previamente calculada.
De seguida, os valores das impedâncias nodais, irão ser utilizado para se proceder ao cálculo
da potência e correntes de defeito, que juntamente com as tensões de pré defeito fornecidas
pelo output do software MATPOWER®, servirão para efectuar o cálculo das tensões pós
defeito.
4.2.2 Cálculo das correntes de defeito e tensões de pós defeito
Neste ponto da aplicação iremos proceder ao cálculo das tensões pós defeito para
avaliar o fenómeno dos afundamentos de tensão. Uma análise a estas tensões permitirá no
módulo seguinte, fazer uma contagem da potência eólica cortada na sequência da simulação
de um curto-circuito em cada um dos barramentos. Um esquema deste módulo encontra-se
na figura 4.3 abaixo apresentada.
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
36
4.3 Segundo módulo - obtenção das tensões pós defeito
Analisando o esquema, verificamos facilmente o seu objectivo é o de calcular as
tensões pós defeito em todos os barramentos. A existência de um ciclo tem por objectivo
simular um curto-circuito em cada um dos nós, sendo que por cada simulação se armazenam
os dados relativos ao valor das tensões nos restantes nós da rede.
Após a inicialização do contador, vamos começar por calcular a corrente de curto-
circuito para o nó i=1, e consecutivamente até ao último nó da rede o nó n. A formulação
utilizada para o cálculo da corrente de curto-circuito foi a seguinte:
37
(4.5)
Onde representa a tensão pré defeito do nó i em que o ciclo está, Zd representa a
impedância de defeito que neste caso foi considerada nula, e é a impedância nodal do nó
em cada ciclo.
Seguidamente e obtendo os valores da corrente de curto-circuito, em cada nó
simulado, procede-se ao cálculo das tensões pós defeito em todos os nós. Este passo foi
efectuado seguindo a formulação abaixo apresentada;
Cálculo das tensões no nó j, dado um c.c. no nó i
(4.6)
;
Convém referir, que em resultado de se estar a tratar da simulação de curto-circuitos
trifásicos simétricos, apenas se consideraram as componentes directas de todas as grandezas
calculadas.
Um exemplo de como as tensões pós defeito são guardadas no programa, de modo a
estes dados poderem ser é trabalhados posteriormente apresentado na matriz seguinte (4.7):
(4.7)
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
38
4.2.3 – Análise das tensões pós defeito e contabilização da potência eólica
cortada
Este ponto tem como objectivo, comparar as tensões pós defeito simuladas, com a
curva de sobrevivência a afundamentos de tensão, adoptada pelo operador de sistema
nacional, em Portugal, REN.
4.4 Terceiro módulo, obtenção da potência eólica cortada
Como se pode verificar na figura anterior, figura 4.4, neste módulo efectuam-se dois
ciclos de forma a correr a matriz 4.7 das tensões pós defeito. Para cada curto-circuito
simulado, o programa vai analisar as tensões pós defeito de todos os barramentos. O passo
seguinte é de verificar se o nó correspondente ao valor da tensão em análise possui ou não
geração. No caso de o nó possuir geração, o programa vai avaliar se esta geração é de
proveniência eólica (analisando a coluna acrescentada no ponto 4.2.1), ou se se trata de
geração convencional. Se não for um nó de produção, ou se for um nó de geração
39
convencional, o programa saltará para um novo ciclo, analisando outro valor da tensão pós
defeito. Por outro lado se o nó possuir geração eólica, compara o valor das tensões com a
curva adoptada pela REN, operador de sistema português.
Posto isto, podem existir três cenários possíveis: as tensões estarem abaixo de 0,20
p.u., estarem entre 0,20 p.u. e 0,80 p.u. ou estarem acima de 0,80 p.u.
Menor que 0,20 p.u – Caso as tensões no nó j, desçam até um valor abaixo
de 0,2 p.u., os geradores eólicos ligados ao nó irão ser desligados, mesmo
que possuam sobrevivência a cavas de tensão, o que faz com que o programa
contabilize a potência eólica perdida nesse nó.
Entre 0,20 e 0,80 p.u. – Se as tensões em cada nó j, se encontrarem
compreendidas entre estes dois valores, o programa irá avaliar a existência
de mecanismos de sobrevivência a cavas de tensão, e em caso afirmativo,
efectuará um novo ciclo analisando a outro valor. No caso de o mecanismo
não estar presente nas máquinas de geração desse barramento, somará a
potência cortada guardando-a na matriz Pci,j, (4.8) apresentada de seguida.
Acima de 0,80 p.u. – Nesta situação, nenhuma turbina é desligada, quer
possua sobrevivência a cavas de tensão ou não, pelo que o programa termina
a iteração, começando uma nova.
É necessário referir que a contabilização de potência cortada, apenas é feita para
potência eólica (pois este trabalho apenas se refere a este tipo de perda), sendo que os
valores guardados na matriz 4.8 não contemplam a potência convencional perdida. A
potência cortada por nó j em cada curto-circuito i é guardada numa matriz semelhante à
apresentada de seguida.
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
40
4.2.4 – Criação de indicadores de risco
Após possuirmos a informação necessária, acerca da perda de potência eólica em
cada um dos diferentes barramentos da rede, na ocorrência de um curto-circuito também em
cada um deles, o próximo passo é o de criar e estabelecer indicadores de risco. Estes
indicadores podem ser analisados pelo operador de sistema, de modo a que este possa avaliar
a necessidade e urgência da substituição de potência eólica por outro tipo de geração,
podendo assim antecipar futuros problemas.
O primeiro passo para a construção destes indicadores é o da definição das
probabilidades de acontecimento do defeito em cada nó. Estas probabilidades são definidas
pelo operador de sistema, baseando-se por exemplo em dados históricos de outros
acontecimentos semelhantes, previsões meteorológicas, previsões por época do ano, ou idade
e estado dos equipamentos do sistema.
As probabilidades de cada defeito irão estar distribuídas da seguinte forma:
Tabela 4.2 – Tabela exemplo da atribuição de probabilidades
Com i=1,2,3, …, n;
Com a atribuição das probabilidades de ocorrência de defeito em cada nó, é agora
possível contabilizar a probabilidade de saída de serviço de cada um dos parques eólicos do
sistema. Para isso, é necessário contabilizar quais os parques que saem de serviço em cada
possível falha. Essa informação poderá ser consultada em tabelas semelhantes à apresentada
a seguir (tabela 4.3).
41
Saída do parque eólico x
do nó j
Defeitos que provocam a
saída do parque x
Tabela 4.3 – Exemplo da saída de parques eólicos por possível defeito
Onde representa o parque eólico x, que se encontra ligado ao barramento j.
Após esta informação e baseado nas probabilidades atrás definidas, irão ser
calculadas as probabilidades de saída dos parques eólicos da seguinte forma:
O passo seguinte, tendo definido previamente as probabilidades bem como a
contabilização da potência eólica perdida por nó (apresentada no ponto anterior), foi então o
da construção de quatro indicadores simples.
1. Perda esperada de potência eólica – representa o somatório da potência cortada
por nó multiplicada pela probabilidade de ocorrência de defeito do mesmo.
Baseando-se num valor limite de preocupação definido pelo por ele, e baseado
em experiência adquirida, o operador de sistema poderá visualizar se em cada
situação o indicador ultrapassa esse valor e em caso afirmativo poderá efectuar
as medidas necessárias.
2. Máxima potência cortada – dá indicação do valor do caso menos favorável em
termos montante de potência eólica em risco, ou seja, refere qual o caso onde a
potência em risco é mais elevado. Adicionalmente poderão ser visualizados quais
os possíveis c.c. que levam a esse valor máximo de potência em risco. Após a
visualização deste indicador e ainda que o caso tenha uma probabilidade baixa de
ocorrência de defeito, o operador de sistema poderá optar por substituir logo
alguma da potência eólica em risco ligando outras máquinas de geração
convencional. A substituição dos geradores poderá ser feita por ordem
decrescente da probabilidade de saída do mesmo.
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
42
3. Potência eólica em risco – definidas as probabilidades de ocorrência de defeito
em um barramento (pi), o operador de sistema irá definir um valor limite de
probabilidade (plim) que representará para ele uma possível situação de perigo.
Este indicador dar-lhe-á o somatório da potência em risco, cujas probabilidades
se encontram acima desse limite. Poderá então avaliar a necessidade e urgência
da substituição prévia da potência em risco.
4. Valor esperado da potência em risco – Este valor irá ser dado pela divisão da
perda esperada de potência eólica (indicador 1) pela soma das probabilidades de
defeito de cada nó. Quando da ocorrência do defeito o operador de sistema
poderá saber qual o valor médio da possível potência eólica cortada.
De notar que a criação destes indicadores classifica os diferentes defeitos nos
barramentos como sendo mutuamente exclusivos, no entanto, a metodologia desenvolvida
permite facilmente uma reconfiguração para a consideração da possibilidade de existência de
dois curto-circuitos em pontos diferentes de forma simultânea.
De forma geral os indicadores construídos servirão para alarme, por isso cabe ao
operador de sistema estabelecer limites para cada um deles. Estes limites poderão ser
implementados, recorrendo a dados de histórico e experiência acumulada. Poderão ser
mesmo criados bandas de valores de forma a considerar a informação qualitativamente,
classificando o risco de baixo, moderado ou alto.
Aquando de uma possível situação de alarme, ou seja, quando estes indicadores
ultrapassam um certo limite definido pelo operador de sistema, a aplicação computacional
irá fornecer um conjunto adicional de informação. Esta informação irá revelar em cada
situação, aquando da possível existência de um curto-circuito em cada barramento, qual o
valor potência eólica que sai de serviço e a sua localização. Um exemplo é dado na tabela 4.4
seguinte, onde é simulado um curto-circuito no barramento i
43
Tabela 4.4 – Exemplo da tabela da potência total cortada
Onde representa a contribuição de potência eólica cortada dada pelo
gerador que se encontra no nó j.
A informação contrária à anterior também é importante. Saber o número de vezes
que um parque eólico sai de serviço e em que curto-circuitos a sua potência está em risco,
poderá facilitar o operador de sistema a substituí-lo primeiro, visto ser um factor de risco
comum a possíveis falhas em vários nós. Um exemplo desta informação é apresentado na
tabela 4.5
Tabela 4.5 – Exemplo da tabela da potência cortada por nó
Esta percepção de quais os parques que estão em risco de serem desligados, poderá
permitir ao operador de sistema, antecipar possíveis problemas derivados da perda súbita de
potência que poderá levar ao desequilíbrio entre carga e geração, afectando assim a
estabilidade da frequência podendo mesmo levar à perda de abastecimento.
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
44
Nesta situação o operador de sistema, poderá substituir mais calmamente a potência
eólica em risco, aumentando as reservas, activando mais geradores, aumentando as potências
dos grupos ou em último recurso verificando atempadamente qual a potência de interligação
disponível.
Exemplos de como o processo aqui descrito foi implementado, são apresentados no
capítulo 5 seguinte.
45
Capítulo 5
Resultados Obtidos após Simulação
5.1 Introdução
Tendo por base a metodologia apresentada no capítulo anterior, iremos neste
capítulo realizar uma simulação usando uma rede de 24 barramentos ao qual se chamou CASO
24. Como tal, foram simulados através da aplicação desenvolvida os curto-circuitos nos
diferentes barramentos, bem como construídos os indicadores necessários para avaliar o risco
da perda de potência eólica. O estudo desenvolveu-se de forma a conseguirmos chegar a uma
situação próxima da que o operador de sistema poderá enfrentar, e demonstrar os meios que
ele poderá utilizar para que consiga prevenir possíveis problemas derivados à perda súbita da
potência eólica.
Para o caso em estudo, irão ser apresentados todos os passos da metodologia seguida
que foram apresentados no capítulo anterior, bem como os resultados (mais importantes) da
simulação, os indicadores de risco, e as informações que permitirão ao operador de sistema
actuar de forma atempada e racional. Adicionalmente foram criados possíveis cenários de
alarme nos indicadores de risco, de forma a simular situações de risco de perda de potência
eólica. Também para cada um destes cenários é apresentada toda a informação que
possibilite ao OS uma intervenção eficiente.
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
46
5.2 Caso 24 – Rede de 24 barramentos
O caso 24 foi construído, tendo como base a rede de 24 barramentos disponibilizada
pela University of Washington College of Engineering case_24_ieee_rts . Esta rede já se
encontrava em formato compatível para o uso no software MATPOWER®.
De modo a poder ser feito um estudo com resultados mais proveitosos, a base dos
dados da rede manteve-se a mesma, ou seja, dados referentes às linhas, aos transformadores
e cargas não foram alterados. No entanto, houve a necessidade de se proceder a alterações
no que diz respeito aos dados referentes à geração. Foram alterados os valores da geração
convencional já existente, repartindo a potência retirada a estes, por novos barramentos
onde foram criados barramentos de geração eólica.
Um esboço da rede em estudo pode ser visto na figura 5.1.
5.1 Rede de 24 barramentos usada para simulação
Procedeu-se então à inserção de todos os dados referentes à rede em estudo, sendo
que os mesmos podem ser consultados no final deste trabalho no Anexo A.2. Após
efectuarmos o trânsito de potência no software MATPOWER®, obteve-se o valor das tensões
pré-defeito. Com estas e, procedendo de acordo com a metodologia, realizou-se o cálculo das
tensões pós-defeito após simulação em cada um dos 24 barramentos da rede em estudo,
podendo o valor destas tensões ser consultadas no anexo A.3.
Quanto às tensões pré-defeito e visto também o valor destas não ser de especial
importância para a compreensão dos resultados, foram colocadas em anexo A.2.
47
Seguidamente, procedeu-se segundo a metodologia atrás descrita, tendo-se chegado
aos valores das tensões pós defeito e potência cortada por cada curto-circuito simulado. Nos
pontos seguintes, irão ser apresentados 2 tipos de cenários tendo em vista a simulação da
alteração de alguns dos indicadores construídos. São simuladas situações de alarme, e
apresentadas as informações que possam interessar ao operador de sistema de modo a que
este possa reagir atempadamente, reduzindo assim a probabilidade de perda súbita de
potência.
De forma a poder ser mais fácil a visualização e indicação do valor e nó da potência
cortada em cada um dos curto-circuitos simulados, é apresentado na tabela seguinte os
geradores presentes na rede. Na tabela 5.1, é possível visualizar a potência por grupo
gerador, bem como o nó a que esta está ligada. Como a simulação apenas avalia o risco de
perda de produção eólica, também é distinguido o tipo de gerador, ou seja, se se trata de um
gerador convencional, ou de um gerador eólico.
Nó Pg (MW) Qg (MVAr) Tipo Nó Pg (MW) Qg (MVAr) Tipo
1 10,000 4,685 Convencional 14 0,000 -36,259 Convencional
1 10,000 4,685 Convencional 15 12,000 2,119 Convencional
1 76,000 0,769 Convencional 15 155,000 -4,095 Convencional
2 10,000 5,788 Convencional 16 155,000 20,983 Convencional
2 10,000 5,788 Convencional 17 76,000 -9,274 Eólico
2 76,000 6,832 Convencional 17 60,000 22,874 Eólico
4 12,000 1,200 Eólico 18 400,000 113,485 Convencional
4 12,000 1,200 Eólico 19 50,000 5,000 Eólico
5 76,000 7,321 Eólico 20 50,000 5,000 Eólico
5 50,000 5,279 Eólico 21 400,000 98,574 Convencional
7 80,000 21,481 Convencional 22 50,000 -8,869 Convencional
7 80,000 21,481 Convencional 22 50,000 -8,869 Convencional
8 80,000 8,000 Eólico 22 50,000 -8,869 Convencional
10 12,000 1,200 Eólico 23 155,000 24,171 Convencional
10 12,000 1,200 Eólico 23 155,000 24,171 Convencional
13 61,112 64,730 Convencional 23 350,000 74,846 Convencional
13 60,000 64,730 Convencional
Tabela 5.1 Geradores presentes na rede
5.2.1 – Cenário A.1 – Alarme no indicador: Potência máxima cortada por
defeito
Um dos factores a ter em conta e avaliado pelos indicadores diz respeito à máxima
potência cortada por nó. Este indicador revela de entre todos os curto-circuitos simulados,
qual o que levaria a uma maior perda de produção. Este indicador é importante, para o
operador de sistema poder gerir de melhor forma a possível ocorrência do defeito.
Após simulados os diferentes curto-circuitos, foram contabilizadas as potências
perdidas devido ao afundamento de tensões. De notar que para o caso da simulação neste
cenário não foram considerados os mecanismos de sobrevivência a afundamento de tensões
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
48
em nenhum dos parques eólicos da rede em estudo, pelo que a contabilização da potência
cortada, apenas se baseará se a tensão pós defeito do nó de geração baixa de um valor de
0,80 p.u. ou se se mantém acima deste. O quadro referente à potência eólica cortada em
cada nó, simulando um curto-circuito no mesmo pode ser visualizada na tabela 5.2.
cc nó_1 126 cc nó_13 0
cc nó_2 150 cc nó_14 186
cc nó_3 0 cc nó_15 0
cc nó_4 24 cc nó_16 186
cc nó_5 150 cc nó_17 136
cc nó_6 150 cc nó_18 136
cc nó_7 80 cc nó_19 100
cc nó_8 104 cc nó_20 50
cc nó_9 128 cc nó_21 0
cc nó_10 230 cc nó_22 136
cc nó_11 24 cc nó_23 50
cc nó_12 24 cc nó_24 0
TOTAL 2170
Potência eólica cortada (MW)
Tabela 5.2 – Potência eólica cortada por nó
Após visualização da tabela 5.2, podemos facilmente identificar que a máxima
potência eólica cortada ocorre para um curto-circuito no barramento 10 sendo que o valor
total da perda eólica para este barramento é quantificado em 230 MW. De seguida e
empatados com 186 MW de possível potência eólica vêm os curto-circuitos nos barramentos
14 e 16. Estes valores são apresentados a vermelho devido a estarem colocados acima do
valor considerado limite de preocupação para o operador de sistema, que para este cenário
se considerou 175 MW, cerca de 35% da potência total eólica no sistema.
Com a identificação dos casos acima do limite de potência em risco definida pelo
operador de sistema, surge a necessidade de saber, quais os geradores que contribuem para
essa potência. De seguida são apresentadas as tabelas com a contribuição dos nós para a
potência total cortada em cada curto-circuito (Tabela 5.3, Tabela 5.4, Tabela 5.5).
1 0,8021 0 13 0,682553 0
2 0,8014 0 14 0,797941 0
3 0,9079 0 15 0,922555 0
4 0,9085 0 16 0,873447 0
5 0,7051 126 17 0,990242 0
6 0,6539 0 18 1,018048 0
7 0,9293 0 19 0,967101 0
8 0,7981 80 20 0,98139 0
9 0,7664 0 21 1,021122 0
10 0 24 22 1,042809 0
11 0,5959 0 23 0,880458 0
12 0,6072 0 24 0,925121 0
TOTAL 230
NóU pós
defeito
Pot eólica
cortada
Curto-circuito no nó 10
NóU pós
defeito
Pot eólica
cortada
Tabela 5.3 – Potência cortada por nó para c.c. no nó 10
49
1 0,9638 0 13 0,7236 0
2 0,9634 0 14 0 0
3 0,9207 0 15 0,6921 0
4 0,9482 0 16 0,3319 0
5 0,974 0 17 0,7987 136
6 0,9517 0 18 0,9039 0
7 0,9951 0 19 0,7751 50
8 0,9429 0 20 0,9402 0
9 0,8205 0 21 0,938 0
10 0,8497 0 22 1,0183 0
11 0,4499 0 23 0,9321 0
12 0,8412 0 24 0,8997 0
TOTAL 186
Curto-circuito no nó 14
Pot eólica
cortadaNó
U pós
defeito
Pot eólica
cortadaNó
U pós
defeito
Tabela 5.4 – Potência cortada por nó para c.c. no nó 14
1 1,0093 0 13 0,9473 0
2 1,0108 0 14 0,7646 0
3 0,9465 0 15 0,5569 0
4 0,9892 0 16 0 0
5 1,0246 0 17 0,6815 136
6 1,0044 0 18 0,8342 0
7 1,0169 0 19 0,6584 50
8 0,9906 0 20 0,9217 0
9 0,9526 0 21 0,8884 0
10 0,9933 0 22 1,0034 0
11 0,8685 0 23 0,9899 0
12 0,9619 0 24 0,8935 0
TOTAL 186
U pós
defeito
Pot eólica
cortada
Curto-circuito no nó 16
NóU pós
defeito
Pot eólica
cortadaNó
Tabela 5.5 – Potência cortada por nó para c.c. no nó 16
Após a visualização dos geradores que estão em risco o operador de sistema poderá
antecipar futuros problemas de perda súbita de potência. Sabendo os nós onde existe perda
de produção eólica e juntamente com as probabilidades de ocorrência de defeito, ele poderá
optar por efectuar um corte preventivo dos aerogeradores em risco, substituindo por potência
proveniente do aumento da potência nos geradores convencionais ou do ligar de novos
geradores, e deixar o equivalente ao valor da potência de interligação em risco. Verifica-se
que no caso da ocorrência de um c.c. no nó 14 e no nó 16 a geração eólica em risco é
proveniente em ambos os casos, dos nós 17 e 19. Esta informação poderá ser útil para o
operador de sistema definir qual a geração que fica em risco, e quais os parques que irão ser
substituídos por geração convencional. Esta decisão irá ser baseada na probabilidade de saída
de cada parque eólico em questão (parque ligado ao nó 5, 6, 10, 17 e 19), tal como é feito no
cenário seguinte.
As outras situações de alarme possíveis, isto é quando um dos valores dos indicadores
ultrapassa o valor limite definido pelo operador de sistema, são contudo semelhantes à
apresentada anteriormente. Com o valor limite ultrapassado, o operador de sistema
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
50
visualizará sempre qual o valor potencial da perda de produção e quais as contribuições dos
geradores por nó de forma a poder efectuar um re-despacho. Dada esta repetição, apenas se
irá efectuar mais um cenário relacionado com a probabilidade limite de preocupação definida
pelo operador de sistema.
5.2.2 – Cenário A.2 – Alarme no indicador: Potência eólica em risco
No indicador potência eólica em risco é apresentado o somatório da potência eólica
em risco, cuja probabilidade de possível saída de serviço se encontra acima de um certo valor
também definido pelo operador de sistema. Analisados os possíveis curtos circuitos nos
diferentes nós, a perda de potência eólica associada a cada um, e a probabilidade de
ocorrência do defeito, iremos verificar quais os defeitos cuja probabilidade se encontra
acima do valor limite de preocupação para o operador de sistema, e somar a potencial
potência perdida. Neste cenário, foram alteradas as probabilidades de modo a simular a
ocorrência de um fenómeno de origem atmosférica na zona próxima do nó 6, sendo
apresentadas de seguida as informações fornecidas ao operador de sistema.
cc nó_1 0,03123 126 cc nó_13 0,00009 0 0,075
cc nó_2 0,07665 150 cc nó_14 0,00009 186
cc nó_3 0,00093 0 cc nó_15 0,000078 0
cc nó_4 0,00034 24 cc nó_16 0,00061 186
cc nó_5 0,03087 150 cc nó_17 0,000063 136 300
cc nó_6 0,08245 150 cc nó_18 0,000058 136
cc nó_7 0,00067 80 cc nó_19 0,000064 100
cc nó_8 0,00105 104 cc nó_20 0,000079 50
cc nó_9 0,00091 128 cc nó_21 0,000098 0
cc nó_10 0,04992 230 cc nó_22 0,0006 136
cc nó_11 0,00001 24 cc nó_23 0,000687 50
cc nó_12 0,0007367 24 cc nó_24 0,00006 0
TOTAL 0,275767 2170
ProbPot eólica
cortada
Limite de
preocupação
Pot eólica
em risco MW
ProbPot eólica
cortada
Tabela 5.6 Probabilidades de defeito por nó
Como se pode verificar na tabela 6, existem dois barramentos (barramento 2 e 6)
onde a probabilidade da ocorrência de defeito se encontra acima da probabilidade definida
como limite de preocupação pelo operador de sistema. De notar que estas probabilidades são
fixadas pelo próprio operador de sistema, tendo por base por exemplo: dados históricos,
estado dos equipamentos, e fenómenos meteorológicos como potenciais descargas
atmosféricas. Através de uma análise às probabilidades definidas, verifica-se que além do nó
2 e 6, também o nó 5, nó 2 e nó 10 apresentam uma probabilidade de ocorrência de defeito
51
elevada não ultrapassando contudo o valor limite. O valor total da probabilidade de
ocorrência de defeito é de cerca de 27,6 %.
Após a verificação de quais os nós mais problemáticos, o operador de sistema irá
analisar novamente e à semelhança do ocorrido no cenário anterior, quais os geradores
envolvidos na possível perda de potência devido a um curto-circuito no barramento 2 e no
barramento 6.
1 0,2099 - 0 13 0,9087 - 0
2 0 - 0 14 0,9162 - 0
3 0,8644 - 0 15 0,9398 - 0
4 0,7917 50% 12 16 0,9481 - 0
5 0,7756 40% 76 17 1,0164 0% 0
6 0,8496 - 0 18 1,0331 - 0
7 0,9952 - 0 19 0,9986 0% 0
8 0,9419 0% 0 20 1,0187 0% 0
9 0,8284 - 0 21 1,0294 - 0
10 0,8215 100% 0 22 1,0459 - 0
11 0,8611 - 0 23 0,9939 - 0
12 0,8753 - 0 24 0,906 - 0
TOTAL 88
Curto-circuito no nó 2
Pot eólica
cortada
Pot eólica
cortadaNó
U pós
defeito
% de máq
com RTFNó
U pós
defeito
% de máq
com RTF
Tabela 5.7 - Potência cortada por nó para c.c. no nó 2
1 0,661 - 0 13 0,7365 - 0
2 0,6104 - 0 14 0,8262 - 0
3 0,8976 - 0 15 0,9267 - 0
4 0,8807 50% 0 16 0,8913 - 0
5 0,7219 40% 76 17 0,9965 0% 0
6 0 - 0 18 1,0217 - 0
7 0,9449 - 0 19 0,9746 0% 0
8 0,8323 0% 0 20 0,9903 0% 0
9 0,7812 - 0 21 1,0231 - 0
10 0,1958 100% 24 22 1,0435 - 0
11 0,6591 - 0 23 0,9075 - 0
12 0,6711 - 0 24 0,9206 - 0
100
U pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortada
TOTAL
Curto-circuito no nó 6
NóU pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortadaNó
Tabela 5.8 - Potência cortada por nó para c.c. no nó 6
Para este cenário, foram já considerados os mecanismos de ride through fault. Como
se pode ver nas tabelas 5.7 e 5.8, os parques eólicos ligados aos barramentos 4,5 e 10
possuem já algumas máquinas com sobrevivência a cavas de tensão. No nó 10 todas as
máquinas dos dois parques eólicos ligados possuem mecanismo de sobrevivência a cavas de
tensão o que não impede a perda de toda a potência aquando da ocorrência de um curto-
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
52
circuito no barramento 6, visto que a tensão no nó 10 desce abaixo do valor de 0,2 p.u. Já no
caso dos nós 4 e 5 apenas parte da potência é perdida na ocorrência destes dois defeitos.
Sabendo agora quais nós com potência eólica em risco e respectivos geradores,
podemos calcular a probabilidade de saída dos geradores em risco. Para isso basta consultar a
tabela 5.9 abaixo apresentada, que indica o número de vezes que um parque eólico sai de
serviço e em que potenciais falhas.
Nó cc1 cc2 cc3 cc4 cc5 cc6 cc7 cc8 cc9 cc10 cc11 cc12 cc13 cc14 cc15 cc16 cc17 cc18 cc19 cc20 cc21 cc22 cc23 cc24
12 MW x
12 MW x x x
76 MW x x x x x
50 MW x
8 80 MW x x x x
12 MW x x
12 MW x x
76 MW x x x x x
60 MW x x x x x
19 50 MW x x x
20 50 MW x x x
4
5
17
10
Grupo
Gerador
Tabela 5.9 – Relação entre saída de geradores e potenciais defeitos
No caso do parque de 12 MW localizado no nó 4, nó cuja probabilidade de ocorrência
de um defeito se encontrava acima da probabilidade limite definida pelo operador de
sistema, verifica-se que este poderá sair de serviço na ocorrência de um curto-circuito no
barramento 2, mas também no barramento 4 e barramento 9. Após esta informação e
considerando mais uma vez a ocorrência de defeito como se tratando de um acontecimento
mutuamente exclusivo, podemos calcular a probabilidade de saída do parque como sendo:
onde representa a probabilidade de saída de serviço do parque de 12MW que não
possuiu sobrevivência a cavas de tensão, localizado no barramento 4 e ,
representam a probabilidade de ocorrência de um defeito no nó 4,2 e 9 respectivamente.
De forma semelhante foram calculadas as probabilidades, para o parque de 76MW
localizado no nó 5 e os dois parques de 12 MW ligados ao nó 10.
53
Na tabela seguinte (tabela 5.10) poderão ser visualizadas todas as probabilidades de
potenciais saídas dos geradores do sistema. Os valores superiores são o dos parques que
caiem aquando da ocorrência de um curto-circuito no nó cuja probabilidade de defeito é mais
elevada.
Nó Prob
12 MW 0,00034
12 MW 0,0779
76 MW 0,27112
50 MW 0,03087
8 80 MW 0,05255
12 MW 0,13237
12 MW 0,13237
76 MW 0,001421
60 MW 0,001421
19 50 MW 0,000764
20 50 MW 0,00083
17
Grupo
Gerador
4
5
10
Tabela 5.10 Probabilidades de defeito por parque
Com esta informação adicional, e tendo em conta também os dados relativos ao
trânsito de potência nas linhas, o operador de sistema poderá privilegiar o corte de potência
ao parque cuja probabilidade de saída se apresenta a num nível superior aos restantes. Mais
uma vez, essa substituição de potência em risco, irá ser baseada num re-despacho onde se a
potência a entrar irá ser proveniente do aumento da potência nos geradores ou do ligar de
novos geradores.
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
54
55
Capítulo 6
Conclusões
De um modo geral, os objectivos que foram propostos para este trabalho de tese de
dissertação foram atingidos. Foram estabelecidas e criadas as formulações para analisar o
problema do risco da perda de potência eólica, bem como desenvolvida toda a aplicação
computacional que irá fornecer a um possível operador de sistema informação suficiente para
tratar convenientemente o problema. Através da simulação efectuada à rede de 24
barramentos conseguiu-se chegar aos valores das tensões pós defeito em cada um dos nós,
bem como contabilizar a potência eólica em risco na ocorrência de um curto-circuito em um
ponto do sistema. Com a simulação foi ainda possível identificar casos, em que a perda de
produção eólica se encontrava em risco, mesmo considerando que os parques possuíam
máquinas com sobrevivência a afundamentos de tensão, o que evidenciou ainda mais o
problema estudado neste trabalho.
De notar que devido ao facto de o tempo de um trabalho de tese de dissertação ser
limitado, não foi possível uma interacção com operadores de sistema reais. Esta consulta aos
operadores de sistema, iria com certeza ser útil não só para validação de resultados, como
também para o avaliar dos indicadores propostos e a sua interpretabilidade numa situação
real.
6.1 Contribuições do trabalho e trabalhos futuros
Com o desenvolvimento da metodologia realizada neste trabalho, pensa-se que
poderão estar lançadas as bases para a criação e desenvolvimento de um sistema mais
complexo de ajuda à decisão ao operador de sistema. Este sistema poderia ser desenvolvido à
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
56
semelhança do que já existe, e é utilizado pela Rede Eléctrica Espanhola. Usando como base
a metodologia desenvolvida de avaliação da potência eólica em risco, e em conjunto com um
operador de sistema, seria interessante a criação de novos indicadores que revelassem ser
importantes e uma mais-valia para a gestão do sistema.
Por uma questão de limitação de tempo, também não foi possível explorar as
vantagens que traria a aplicação do método de reconfiguração do sistema eléctrico como
forma de diminuir os efeitos do fenómeno do afundamento das tensões. Um possível estudo
sobre este método, possibilitaria em conjunto com a metodologia desenvolvida neste
trabalho, uma gestão mais eficaz da potência eólica em risco.
57
Referências
1. EWEA, Wind Energy Factsheets. 2010, European Wind Energy Association.
2. EWEA, Pure Power full report 2009, The European Wind Energy Association.
3. EWEA, Wind Energy - The facts - Executive summary. 2009, European Wind Energy
Association.
4. Association, S.W.E., Wind Power 2009. 2009, Asociación Empresarial Eólica.
5. EWIS, Towards a Successful Integration of Large Wind Power into European
Electricity Grids. 2009, European Wind Integration Study.
6. Grainger, J.J. and W.D. Stevenson, POWER SYSTEMS ANALYSIS. 1994, New York:
McGraw Hill.
7. EDP Distribuição Norte, T.r., Sistemas de Protecção da EDP Distribuição, EDP, Editor.
Janeiro, 2002.
8. Almeida, R.G.d., Contribuições para a Avaliação da Capacidade de Fornecimento de
Serviços de Sistema por parte de Aerogeradores de Indução Duplamente Alimentados.
2006, FEUP: Porto.
9. Muljadi, E., et al. Ride-through capability predictions for wind power plants in the
ERCOT network. in Power Engineering Society General Meeting, 2005. IEEE. 2005.
10. D. Kairous, B.B., M. Benghanem, Control and Stability Analysis of Doubly Fed
Induction during Voltage Sags. 2008, Faculty of Science and Sciences Engineering: El
Mnaouar, Oran, Algeria.
11. Tao Sun, Z.C.a.F.B., Transient Stability of DFIG Wind Turbines at an External Short-
circuit Fault. 2005, Wiley Interscience.
Risco de Perda de Potência Eólica Na Ocorrência de Curto-Circuitos
58
12. Batista, E.V., Perspectiva da gestão técnica do sistema eléctrico de energia. 10 Fev
2010, REN: Lisboa.
13. Redes Energéticas Nacionais SGPS, S., Relatório e contas do grupo REN 2009.
14. J. Pinto, A.P., F. Batista e T. Rodrigues, Desafios e soluções para a integração de
7500MW de potência eólica na rede portuguesa, in XIII ERIAC. 2009.
15. C. Álvarez, H.A., O. Samuelson, D. Flórez, L. González, Custom Power Systems and
Software Platforms for Wind Farms under Voltage Dips Situations. 2008.
16. J. Morren, a.S.W.H.d.H., Ridethrough of Wind Turbines with Doubly-Fed Induction
Generator During a Voltage Dip. IEEE Transactions on Energy Conversion, June 2005.
Vol. 20.
17. Castro, R.P.R.C., J.A.B. Barbosa, F.P.M. and P. Inst. Super. de Eng. do Porto,
Stability Study of the Portugese Transmission Network with a High Share of
Renewable Energies, in Universities Power Engineering Conference, 2006. UPEC '06.
Proceedings of the 41st International: Newcastle-upon-Tyne. p. 94 - 97.
18. REE, Integration of largescale wind in the grid – The Spanish Experience, in
BPA/California ISO International Wind Forecasting Workshop July 24 - 25, 2008 in
Portland, Oregon. 2008.
19. Marques, P.J.F.L., João Abel Peças, Soluções para melhoria da segurança dinâmica
de sistemas interligados com grande integração de produção eólica, in Engenharia
Electrotécnica e de Computadores. 2009, Universidade do Porto: Porto.
ANEXO A.1 – Rede
Dados da rede em estudo ANEXO A.2 - DADOS DA REDE EM ESTUDOsystem MVA basempc.baseMVA = 100;
bus data
bus_i type Pd Qd Gs Bs area Vm Va baseKV zone Vmax Vmin
1 2 108 22 0 0 1 1 0 138 1 1.05 0.95; 2 2 97 20 0 0 1 1 0 138 1 1.05 0.95; 3 1 180 37 0 0 1 1 0 138 1 1.05 0.95; 4 1 74 15 0 0 1 1 0 138 1 1.05 0.95; 5 1 71 14 0 0 1 1 0 138 1 1.05 0.95; 6 1 136 28 0 -100 2 1 0 138 1 1.05 0.95; 7 2 125 25 0 0 2 1 0 138 1 1.05 0.95; 8 1 171 35 0 0 2 1 0 138 1 1.05 0.95; 9 1 175 36 0 0 1 1 0 138 1 1.05 0.95; 10 1 195 40 0 0 2 1 0 138 1 1.05 0.95; 11 1 0 0 0 0 3 1 0 230 1 1.05 0.95; 12 1 0 0 0 0 3 1 0 230 1 1.05 0.95; 13 3 265 54 0 0 3 1 0 230 1 1.05 0.95; 14 2 194 39 0 0 3 1 0 230 1 1.05 0.95; 15 2 317 64 0 0 4 1 0 230 1 1.05 0.95; 16 2 100 20 0 0 4 1 0 230 1 1.05 0.95; 17 1 0 0 0 0 4 1 0 230 1 1.05 0.95; 18 2 333 68 0 0 4 1 0 230 1 1.05 0.95; 19 1 181 37 0 0 3 1 0 230 1 1.05 0.95; 20 1 128 26 0 0 3 1 0 230 1 1.05 0.95; 21 2 0 0 0 0 4 1 0 230 1 1.05 0.95; 22 2 0 0 0 0 4 1 0 230 1 1.05 0.95; 23 2 0 0 0 0 3 1 0 230 1 1.05 0.95; 24 1 0 0 0 0 4 1 0 230 1 1.05 0.95;
generator data
bus Pg Qg Qmax Qmin Vg mBase status Pmax Pmin 1 10 0 10 0 1.035 100 1 20 16 1 10 0 10 0 1.035 100 1 20 16 1 76 0 30 -25 1.035 100 1 76 15.2 2 10 0 10 0 1.035 100 1 20 16 2 10 0 10 0 1.035 100 1 20 16 2 76 0 30 -25 1.035 100 1 76 15.2 4 12 1.2 6 0 1.014 100 1 12 2.4 4 12 1.2 6 0 1.014 100 1 12 2.4
5 76 7.6 30 -25 1.035 100 1 76 15.2 5 50 5.0 16 -10 1.05 100 1 50 10 7 80 0 60 0 1.025 100 1 100 25
7 80 0 60 0 1.025 100 1 100 25 8 80 8.0 60 0 1.025 100 1 100 25
10 12 1.2 6 0 1.014 100 1 12 2.4 10 12 1.2 6 0 1.014 100 1 12 2.4
13 95.1 0 80 0 1.02 100 1 197 69 13 60 0 80 0 1.02 100 1 197 69 14 0 35.3 200 -50 0.98 100 1 0 0 15 12 0 6 0 1.014 100 1 12 2.4 15 155 0 80 -50 1.014 100 1 155 54.3 16 155 0 80 -50 1.017 100 1 155 54.3 17 76 7.6 30 -25 1.035 100 1 76 15.2
17 60 6.0 80 0 1.02 100 1 197 69 18 400 0 200 -50 1.05 100 1 400 100
19 50 5 16 -10 1.05 100 1 50 10 20 50 5 16 -10 1.05 100 1 50 10 21 400 0 200 -50 1.05 100 1 400 100
22 50 0 16 -10 1.05 100 1 50 10 22 50 0 16 -10 1.05 100 1 50 10 22 50 0 16 -10 1.05 100 1 50 10 23 155 0 80 -50 1.05 100 1 155 54.3 23 155 0 80 -50 1.05 100 1 155 54.3 23 350 0 150 -25 1.05 100 1 350 140
branch data
fbus tbus r x b rateA rateB rateC ratio angle status angminangmax
1 2 0.0026 0.0139 0.4611 175 250 200 0 0 1 -360 360; 1 3 0.0546 0.2112 0.0572 175 208 220 0 0 1 -360 360; 1 5 0.0218 0.0845 0.0229 175 208 220 0 0 1 -360 360; 2 4 0.0328 0.1267 0.0343 175 208 220 0 0 1 -360 360; 2 6 0.0497 0.192 0.052 175 208 220 0 0 1 -360 360; 3 9 0.0308 0.119 0.0322 175 208 220 0 0 1 -360 360; 3 24 0.0023 0.0839 0 400 510 600 1.03 0 1 -360 360; 4 9 0.0268 0.1037 0.0281 175 208 220 0 0 1 -360 360;
Page 1
Dados da rede em estudo 5 10 0.0228 0.0883 0.0239 175 208 220 0 0 1 -360 360; 6 10 0.0139 0.0605 2.459 175 193 200 0 0 1 -360 360; 7 8 0.0159 0.0614 0.0166 175 208 220 0 0 1 -360 360; 8 9 0.0427 0.1651 0.0447 175 208 220 0 0 1 -360 360; 8 10 0.0427 0.1651 0.0447 175 208 220 0 0 1 -360 360; 9 11 0.0023 0.0839 0 400 510 600 1.03 0 1 -360 360; 9 12 0.0023 0.0839 0 400 510 600 1.03 0 1 -360 360; 10 11 0.0023 0.0839 0 400 510 600 1.02 0 1 -360 360; 10 12 0.0023 0.0839 0 400 510 600 1.02 0 1 -360 360; 11 13 0.0061 0.0476 0.0999 500 600 625 0 0 1 -360 360; 11 14 0.0054 0.0418 0.0879 500 625 625 0 0 1 -360 360; 12 13 0.0061 0.0476 0.0999 500 625 625 0 0 1 -360 360; 12 23 0.0124 0.0966 0.203 500 625 625 0 0 1 -360 360; 13 23 0.0111 0.0865 0.1818 500 625 625 0 0 1 -360 360; 14 16 0.005 0.0389 0.0818 500 625 625 0 0 1 -360 360; 15 16 0.0022 0.0173 0.0364 500 600 625 0 0 1 -360 360; 15 21 0.0063 0.049 0.103 500 600 625 0 0 1 -360 360; 15 21 0.0063 0.049 0.103 500 600 625 0 0 1 -360 360; 15 24 0.0067 0.0519 0.1091 500 600 625 0 0 1 -360 360; 16 17 0.0033 0.0259 0.0545 500 600 625 0 0 1 -360 360; 16 19 0.003 0.0231 0.0485 500 600 625 0 0 1 -360 360; 17 18 0.0018 0.0144 0.0303 500 600 625 0 0 1 -360 360; 17 22 0.0135 0.1053 0.2212 500 600 625 0 0 1 -360 360; 18 21 0.0033 0.0259 0.0545 500 600 625 0 0 1 -360 360; 18 21 0.0033 0.0259 0.0545 500 600 625 0 0 1 -360 360; 19 20 0.0051 0.0396 0.0833 500 600 625 0 0 1 -360 360; 19 20 0.0051 0.0396 0.0833 500 600 625 0 0 1 -360 360; 20 23 0.0028 0.0216 0.0455 500 600 625 0 0 1 -360 360; 20 23 0.0028 0.0216 0.0455 500 600 625 0 0 1 -360 360; 21 22 0.0087 0.0678 0.1424 500 600 625 0 0 1 -360 360;
Page 2
ANEXO A.3 – Tensões pós defeito
BUS cc bus 1 cc bus 2 cc bus 3 cc bus 4 cc bus 5 cc bus 6 cc bus 7 cc bus 8 cc bus 9 cc bus 10 cc bus 11 cc bus 12 cc bus 13 cc bus 14 cc bus 15 cc bus 16 cc bus 17 cc bus 18 cc bus 19 cc bus 20 cc bus 21 cc bus 22 cc bus 23 cc bus 24
1 0,000 0,210 0,702 0,608 0,625 0,661 1,000 0,952 0,823 0,802 0,915 0,914 0,980 0,964 1,002 1,009 1,026 1,030 1,022 1,029 1,030 1,031 1,023 0,885
2 0,239 0,000 0,754 0,520 0,703 0,610 0,999 0,950 0,813 0,801 0,913 0,911 0,978 0,963 1,006 1,011 1,026 1,031 1,023 1,029 1,030 1,031 1,023 0,908
3 0,846 0,864 0,000 0,816 0,919 0,898 0,965 0,927 0,730 0,908 0,893 0,898 0,947 0,921 0,909 0,947 0,975 0,983 0,970 0,985 0,980 0,983 0,982 0,561
4 0,835 0,792 0,846 0,000 0,921 0,881 0,976 0,934 0,720 0,908 0,904 0,903 0,959 0,948 0,988 0,989 1,001 1,004 0,998 1,002 1,004 1,004 0,997 0,932
5 0,724 0,776 0,913 0,876 0,000 0,722 1,007 0,956 0,915 0,705 0,920 0,917 0,986 0,974 1,026 1,025 1,037 1,041 1,034 1,038 1,041 1,041 1,032 0,982
6 0,876 0,850 0,938 0,899 0,861 0,000 0,984 0,931 0,908 0,654 0,895 0,892 0,963 0,952 1,008 1,004 1,016 1,020 1,013 1,017 1,020 1,020 1,010 0,981
7 0,997 0,995 0,974 0,963 0,987 0,945 0,000 0,562 0,920 0,929 0,972 0,971 1,000 0,995 1,018 1,017 1,022 1,024 1,021 1,023 1,024 1,024 1,020 1,001
8 0,946 0,942 0,896 0,872 0,923 0,832 0,568 0,000 0,778 0,798 0,892 0,889 0,954 0,943 0,993 0,991 1,002 1,006 0,999 1,003 1,006 1,006 0,997 0,955
9 0,842 0,828 0,542 0,451 0,879 0,781 0,905 0,769 0,000 0,766 0,679 0,673 0,854 0,820 0,952 0,953 0,988 0,999 0,980 0,993 0,999 1,000 0,975 0,793
10 0,830 0,822 0,867 0,819 0,647 0,196 0,932 0,788 0,761 0,000 0,695 0,687 0,878 0,850 1,007 0,993 1,024 1,033 1,016 1,026 1,035 1,034 1,006 0,953
11 0,868 0,861 0,758 0,729 0,827 0,659 0,923 0,832 0,555 0,596 0,000 0,693 0,697 0,450 0,918 0,869 0,950 0,975 0,933 0,970 0,979 0,978 0,952 0,857
12 0,883 0,875 0,787 0,742 0,840 0,671 0,936 0,845 0,569 0,607 0,712 0,000 0,703 0,841 0,971 0,962 0,991 1,000 0,979 0,975 1,000 1,001 0,922 0,900
13 0,915 0,909 0,827 0,796 0,880 0,736 0,961 0,884 0,649 0,683 0,483 0,460 0,000 0,724 0,973 0,947 0,995 1,009 0,978 0,979 1,011 1,011 0,912 0,917
14 0,919 0,916 0,840 0,855 0,903 0,826 0,948 0,905 0,773 0,798 0,531 0,841 0,845 0,000 0,866 0,765 0,905 0,948 0,879 0,956 0,957 0,954 0,957 0,856
15 0,933 0,940 0,556 0,900 0,959 0,927 0,992 0,963 0,839 0,923 0,837 0,929 0,953 0,692 0,000 0,557 0,840 0,919 0,803 0,972 0,865 0,916 0,995 0,214
16 0,946 0,948 0,734 0,896 0,949 0,891 0,989 0,952 0,823 0,873 0,688 0,897 0,912 0,332 0,504 0,000 0,665 0,865 0,548 0,925 0,912 0,893 0,980 0,593
17 1,016 1,016 0,934 0,998 1,017 0,996 1,032 1,018 0,971 0,990 0,925 0,999 1,004 0,799 0,842 0,681 0,000 0,625 0,876 1,009 0,899 0,737 1,029 0,878
18 1,032 1,033 0,972 1,021 1,034 1,022 1,044 1,035 1,004 1,018 0,979 1,023 1,027 0,904 0,899 0,834 0,474 0,000 0,951 1,031 0,777 0,809 1,042 0,927
19 0,998 0,999 0,920 0,978 0,998 0,975 1,014 1,000 0,948 0,967 0,901 0,968 0,978 0,775 0,840 0,658 0,899 0,971 0,000 0,833 0,988 0,981 0,970 0,871
20 1,019 1,019 0,985 0,999 1,015 0,990 1,030 1,016 0,972 0,981 0,960 0,932 0,964 0,940 0,979 0,922 0,999 1,022 0,722 0,000 1,028 1,026 0,763 0,981
21 1,028 1,029 0,930 1,018 1,034 1,023 1,044 1,035 0,999 1,021 0,991 1,024 1,030 0,938 0,792 0,888 0,836 0,754 0,975 1,035 0,000 0,605 1,044 0,846
22 1,046 1,046 1,029 1,043 1,046 1,044 1,049 1,047 1,039 1,043 1,034 1,044 1,045 1,018 1,009 1,003 0,938 0,986 1,029 1,046 0,941 0,000 1,048 1,017
23 0,997 0,994 0,949 0,937 0,980 0,908 1,020 0,982 0,863 0,880 0,870 0,681 0,797 0,932 1,014 0,990 1,029 1,041 0,935 0,702 1,043 1,042 0,000 0,989
24 0,896 0,906 0,443 0,877 0,935 0,921 0,962 0,940 0,827 0,925 0,906 0,921 0,949 0,900 0,798 0,893 0,947 0,961 0,939 0,970 0,952 0,961 0,971 0,000
<0,80
<0,20
>0,80
Tensões Pós defeito pu
Legenda
ANEXOS A.4 - Potência eólica cortada por nó
1 0 - 0 13 0,9148 - 0
2 0,2386 - 0 14 0,9187 - 0
3 0,8459 - 0 15 0,9327 - 0
4 0,835 50% 0 16 0,9464 - 0
5 0,7239 40% 76 17 1,0157 0% 0
6 0,8758 - 0 18 1,0324 - 0
7 0,9969 - 0 19 0,9981 0% 0
8 0,9458 0% 0 20 1,0193 0% 0
9 0,8425 - 0 21 1,0277 - 0
10 0,8298 100% 0 22 1,0457 - 0
11 0,8681 - 0 23 0,9969 - 0
12 0,8827 - 0 24 0,8961 - 0
TOTAL 76
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortada
Curto-circuito no nó 1
NóU pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortadaNó
U pós
defeito
1 0,2099 - 0 13 0,9087 - 0
2 0 - 0 14 0,9162 - 0
3 0,8644 - 0 15 0,9398 - 0
4 0,7917 50% 12 16 0,9481 - 0
5 0,7756 40% 76 17 1,0164 0% 0
6 0,8496 - 0 18 1,0331 - 0
7 0,9952 - 0 19 0,9986 0% 0
8 0,9419 0% 0 20 1,0187 0% 0
9 0,8284 - 0 21 1,0294 - 0
10 0,8215 100% 0 22 1,0459 - 0
11 0,8611 - 0 23 0,9939 - 0
12 0,8753 - 0 24 0,906 - 0
TOTAL 88
Curto-circuito no nó 2
Pot eólica
cortada
Pot eólica
cortada
% de máq
com RTFNó
U pós
defeito
% de máq
com RTFNó
U pós
defeito
1 0,7018 - 0 13 0,8275 - 0
2 0,7539 - 0 14 0,8402 - 0
3 0 - 0 15 0,5558 - 0
4 0,8458 50% 0 16 0,7342 - 0
5 0,9132 40% 0 17 0,9337 0% 0
6 0,938 - 0 18 0,9716 - 0
7 0,9742 - 0 19 0,9198 0% 0
8 0,896 0% 0 20 0,9852 0% 0
9 0,5421 - 0 21 0,93 - 0
10 0,8669 100% 0 22 1,0294 - 0
11 0,7581 - 0 23 0,9488 - 0
12 0,7867 - 0 24 0,4434 - 0
0
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortada
TOTAL
Curto-circuito no nó 3
NóU pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortadaNó
U pós
defeito
1 0,6077 - 0 13 0,7964 - 0
2 0,5198 - 0 14 0,8548 - 0
3 0,816 - 0 15 0,9004 - 0
4 0 50% 24 16 0,8959 - 0
5 0,8763 40% 0 17 0,9975 0% 0
6 0,8993 - 0 18 1,0212 - 0
7 0,963 - 0 19 0,9775 0% 0
8 0,8715 0% 0 20 0,9986 0% 0
9 0,451 - 0 21 1,0175 - 0
10 0,8191 100% 0 22 1,0431 - 0
11 0,7285 - 0 23 0,9374 - 0
12 0,7425 - 0 24 0,877 - 0
TOTAL 24
Curto-circuito no nó 4
NóU pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortadaNó
U pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortada
1 0,6251 - 0 13 0,8795 - 0
2 0,7031 - 0 14 0,9028 - 0
3 0,9189 - 0 15 0,959 - 0
4 0,921 50% 0 16 0,949 - 0
5 0 40% 126 17 1,0172 0% 0
6 0,8608 - 0 18 1,0343 - 0
7 0,9867 - 0 19 0,9983 0% 0
8 0,9233 0% 0 20 1,015 0% 0
9 0,8786 - 0 21 1,0338 - 0
10 0,6474 100% 0 22 1,0464 - 0
11 0,8273 - 0 23 0,9796 - 0
12 0,8402 - 0 24 0,9351 - 0
TOTAL 126
Pot eólica
cortadaNó
U pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortada
Curto-circuito no nó 5
NóU pós
defeito
% de máq
com RTF
1 0,661 - 0 13 0,7365 - 0
2 0,6104 - 0 14 0,8262 - 0
3 0,8976 - 0 15 0,9267 - 0
4 0,8807 50% 0 16 0,8913 - 0
5 0,7219 40% 76 17 0,9965 0% 0
6 0 - 0 18 1,0217 - 0
7 0,9449 - 0 19 0,9746 0% 0
8 0,8323 0% 0 20 0,9903 0% 0
9 0,7812 - 0 21 1,0231 - 0
10 0,1958 100% 24 22 1,0435 - 0
11 0,6591 - 0 23 0,9075 - 0
12 0,6711 - 0 24 0,9206 - 0
100
U pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortada
TOTAL
Curto-circuito no nó 6
NóU pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortadaNó
1 0,9999 - 0 13 0,9607 - 0
2 0,999 - 0 14 0,9476 - 0
3 0,9645 - 0 15 0,9921 - 0
4 0,9762 50% 0 16 0,989 - 0
5 1,0066 40% 0 17 1,0317 0% 0
6 0,9836 - 0 18 1,0436 - 0
7 0 - 0 19 1,0143 0% 0
8 0,5684 0% 80 20 1,0297 0% 0
9 0,9049 - 0 21 1,0435 - 0
10 0,9317 100% 0 22 1,0485 - 0
11 0,9234 - 0 23 1,0204 - 0
12 0,9362 - 0 24 0,962 - 0
TOTAL 80
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortada
Curto-circuito no nó 7
NóU pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortadaNó
U pós
defeito
1 0,9516 - 0 13 0,8837 - 0
2 0,9495 - 0 14 0,9053 - 0
3 0,9269 - 0 15 0,9632 - 0
4 0,9343 50% 0 16 0,9523 - 0
5 0,9558 40% 0 17 1,0184 0% 0
6 0,9311 - 0 18 1,0352 - 0
7 0,5624 - 0 19 0,9996 0% 0
8 0 0% 80 20 1,0159 0% 0
9 0,7693 - 0 21 1,0349 - 0
10 0,7884 100% 0 22 1,0466 - 0
11 0,8323 - 0 23 0,9817 - 0
12 0,8451 - 0 24 0,9397 - 0
TOTAL 80
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortada
Curto-circuito no nó 8
NóU pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortadaNó
U pós
defeito
1 0,8233 - 0 13 0,6487 - 0
2 0,8133 - 0 14 0,7732 - 0
3 0,7303 - 0 15 0,8392 - 0
4 0,7198 50% 12 16 0,8225 - 0
5 0,9149 40% 0 17 0,9708 0% 0
6 0,9078 - 0 18 1,004 - 0
7 0,9201 - 0 19 0,9481 0% 0
8 0,778 0% 80 20 0,9716 0% 0
9 0 - 0 21 0,9994 - 0
10 0,7611 100% 0 22 1,0391 - 0
11 0,5547 - 0 23 0,8626 - 0
12 0,5688 - 0 24 0,8273 - 0
TOTAL 92
Curto-circuito no nó 9
NóU pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortadaNó
U pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortada
1 0,8021 - 0 13 0,6826 - 0
2 0,8014 - 0 14 0,7979 - 0
3 0,9079 - 0 15 0,9226 - 0
4 0,9085 50% 0 16 0,8734 - 0
5 0,7051 40% 76 17 0,9902 0% 0
6 0,6539 - 0 18 1,018 - 0
7 0,9293 - 0 19 0,9671 0% 0
8 0,7981 0% 80 20 0,9814 0% 0
9 0,7664 - 0 21 1,0211 - 0
10 0 100% 24 22 1,0428 - 0
11 0,5959 - 0 23 0,8805 - 0
12 0,6072 - 0 24 0,9251 - 0
TOTAL 180
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortada
Curto-circuito no nó 10
NóU pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortadaNó
U pós
defeito
1 0,9149 - 0 13 0,4833 - 0
2 0,9126 - 0 14 0,5313 - 0
3 0,8928 - 0 15 0,8374 - 0
4 0,9042 50% 0 16 0,6885 - 0
5 0,9197 40% 0 17 0,9248 0% 0
6 0,8951 - 0 18 0,9788 - 0
7 0,9717 - 0 19 0,9005 0% 0
8 0,8917 0% 0 20 0,9602 0% 0
9 0,6786 - 0 21 0,9914 - 0
10 0,6954 100% 0 22 1,0343 - 0
11 0 - 0 23 0,87 - 0
12 0,7117 - 0 24 0,9064 - 0
TOTAL 0
NóU pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortada
Curto-circuito no nó 11
NóU pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortada
1 0,9141 - 0 13 0,4597 - 0
2 0,9113 - 0 14 0,8405 - 0
3 0,8976 - 0 15 0,9295 - 0
4 0,9025 50% 0 16 0,897 - 0
5 0,9171 40% 0 17 0,9985 0% 0
6 0,8921 - 0 18 1,0229 - 0
7 0,9705 - 0 19 0,9676 0% 0
8 0,8892 0% 0 20 0,932 0% 0
9 0,6727 - 0 21 1,0241 - 0
10 0,6868 100% 0 22 1,0438 - 0
11 0,6927 - 0 23 0,6807 - 0
12 0 - 0 24 0,9214 - 0
TOTAL 0
U pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortadaNó
U pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortadaNó
Curto-circuito no nó 12
1 0,9796 - 0 13 0 - 0
2 0,9784 - 0 14 0,8449 - 0
3 0,9475 - 0 15 0,9529 - 0
4 0,9593 50% 0 16 0,9116 - 0
5 0,9861 40% 0 17 1,0041 0% 0
6 0,9631 - 0 18 1,027 - 0
7 1,0003 - 0 19 0,9775 0% 0
8 0,9541 0% 0 20 0,9637 0% 0
9 0,8537 - 0 21 1,0302 - 0
10 0,8784 100% 0 22 1,0449 - 0
11 0,6968 - 0 23 0,7966 - 0
12 0,7029 - 0 24 0,9486 - 0
TOTAL 0
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortada
Curto-circuito no nó 13
NóU pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortadaNó
U pós
defeito
1 0,9638 - 0 13 0,7236 - 0
2 0,9634 - 0 14 0 - 0
3 0,9207 - 0 15 0,6921 - 0
4 0,9482 50% 0 16 0,3319 - 0
5 0,974 40% 0 17 0,7987 0% 136
6 0,9517 - 0 18 0,9039 - 0
7 0,9951 - 0 19 0,7751 0% 50
8 0,9429 0% 0 20 0,9402 0% 0
9 0,8205 - 0 21 0,938 - 0
10 0,8497 100% 0 22 1,0183 - 0
11 0,4499 - 0 23 0,9321 - 0
12 0,8412 - 0 24 0,8997 - 0
TOTAL 186
Curto-circuito no nó 14
NóU pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortadaNó
U pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortada
1 1,0017 - 0 13 0,9727 - 0
2 1,0057 - 0 14 0,8664 - 0
3 0,9088 - 0 15 0 - 0
4 0,9883 50% 0 16 0,5038 - 0
5 1,0263 40% 0 17 0,8421 0% 0
6 1,0085 - 0 18 0,8985 - 0
7 1,0179 - 0 19 0,8401 0% 0
8 0,9928 0% 0 20 0,979 0% 0
9 0,9521 - 0 21 0,7923 - 0
10 1,0069 100% 0 22 1,0088 - 0
11 0,9182 - 0 23 1,0145 - 0
12 0,9713 - 0 24 0,7981 - 0
TOTAL 0
Curto-circuito no nó 15
NóU pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortadaNó
U pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortada
1 1,0093 - 0 13 0,9473 - 0
2 1,0108 - 0 14 0,7646 - 0
3 0,9465 - 0 15 0,5569 - 0
4 0,9892 50% 0 16 0 - 0
5 1,0246 40% 0 17 0,6815 0% 136
6 1,0044 - 0 18 0,8342 - 0
7 1,0169 - 0 19 0,6584 0% 50
8 0,9906 0% 0 20 0,9217 0% 0
9 0,9526 - 0 21 0,8884 - 0
10 0,9933 100% 0 22 1,0034 - 0
11 0,8685 - 0 23 0,9899 - 0
12 0,9619 - 0 24 0,8935 - 0
TOTAL 186
NóU pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortada
Curto-circuito no nó 16
NóU pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortada
1 1,0257 - 0 13 0,9947 - 0
2 1,0263 - 0 14 0,9055 - 0
3 0,9752 - 0 15 0,8405 - 0
4 1,0007 50% 0 16 0,6653 - 0
5 1,0371 40% 0 17 0 0% 136
6 1,0162 - 0 18 0,474 - 0
7 1,0222 - 0 19 0,8986 0% 0
8 1,0022 0% 0 20 0,9992 0% 0
9 0,9883 - 0 21 0,8362 - 0
10 1,0242 100% 0 22 0,9383 - 0
11 0,9502 - 0 23 1,0292 - 0
12 0,9909 - 0 24 0,9466 - 0
TOTAL 136
NóU pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortada
Curto-circuito no nó 17
NóU pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortada
1 1,0305 - 0 13 1,0088 - 0
2 1,0308 - 0 14 0,9476 - 0
3 0,9833 - 0 15 0,9188 - 0
4 1,0041 50% 0 16 0,8647 - 0
5 1,0408 40% 0 17 0,6251 0% 136
6 1,0197 - 0 18 0 - 0
7 1,0237 - 0 19 0,9706 0% 0
8 1,0056 0% 0 20 1,0223 0% 0
9 0,9988 - 0 21 0,7537 - 0
10 1,0333 100% 0 22 0,9861 - 0
11 0,9746 - 0 23 1,0409 - 0
12 0,9996 - 0 24 0,9613 - 0
TOTAL 136
U pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortadaNó
U pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortadaNó
Curto-circuito no nó 18
1 1,0222 - 0 13 0,9777 - 0
2 1,0229 - 0 14 0,8794 - 0
3 0,9704 - 0 15 0,803 - 0
4 0,998 50% 0 16 0,548 - 0
5 1,034 40% 0 17 0,8756 0% 0
6 1,0132 - 0 18 0,9505 - 0
7 1,0209 - 0 19 0 0% 50
8 0,9993 0% 0 20 0,7224 0% 50
9 0,9799 - 0 21 0,9754 - 0
10 1,0162 100% 0 22 1,0285 - 0
11 0,9329 - 0 23 0,9348 - 0
12 0,9791 - 0 24 0,9391 - 0
TOTAL 100
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortada
Curto-circuito no nó 19
NóU pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortadaNó
U pós
defeito
1 1,0291 - 0 13 0,9791 - 0
2 1,0292 - 0 14 0,9557 - 0
3 0,9854 - 0 15 0,9719 - 0
4 1,0023 50% 0 16 0,9255 - 0
5 1,0384 40% 0 17 1,0093 0% 0
6 1,0171 - 0 18 1,0305 - 0
7 1,0227 - 0 19 0,8332 0% 0
8 1,0033 0% 0 20 0 0% 50
9 0,993 - 0 21 1,0353 - 0
10 1,0258 100% 0 22 1,0458 - 0
11 0,9702 - 0 23 0,7021 - 0
12 0,9754 - 0 24 0,9697 - 0
TOTAL 50
Curto-circuito no nó 20
NóU pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortadaNó
U pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortada
1 1,0297 - 0 13 1,0111 - 0
2 1,0303 - 0 14 0,9572 - 0
3 0,9796 - 0 15 0,8649 - 0
4 1,004 50% 0 16 0,912 - 0
5 1,0409 40% 0 17 0,8994 0% 0
6 1,0201 - 0 18 0,7773 - 0
7 1,0238 - 0 19 0,9876 0% 0
8 1,0058 0% 0 20 1,0277 0% 0
9 0,9987 - 0 21 0 - 0
10 1,0346 100% 0 22 0,9414 - 0
11 0,9792 - 0 23 1,0431 - 0
12 1,0004 - 0 24 0,9521 - 0
TOTAL 0
NóU pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortada
Curto-circuito no nó 21
NóU pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortada
1 1,0308 - 0 13 1,0106 - 0
2 1,0312 - 0 14 0,9535 - 0
3 0,9834 - 0 15 0,9165 - 0
4 1,0044 50% 0 16 0,8931 - 0
5 1,0412 40% 0 17 0,7373 0% 136
6 1,0202 - 0 18 0,8093 - 0
7 1,0239 - 0 19 0,9808 0% 0
8 1,006 0% 0 20 1,0256 0% 0
9 0,9998 - 0 21 0,6054 - 0
10 1,0345 100% 0 22 0 - 0
11 0,9779 - 0 23 1,0424 - 0
12 1,0006 - 0 24 0,9611 - 0
TOTAL 136
U pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortadaNó
U pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortadaNó
Curto-circuito no nó 22
1 1,0231 - 0 13 0,9123 - 0
2 1,0229 - 0 14 0,9572 - 0
3 0,9822 - 0 15 0,9945 - 0
4 0,9969 50% 0 16 0,98 - 0
5 1,0316 40% 0 17 1,0286 0% 0
6 1,0099 - 0 18 1,042 - 0
7 1,0197 - 0 19 0,9699 0% 0
8 0,9969 0% 0 20 0,763 0% 50
9 0,9751 - 0 21 1,0435 - 0
10 1,0063 100% 0 22 1,0483 - 0
11 0,9515 - 0 23 0 - 0
12 0,9217 - 0 24 0,9712 - 0
TOTAL 50
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortada
Curto-circuito no nó 23
NóU pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortadaNó
U pós
defeito
1 0,8852 - 0 13 0,9167 - 0
2 0,9076 - 0 14 0,8564 - 0
3 0,5608 - 0 15 0,2139 - 0
4 0,9325 50% 0 16 0,5928 - 0
5 0,982 40% 0 17 0,8776 0% 0
6 0,9809 - 0 18 0,9269 - 0
7 1,0007 - 0 19 0,871 0% 0
8 0,9549 0% 0 20 0,9814 0% 0
9 0,7931 - 0 21 0,8456 - 0
10 0,9526 100% 0 22 1,0168 - 0
11 0,8567 - 0 23 0,9891 - 0
12 0,9003 - 0 24 0 - 0
TOTAL 0
Curto-circuito no nó 24
NóU pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortadaNó
U pós
defeito
% de máq
com RTF
Pot eólica
cortada