Utilização de sistemas de armazenamento de energia para melhoria das condições de estabilidade de redes isoladas

FACULDADE DE ENGENHARIA DA UNIVERSIDADE DO PORTO Utilização de Sistemas de Armazenamento de Energia para Melhoria das Condições de Estabilidade de Redes Isoladas André Carvalho da Silva Mestrado Integrado em Engenharia Eletrotécnica e de Computadores Orientador: Professor Doutor Carlos Coelho Leal Monteiro Moreira Julho de 2015 c André Carvalho da Silva, 2015 Resumo A penetração das fontes renováveis tem vindo a aumentar em todo o mundo, influenciada por fatores de índole ambiental e económica. Em sistemas elétricos isolados como é o caso de ilhas, o aumento da integração renovável é particularmente interessante, pois contribui para a redução do custo de produção de energia elétrica, geralmente efetuada por recurso a combustíveis fósseis. As redes isoladas são, tipicamente, redes caracterizadas por uma baixa inércia devido à reduzida dimensão e número reduzido de grupos geradores em funcionamento, comparativamente com os grandes sistemas interligados. Este aspeto representa um risco significativo para a operação segura do sistema, especialmente em períodos de vazio para os quais a produção renovável é muitas vezes elevada e a carga baixa. Nestas condições, alguns grupos térmicos têm de permanecer em serviço por questões de segurança. Por forma a garantir níveis de reserva adequados e respeitar os mínimos técnicos dos grupos térmicos, é usual limitar a integração da produção renovável, o que reduz o seu retorno de investimento. A natureza variável da produção renovável compromete ainda a flexibilidade de operação das redes isoladas, tornando-as particularmente suscetíveis a problemas de estabilidade da frequência, facto que representa um risco para a continuidade e qualidade de serviço. Os sistemas de armazenamento de energia são uma possível solução para estes problemas, podendo participar na regulação primária de frequência. Estes são capazes de desenvolver rápidas ações de controlo, injetando elevadas quantidades de potência em pequenos períodos de tempo. Desta forma, é possível mitigar o risco de instabilidade em redes isoladas, aquando da ocorrência de perturbações tais como a perda de grupos térmicos ou variações na produção renovável. No presente trabalho, caracteriza-se o benefício técnico resultante da utilização de sistemas de armazenamento de energia como forma de aumentar a integração da produção de origem renovável. O estudo desenvolvido foca-se na avaliação das condições de operação dos conversores eletrónicos que realizam o interface de sistemas de armazenamento com a rede, para os quais são consideradas duas estratégias de operação: (1) como fonte de tensão controlada por corrente - controlo do tipo PQ ou "grid tie inverter" - e (2) como fonte de tensão - "Voltage Source Inverter" ou "grid forming inverter". Para o controlo do tipo PQ, foi avaliada a sua capacidade de contribuir para a inércia do sistema e participar na regulação primária de frequência. O inversor VSI apresenta um comportamento inerente similar aos grupos síncronos convencionais, tendo sido efetuada uma análise da influência dos seus parâmetros face à interação com grupos convencionais, e ainda da sua capacidade de constituir redundância quando apenas se encontra presente um grupo térmico em funcionamento. Por forma a avaliar a contribuição destes modos de operação dos inversores para o melhoramento das condições de estabilidade em redes isoladas, foram simulados vários tipos de perturbações, considerando vários cenários operacionais para uma pequena rede isolada, variando o nível de penetração renovável entre cenários (produção eólica para o caso estudado). i ii Abstract The penetration of renewable power has been increasing all over the world, due to economical and environmental factors. For isolated power systems like those that exist in islands, the increase of renewable power is particularly interesting, as it contributes towards the decrease of electrical energy generation costs, which is usually produced through the burn of fossil fuels. Isolated grids are weak grids characterized by a low inertia due to the reduced capacity and number of conventional power generators connected to the grid at any given time, in opposition to interconnected power systems. Such aspects present a significant risk for the operation of these power systems, in particular for low demand periods when renewable power generation is very often high. Therefore, some amount of conventional generation must remain on-line for security reasons. To make sure that an adequate amount of spinning reserve exists and also to cope with thermal units physical constraints, some amount of renewable power generation may have to be curtailed, thus reducing its profitability. The variable nature of renewable power presents a considerable risk at the frequency stability level, thus compromising the continuity and the quality of service. In this sense, the usage of energy storage systems represents a possible solution to these problems, as these systems can actively participate in primary frequency control. Such devices allow for the development of fast control actions, being capable of providing large amounts of power during small periods of time. Therefore, it is possible to prevent the occurrence of stability problems in isolated power systems, when these systems face severe power losses, such as the loss of conventional generation units or variations in renewable power generation. In this dissertation, the potential technical benefits of the usage of energy storage systems are adressed as means of increasing renewable power integration in isolated power systems. The work hereby developed aims towards the evaluation of the operating strategies associated with the power electronics based converters that connect storage devices to the power system. Therefore, two main operating strategies were considered for these converters: (1) a so-called PQ control, in which the converter is operated as a current controlled voltage source - also known as "grid tie inverter", and (2) a voltage source control logic, in which the converter is operated as a voltage source, thus being referred to as "Voltage Source Inverter - VSI" or "grid forming inverter". For the PQ control strategy, the capacity of emulating synthetic inertia and participation in primary frequency control was studied. The grid forming inverter (VSI) presents an inherent behaviour very similar to that of conventional generation units. In this dissertation the importance of the VSI’s main control parameters was assessed, more specifically for the cases in which the converter operates in parallel with multiple thermal units, and also the ability of the VSI to function as a redundancy unit, preventing the system’s colapse when there is only one thermal unit on-line. As a means of evaluating the contribution presented by the mentioned operating strategies for the improvement of dynamic stability in isolated power systems, multiple disturbances were simulated. These simulations considered different operating scenarios for a small isolated grid, as well as different scenarios for renewable power penetration (wind power for the studied case). iii iv Agradecimentos A conclusão desta dissertação marca o fim de um longo percurso preenchido por alguns momentos difíceis, mas povoado acima de tudo por momentos de elevada satisfação pessoal e académica. Espero que as competências desenvolvidas possam contribuir no futuro para melhorar de forma direta/indireta a vida daqueles que me são próximos, bem como a sociedade em geral. Dito isto e em primeiro lugar, não poderia deixar de mencionar o meu orientador, o Professor Doutor Carlos Coelho Leal Monteiro Moreira, ao qual agradeço todo o apoio fornecido, pois as suas compreensíveis competências provaram-se cruciais para o desenvolvimento com sucesso desta dissertação. Acima de tudo, admiro a forma como sucederam as nossas interações ao longo deste semestre, as quais me fizeram sentir muitas vezes tratado mais como um par profissional e não apenas como um mero estudante de engenharia a terminar o seu ciclo de estudos. Obrigado professor, ficará certamente marcado na minha memória, como pertencendo ao conjunto de pessoas que me inspiraram ao longo deste período de tempo que agora termina. À minha mãe, ao meu pai e à minha irmã, pelo apoio contínuo e incansável, pelas eventuais privações a que ficaram sujeitos para que pudessem disponibilizar os recursos necessários ao investimento na minha formação. É a vocês que devo o meu sucesso, a minha educação, é com especial prazer que dedico a vocês este trabalho e espero continuar a encher os vossos corações de orgulho. Obrigado Ana Maria! Obrigado Amílcar! Obrigado Ana Sofia! Ao resto da minha família e a todos os meus amigos, especialmente ao grupo da Póvoa de Varzim, que me acompanham há anos e que tornam a minha vida completa. Aos momentos de diversão e ao apoio fornecido em momentos menos bons. Obrigado a todos por fazerem parte da minha vida. A todos os demais que contribuíram para aquilo que hoje sou, espero nunca vos dececionar. André Silva v xii CONTEÚDO Lista de Figuras 2.1 Formas de energia primária constituintes do "mix" energético (e respetivo peso) na Região Autónoma dos Açores entre janeiro e outubro de 2014 . . . . . . . . . . 10 2.2 Potência renovável instalada nas Regiões Autónomas dos Açores e da Madeira em 2013......................................... 11 2.3 Diagrama de carga de produção de um dia típico de Outono na ilha das Flores . . 21 2.4 Malha de controlo suplementar proposta para implementação no controlador de umDFIWG..................................... 24 2.5 Sistema de controlo completo implementado no conversor eletrónico do lado do rotordoDFIWG .................................. 25 2.6 Metodologia proposta para estabelecimento de reserva em sistemas solares fotovoltaicos....................................... 27 2.7 Exemplo de uma estratégia de operação que permite o controlo dinâmico do consumodeumfrigorífico ............................... 29 2.8 Esquema de controlo de cargas baseado no conceito de resposta da carga centralizada 30 2.9 Diagrama de transição de estados de um sistema elétrico . . . . . . . . . . . . . 32 2.10 Arquitetura do sistema MORECARE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34 2.11 Principais módulos operacionais do algoritmo de sistema do MORECARE . . . . 35 2.12 Classificação dos sistemas de armazenamento de energia em função da forma de energia........................................ 38 2.13 Descrição de um volante de inércia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40 2.14 Esquema representativo de um SMES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 2.15 Esquema representativo de um sistema de armazenamento do tipo supercondensadores......................................... 43 2.16 Esquema representativo de um sistema de armazenamento de energia que utiliza bateriassecundárias................................. 44 2.17 Esquema representativo de um sistema de armazenamento de energia que utiliza baterias de fluxo de vanádio redox ......................... 47 2.18 Esquema representativo de um sistema de armazenamento do tipo pilha de combustível com armazenamento de hidrogénio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 2.19 Esquema representativo de um sistema de armazenamento térmico para aproveitamentodeumparqueeólico............................. 49 2.20 Característica de estatismo implementada no controlo do inversor de ligação de umveículoelétricoàrede.............................. 50 2.21 Interface de um sistema de armazenamento de energia em CA de frequência variável a uma rede elétrica trifásica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56 2.22 Balanço de potência no condensador do link DC.................. 58 2.23 Modelo dinâmico do link DC............................ 59 xiii xiv LISTA DE FIGURAS 2.24 Esquema representativo de um sistema de controlo de um inversor operado no modoPQ ...................................... 60 2.25 Circuito equivalente de um VSI ligado à rede . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60 2.26 Características de estatismo P-f e Q-V do inversor em modo VSI . . . . . . . . . 61 2.27 Características de estatismo Potência Ativa/Frequência de dois equipamentos distintos ........................................ 62 2.28 Modelo geral representativo da lógica de controlo de um VSI . . . . . . . . . . . 63 3.1 Modelo dinâmico simplificado representativo do regulador de velocidade e máquina primária de um grupo térmico diesel ..................... 68 3.2 Máquina síncrona de polos lisos e máquina síncrona de polos salientes . . . . . . 71 3.3 Bloco de uma máquina síncrona utilizado no MatLabr/Simulinkr........ 72 3.4 Circuito elétrico equivalente de uma máquina síncrona trifásica representado de acordo com o referencial da máquina - sistema de eixos d-q ............ 72 3.5 Diagrama de blocos representativo da equação de oscilação de uma máquina síncrona 75 3.6 Modelo dinâmico simplificado representativo do regulador de tensão . . . . . . . 76 3.7 Modelo simplificado representativo da máquina síncrona e respetivos reguladores develocidadeedetensão.............................. 78 3.8 Sistema de conversão de energia eólica baseado num gerador síncrono de velocidadevariável .................................... 79 3.9 Características de potência de uma turbina eólica . . . . . . . . . . . . . . . . . 81 3.10 Curvas representativas do coeficiente de potência em função de λeβ...... 81 3.11 Modelo aerodinâmico da turbina eólica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82 3.12 Esquema de controlo do ângulo de picth ...................... 82 3.13 Modelo dinâmico simplificado representativo do regulador de tensão IEEE tipo AC4A........................................ 83 3.14 Esquema de controlo do conversor do lado do gerador . . . . . . . . . . . . . . . 84 3.15 Esquema de controlo do conversor do lado da rede . . . . . . . . . . . . . . . . 85 3.16 Bloco representativo do parque eólico utilizado no MatLabr/Simulinkr..... 86 3.17 Modelo dinâmico representativo da lógica de controlo do inversor operado no modoPQ ...................................... 88 3.18 Característica de estatismo P-f que caracteriza o sistema de controlo do inversor nomodoPQ..................................... 90 3.19 Modelo dinâmico representativo da lógica de controlo do inversor operado no modo VSI com regulação primária de frequência . . . . . . . . . . . . . . . . . 91 3.20 Modelo dinâmico representativo da lógica de controlo do inversor operado no modo VSI com regulação secundária de frequência . . . . . . . . . . . . . . . . 93 3.21 Ação de controlo secundário desenvolvida pelo controlador PI do inversor VSI . 94 4.1 Distribuição geográfica das 9 ilhas que compõem o Arquipélago dos Açores . . . 96 4.2 Esquema unifilar simplificado da subestação afeta à CTAR . . . . . . . . . . . . 97 4.3 Esquema unifilar simplificado da subestação afeta ao PEFG . . . . . . . . . . . . 98 4.4 Esquema unifilar da Rede de Distribuição MT da Ilha de Santa Maria . . . . . . 98 4.5 Diagramas de carga característicos da ilha de Santa Maria . . . . . . . . . . . . . 99 5.1 Esquema unifilar representativo do cenário A do sistema elétrico de teste . . . . . 104 5.2 Esquema unifilar representativo do cenário B do sistema elétrico de teste . . . . . 105 5.3 Esquema unifilar representativo do cenário C do sistema elétrico de teste . . . . . 106 5.4 [Cenário A] Variação temporal da frequência, sem inversor . . . . . . . . . . . . 110 LISTA DE FIGURAS xv 5.5 [Cenário A] Variação temporal da tensão no barramento da subestação da CTAR, seminversor..................................... 111 5.6 [Cenário A] Variação temporal da frequência, com e sem inversor PQ para vários valores de R..................................... 112 5.7 [Cenário A] Potência ativa injetada pelo inversor PQ na rede, para vários valores de R......................................... 113 5.8 [Cenário A] Desvio de frequência do sistema e Potência ativa injetada pelo inversor PQ para R=1Hz/MW ............................. 114 5.9 [Cenário A] Variação temporal da potência ativa do grupo térmico PG1com e sem inversorPQligado ................................. 115 5.10 [Cenário A] Estimativa da energia associada com a resposta inercial de G1.... 116 5.11 [Cenário A] Desvio de frequência medido para auxílio no cálculo do ganho de inércia virtual Kvi .................................. 116 5.12 [Cenário A] Variação temporal da frequência para vários valores de Kvi ..... 117 5.13 [Cenário A] Potência ativa injetada pelo inversor PQ considerando (e não) a presença do bloco de inércia virtual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 118 5.14 [Cenário A] Evolução temporal da potência ativa do grupo térmico G1 e o inversor operado no modo PQ com e sem emulação de resposta inercial . . . . . . . . . . 119 5.15 [Cenário A] Variação temporal da potência reativa injetada pelo inversor VSI na rede ......................................... 120 5.16 [Cenário A] Variação temporal da frequência com e sem inversor VSI, para vários valores de KP.................................... 121 5.17 [Cenário A] Características proporcionais f-P do inversor VSI para diversos valores de KP...................................... 122 5.18 [Cenário A] Potência ativa injetada pelo inversor VSI na rede, considerando diversos valores de KP.................................. 123 5.19 [Cenário A] Evolução temporal da frequência do inversor VSI para diversos valores de KP...................................... 123 5.20 [Cenário A] Desvio de frequência do sistema e Potência ativa injetada pelo inversor VSI para KP= 6,28 rad.s−1.MW−1....................... 124 5.21 [Cenário A] Variação temporal da frequência com presença do inversor VSI, considerando vários valores para TdP/dQ ........................ 125 5.22 [Cenário A] Potência ativa injetada pelo inversor VSI na rede, considerando vários valores para TdP/dQ ................................. 126 5.23 [Cenário A] Variação temporal da frequência para vários valores de KPeTdP/dQ - ConjuntoI...................................... 127 5.24 [Cenário A] Variação temporal da frequência para vários valores de KPeTdP/dQ - ConjuntoII ..................................... 128 5.25 [Cenário A] Variação temporal da potência ativa do grupo térmico PG1com e sem inversorVSIligado................................. 129 5.26 [Cenário A] Variação temporal da produção de potência ativa do grupo térmico PG1e do inversor VSI (KP= 6,28 rad.s−1.MW−1eTdP/dQ = 0,5 s) . . . . . . . . 129 5.27 Variação temporal da frequência sem inversores eletrónicos, para os Cenários A e Bdosistemateste.................................. 130 5.28 [Cenário B] Variação temporal da frequência com e sem inversor PQ para vários valores de R..................................... 131 5.29 [Cenário B] Potência ativa injetada pelo inversor PQ na rede, para vários valores de R......................................... 132 xvi LISTA DE FIGURAS 5.30 [Cenário B] Variação temporal da frequência para vários valores de Kvi ...... 133 5.31 [Cenário B] Potência ativa injetada pelo inversor PQ considerando (e não) a presença do bloco de inércia virtual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 134 5.32 [Cenário B] Variação temporal da frequência com e sem inversor VSI, para vários valores de KP.................................... 135 5.33 [Cenário B] Potência ativa injetada pelo inversor VSI na rede, considerando diversos valores de KP.................................. 136 5.34 [Cenário B] Variação temporal da frequência com presença do inversor VSI, considerando vários valores para TdP/dQ ........................ 136 5.35 [Cenário B] Potência ativa injetada pelo inversor VSI na rede, considerando vários valores para TdP/dQ ................................. 137 5.36 [Cenário C] Características proporcionais f-P do inversor VSI para f0= 50 Hz e f0=49Hz...................................... 139 5.37 [Cenário C] Variação temporal da tensão aos terminais do inversor VSI . . . . . . 139 5.38 [Cenário C] Potência reativa produzida pelo grupo térmico G1 e produzida pelo VSI140 5.39 [Cenário C] Potência ativa produzida pelo grupo térmico G1 e potência ativa produzidapeloVSI................................... 140 5.40 [Cenário C] Características proporcionais f-P do inversor VSI para diversos valores de KP, equivalentes a um consumo de 1 MW em regime permanente . . . . . 141 5.41 [Cenário C] Variação temporal da frequência do sistema para vários valores de KP142 5.42 [Cenário C] Potência ativa injetada pelo inversor VSI para vários valores de KP.143 5.43 [Cenário C] Variação temporal da frequência do sistema para vários valores de TdP/dQ ........................................ 143 5.44 [Cenário C] Potência ativa injetada pelo inversor VSI para vários valores de TdP/dQ 144 5.45 [Cenário C] Variação temporal da frequência do sistema para vários valores de KI 145 5.46 [Cenário C] Erro medido para a frequência angular (esquerda) e Sinal fornecido pelocontroladorPIdoVSI............................. 146 A.1 Esquema unifilar representativo do sistema teste . . . . . . . . . . . . . . . . . . 162 B.1 Plataforma de simulação dinâmica implementada no MatLabr/Simulinkrpara o inversornomodoPQ ................................ 166 B.2 Plataforma de simulação dinâmica implementada no MatLabr/Simulinkrpara o inversornomodoVSI................................ 166 B.3 Plataforma de simulação dinâmica implementada no MatLabr/Simulinkrpara o inversor no modo VSI, Cenário C . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 167 B.4 Grupo Térmico diesel ................................ 168 B.5 Caixa de diálogo para introdução dos parâmetros da máquina síncrona . . . . . . 168 B.6 Detalhe do regulador de velocidade e máquina primária diesel .......... 169 B.7 Caixa de diálogo para introdução dos parâmetros do regulador de velocidade e máquina primária diesel ............................... 170 B.8 Detalhe do regulador de tensão implementado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 171 B.9 Caixa de diálogo para introdução dos parâmetros do regulador de tensão . . . . . 171 B.10 Grupos térmicos ligados à rede de distribuição MT - cenário A do sistema de teste 173 B.11 Grupos térmicos ligados à rede de distribuição MT - cenário B do sistema de teste 174 B.12 Detalhe do diagrama de blocos utilizados para cálculo da frequência do centro de inércia do sistema - cenário A do sistema de teste . . . . . . . . . . . . . . . . . 174 B.13 Detalhe do diagrama de blocos utilizados para cálculo da frequência do centro de inércia do sistema - cenário B do sistema de teste . . . . . . . . . . . . . . . . . 174 LISTA DE FIGURAS xvii B.14 Parque eólico ligado à rede de distribuição MT . . . . . . . . . . . . . . . . . . 175 B.15 Caixa de diálogo para introdução dos parâmetros do parque eólico . . . . . . . . 176 B.16 Caixa de diálogo para introdução dos parâmetros do inversor operado no modo PQ 177 B.17 Detalhe do sistema de controlo e ligação à rede do inversor operado no modo PQ 179 B.18 Caixa de diálogo para introdução dos parâmetros do inversor operado no modo VSI 180 B.19 Detalhe do sistema de controlo e ligação à rede do inversor operado no modo VSI 182 xviii LISTA DE FIGURAS Lista de Tabelas 2.1 Comparação de características técnicas dos sistemas de armazenamento de energia 52 2.2 Características técnicas adicionais dos sistemas de armazenamento de energia . . 53 2.3 Principais aplicações dos sistemas de armazenamento de energia em sistemas elétricos, em função das características e dos requisitos técnicos de cada aplicação . 55 2.4 Comparação entre as características gerais de máquinas síncronas e inversores baseados em eletrónica de potência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57 4.1 Caracterização do sistema eletroprodutor da ilha de Santa Maria . . . . . . . . . 97 4.2 Perfis de produção sazonais do sistema elétrico da ilha de Santa Maria . . . . . . 100 5.1 Tabela resumo para os cenários de teste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 107 5.2 Valores utilizados na variação dos parâmetros ReKvi relativos ao inversor PQ . . 109 5.3 Valores utilizados na variação dos parâmetros KPeTdP/dQ relativos ao inversor VSI 109 5.4 [Cenário A] Resultados obtidos por variação de R................. 113 5.5 [Cenário A] Resultados obtidos por variação de Kvi ................ 117 5.6 [Cenário A] Resultados obtidos por variação de KP................ 121 5.7 [Cenário A] Resultados obtidos por variação de TdP/dQ .............. 125 5.8 [Cenário A] Constante de inércia Me coeficiente de amortecimento Dequivalentes para o inversor VSI, considerando vários valores para KPeTdP/dQ ........ 126 5.9 [Cenário B] Resultados obtidos por variação de R................. 132 5.10 [Cenário B] Resultados obtidos por variação de Kvi ................ 133 5.11 [Cenário B] Resultados obtidos por variação de KP................ 135 5.12 [Cenário B] Resultados obtidos por variação de TdP/dQ .............. 137 5.13 [Cenário C] Resultados obtidos por variação de KP................ 142 5.14 [Cenário C] Resultados obtidos por variação de TdP/dQ .............. 144 5.15 [Cenário C] Resultados obtidos por variação de KI ................ 145 A.1 Parâmetros dos transformadores de potência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 161 A.2 Parâmetros da linha aérea do PEFG . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 161 A.3 Parâmetros dos grupos térmicos diesel ....................... 162 A.4 Parâmetros reguladores de tensão IEEE tipo 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 163 A.5 Parâmetros reguladores de velocidade dos grupos . . . . . . . . . . . . . . . . . 163 A.6 Parâmetros inversor operado no modo PQ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 163 A.7 Parâmetros inversor operado no modo VSI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 164 xix xx LISTA DE TABELAS Abreviaturas e Símbolos Lista de Abreviaturas AA Aprendizagem Automática ASD Avaliação de Segurança Dinâmica BESS Battery Energy Storage System BT Baixa Tensão CA Corrente Alternada CC Corrente Contínua CAES Compressed Air Storage System CTAR Central Térmica do Aeroporto DLC Double-layer Capacitor DoD Depth-of-Discharge EDA Eletricidade dos Açores, S.A. FC Hydrogen Fuel Cells FESS Flywheel Energy Storage System FSIG Fixed-Speed Induction Generator HFB Hybrid Flow Battery LVRT Low Voltage Ride-Through MT Média Tensão PEFG Parque Eólico do Figueiral PHS Pumped Hydro Energy Storage PSS Power System Stabilizer PWM Pulse-Width Modulation RAA Região Autónoma dos Açores RAM Região Autónoma da Madeira RFB Redox Flow Battery ROCOF Rate of Change of Frequency SEAR Subestação Afeta à Central Termoelétrica do Aeroporto SEE Sistema Elétrico de Energia SEPF Subestação Afeta ao Parque Eólico do Figueiral SI Sistema Internacional de unidades SMES Super-Conductive Magnetic Energy Storage TES Thermal Energy Storage VSI Voltage Source Inverter VSSG Variable-Speed Synchronous Generator xxi 6Introdução paralelo com máquinas síncronas ou outras fontes de tensão. Por outro lado, o modo de controlo VSI permite constituir-se como referência de tensão e frequência no ponto de ligação com a rede, de forma análoga ao comportamento das máquinas síncronas convencionais. Em períodos de vazio, para os quais a penetração renovável é muitas elevada e a carga baixa, o número de grupos convencionais em serviço é, tipicamente, reduzido. Em redes isoladas, caso um ou mais dos grupos sejam retirados de serviço, o risco de ocorrência de instabilidade de frequência aumenta, devido à reduzida capacidade de reserva primária e à inexistência de interligações a outros sistemas. Neste sentido, os inversores do tipo fonte de tensão, equipados com características de estatismo P-f e Q-V, podem contribuir para a melhoria da estabilidade da rede, em particular assegurando redundância no caso de cenários operacionais em que apenas está presente um grupo térmico em funcionamento. Face à exposição efetuada, o desenvolvimento da presente dissertação pretende alcançar os seguintes objetivos: •Identificação e caracterização dos problemas operacionais existentes nos sistemas elétricos isolados face à integração de produção de origem renovável; •Caracterização do benefício técnico resultante da utilização de dispositivos de armazenamento de energia como forma de permitir aumentar a integração de produção de origem renovável; •Avaliação do impacto resultante da utilização de dispositivos de armazenamento de energia com um interface eletrónico com capacidade de controlo do tipo PQ e do tipo "fonte de tensão" (modo de controlo VSI), e em particular, a sua contribuição para a inércia do sistema e participação na regulação primária de frequência; •Avaliação das condições do operação do sistema isolado com dispositivos de armazenamento de energia com interfaces eletrónicos do tipo "fonte de tensão" face á sua interação com grupos síncronos convencionais e respetiva análise em função de diversos parâmetros de controlo do mesmo. 1.3 Estrutura da Dissertação O trabalho desenvolvido e o conteúdo produzido no âmbito da presente dissertação organizamse em 6 Capítulos e 2 Anexos. O primeiro capítulo realiza o enquadramento geral do problema em análise e apresenta os principais objetivos que se pretendem alcançar com desenvolvimento da presente dissertação. No Capítulo 2, tecem-se diversas considerações no âmbito da integração de energias renováveis em redes isoladas, sendo identificados os principais desafios operacionais decorrentes, bem como as principais estratégias atualmente consideradas para a resolução de tais desafios. É atribuída especial ênfase aos aspetos relacionados com o controlo frequência-potência em redes isoladas com elevada integração renovável, nomeadamente no que se refere à regulação primária de frequência. Nesse sentido, apresentam-se as principais tecnologias de armazenamento de energia 1.3 Estrutura da Dissertação 7 atualmente consideradas e respetivas características técnicas, sendo ainda analisada a estratégia de controlo dos inversores do tipo "fonte de tensão controlada por corrente" e "fonte de tensão" que realizam o seu interface à rede elétrica (grid side inverters). O Capítulo 3apresenta e descreve os modelos dinâmicos dos diversos elementos do sistema elétrico utilizados na construção plataforma de simulação dinâmica implementada no MatLabr/Simulinkr. O conjunto dos modelos desenvolvidos visa reproduzir com um nível de aproximação satisfatório, o sistema elétrico real da ilha de Santa Maria pertencente à Região Autónoma dos Açores e respetivas condições operacionais. No Capítulo 4é efetuada a caracterização do sistema elétrico da ilha de Santa Maria no que concerne ao seu sistema eletroprodutor, subestações, rede de distribuição e diagramas de carga de produção. Tal descrição servirá de base à definição dos cenários operacionais considerados para a construção do sistema teste a implementar na plataforma de simulação dinâmica desenvolvida em ambiente MatLabr/Simulinkr. O Capítulo 5apresenta os três cenários operacionais que constituem o caso de estudo em análise. Estes cenários simulam a perda de parte da capacidade de geração do sistema, sendo registados e observados os principais resultados obtidos ao nível da estabilidade de frequência do sistema elétrico. No Capítulo 6são apresentadas as principais conclusões resultantes do desenvolvimento da presente dissertação, sendo ainda tecidas algumas considerações relativas ao trabalho futuro a realizar no contexto das atividades desenvolvidos no presente trabalho. O Anexo Aindica os principais parâmetros utilizados na simulação do sistema teste. No Anexo Bé efetuada uma breve caracterização dos elementos que constituem a plataforma de simulação dinâmica desenvolvida em ambiente MatLabr/Simulinkr. 8Introdução Capítulo 2 Estado da Arte 2.1 Introdução No presente capítulo pretende-se efetuar a caracterização dos principais desafios operacionais que resultam da integração de fontes renováveis em redes isoladas. No seguimento da revisão bibliográfica efetuada, são ainda indicadas e devidamente fundamentadas as principais soluções atualmente consideradas com vista à resolução de tais desafios, com o objetivo de realizar a acomodação adequada de capacidade de geração renovável em redes isoladas, por forma minimizar os custos de exploração e os riscos subsequentes que podem surgir ao nível da operação destes sistemas. Assim, na secção 2.2, é inicialmente abordada a caracterização do estado atual da integração de energia renováveis em redes elétricas isoladas, especificamente para as regiões insulares de Portugal, sendo identificados e discutidos os principais desafios operacionais atualmente verificados. Seguidamente, na secção 2.3, é discutida a participação de fontes renováveis nos serviços de regulação em redes isoladas, sendo apresentados mecanismos desenvolvidos por diversos autores, onde é patente a exploração da capacidade de controlo proporcionada pelos interfaces eletrónicos tipicamente usados na conversão de energia a partir de fontes renováveis. Na secção 2.4, apresentam-se exemplos de estratégias propostas por diversos autores, onde é patente a aplicação do conceito de cargas controláveis para participação na regulação primária de frequência em sistemas elétricos. Na secção 2.5, apresentam-se conceitos do âmbito da avaliação e controlo de segurança dinâmica de operação de redes isoladas com elevada integração de fontes renováveis. Por recurso a trabalhos que analisaram esta questão, são indicadas as principais técnicas utilizadas e as funções que as mesmas permitem. Na secção 2.6, discutem-se os principais campos de aplicação do armazenamento em sistemas elétricos, particularmente em redes isoladas com elevada penetração de fontes renováveis, sendo apresentados os principais benefícios técnicos e económicos para a operação destes sistemas. De seguida, apresentam-se as principais tecnologias de armazenamento de energia que são atualmente consideradas para aplicação em sistemas elétricos, sendo estabelecida uma relação entre a função 9 10 Estado da Arte pretendida e as características técnicas de cada tecnologia. Na secção referida são ainda estudadas as principais estratégias de operação dos inversores eletrónicos que efetuam a ligação dos sistemas de armazenamento à rede elétrica. 2.2 Integração de Energias Renováveis em Redes Isoladas 2.2.1 Introdução No caso particular dos sistemas elétricos isolados (como é o caso das ilhas) a integração de fontes renováveis representa uma opção significativamente interessante. Nestes pequenos sistemas o fornecimento de energia elétrica é tipicamente assegurado por centrais térmicas convencionais tais como os grupos diesel e fuelóleo. Tomando o caso da Região Autónoma dos Açores (RAA), na Figura 2.1 é possível observar a percentagem significativa que a energia primária térmica (gasóleo e fuelóleo) assume no seu "mix" energético. Esta dependência da produção térmica convencional agrava os custos de produção, pois o gasóleo e fuelóleo são transportados de regiões afastados do arquipélago. 657.914 MWh janeiro a outubro 2014 Fuelóleo 55,3% Gasóleo 8,9% Hídrica 3,0% Geotérmica 23,0% Eólica 9,7% Biogás 0,02% Outras 0,05% janeiro a outubro 2014 Produção Acumulada Figura 2.1: Formas de energia primária constituintes do "mix" energético (e respetivo peso) na Região Autónoma dos Açores entre janeiro e outubro de 2014 [16] No sentido de reduzir a dependência das fontes de energia térmica, a aposta tem sido a de aumentar a penetração da energia renovável no "mix" energético dos centros electroprodutores do arquipélago. Um percurso similar tem sido percorrido na Região Autónoma da Madeira (RAM). Como se apresenta na Figura 2.2, na RAA, os aproveitamentos eólicos e geotérmicos são aqueles que maior peso apresentam no "mix" renovável do arquipélago. A origem vulcânica do 2.2 Integração de Energias Renováveis em Redes Isoladas 11 arquipélago dos Açores permite que se reúnam condições favoráveis à exploração da energia geotérmica, mais especificamente na ilha de São Miguel. Em 2014, 64,2% da produção na RAA foi assegurada por energia de origem térmica, com 35,8% de origem renovável. Entre Janeiro a Outubro de 2014 a produção de energia geotérmica possui um crescimento de 4,5% em relação ao período homólogo do ano anterior, representando 23% da produção total da Eletricidade dos Açores (EDA) e 43,7% da ilha de São Miguel. No mesmo período, a produção hídrica decresceu 20,4% e a produção eólica cresceu 16% face ao período homólogo. Neste período, estes dois tipos de energia representaram 12,8% da produção total [16]. Figura 2.2: Potência renovável instalada nas Regiões Autónomas dos Açores e da Madeira em 2013 [15] Na RAM, a produção hidroelétrica e eólica são as principais fontes de produção renovável, havendo ainda alguma expressão da produção solar fotovoltaica Figura 2.2. Na ilha da Madeira da RAM, em 2013 a componente renovável ascendeu a 25,9% da produção total, sendo os restantes 74,1% de origem fóssil. No mesmo ano, na ilha do Porto Santo a produção de origem térmica totalizou 86,1% da produção total, tendo sido o restante atribuído à produção de origem solar (10,8%) e eólica (3,1%) [21]. A elevada prevalência da produção de origem térmica traduz-se num custo de produção de elevado, pois a localização remota destes sistemas elétricos implica custos de transporte de combustível elevados. Este é um dos principais fatores que tornam o aumento da presença renovável economicamente interessante. No entanto, esta integração renovável é tipicamente restringida por razões de ordem técnica e de segurança. Mesmo em períodos de produção renovável suficiente para satisfação de grande parte do consumo, parte desta produção acaba por ser cortada. No ano de 2013, na RAM, 75% do total da produção eólica limitada ocorreu no período de vazio, pois neste período de menor consumo, alguma produção de origem térmica tem de permanecer em serviço (mínimos técnicos de produção) para assegurar a regulação de frequência do sistema. Os restantes 25% sucederam devido à instabilidade provocada na rede pelos próprios parques eólicos, em re- 12 Estado da Arte sultado de forte oscilação de produção. Uma situação concreta desta limitação na RAM refere-se à retirada de serviço de parques eólicos quando a velocidade do vento atinge os 25 m/s [21]. O tipo de fontes renováveis que compõem o "mix" de produção de um sistema elétrico apresenta igualmente influência ao nível da sua operação. Algumas fontes renováveis são controláveis tais como o hidroelétrica, enquanto outras como a eólica ou a solar fotovoltaica são não controláveis. Assim, quando, por exemplo, na RAM a penetração eólica é significativa, a variabilidade da produção renovável pode ser acomodada pelo variação do despacho da produção hidroelétrica, evitando a permanência em serviço de grupos térmicos com baixo fator de carga ou até a ligação de novos grupos. Já no caso da RAA, a potência renovável instalada é essencialmente de origem eólica e geotérmica, que são não controláveis. Desta forma, mesmo com produção renovável significativa, alguns grupos térmicos terão de permanecer em serviço, mesmo que num ponto de funcionamento próximo do mínimo, para que se garanta uma reserva operacional adequada. Naturalmente, este último aspeto gera custos acrescidos com a operação do sistema e contribui para o aumento de emissões. No sentido de aumentar e acomodar adequadamente a integração renovável em redes isoladas, torna-se necessário estudar e desenvolver a estrutura clássica dos sistemas elétricos em função das opções tecnológicas disponíveis. Vários projetos têm sido desenvolvidos sob o conceito de “Ilhas Verdes” (ou “Green Islands”). Um exemplo de um projeto criado neste âmbito é o projeto Green Islands (http://www.green-islands-azores.uac.pt) com participação do MIT-Portugal, Universidades parceiras e com a colaboração do Governo Regional dos Açores, que estuda cenários integrados para as ilhas do arquipélago dos Açores. Para o ano de 2018, três ambiciosas metas foram definidas para o Projeto Green Islands Açores: (i) 60% da eletricidade proveniente de fontes renováveis, (ii) 20% da energia primária total proveniente de fontes renováveis e (iii) 35% da energia primária total utilizada sob a forma de eletricidade [22]. Outro exemplo é o projeto SiNGULAR (http://www.singular-fp7.eu) financiado pela União Europeia em alinhamento com o plano estratégico europeu de energia e tecnologia (SETPlan) que pretende desenvolver projetos piloto em várias ilhas europeias, inclusive na ilha de São Miguel do arquipélago dos Açores. Este último pretende testar ferramentas de previsão de produção renovável e de carga, ferramentas de gestão de armazenamento de energia e de análise da operação do sistema, por forma a aumentar a integração da produção renovável. Existem ainda projetos de iniciativa privada tais como os da empresa Younicos (http://www.younicos.com) que desenvolve sistemas de armazenamento compactos para instalação em sistemas elétricos para aumento da integração de fontes renováveis. A Younicos possui diversos projetos em desenvolvimento que estudam no terreno e em ambiente laboratorial, formas inovadoras de acomodar a transição para um futuro renovável, com foco na sustentabilidade técnica e económica dos sistemas elétricos. Atualmente, esta empresa conta com já com projetos lançados em redes elétricas continentais e insulares de 5 países, incluindo a ilha Graciosa do arquipélago dos Açores. Nesta ilha portuguesa, a participação renovável no “mix” energético está limitada a cerca de 15% anualmente, independentemente da produção renovável total disponível. Os riscos potenciais para a operação do sistema são significativos, retardando, desta forma, a re- 2.2 Integração de Energias Renováveis em Redes Isoladas 13 tirada de serviço de geradores a diesel convencionais. A Younicous pretende instalar sistemas de armazenamento e sistemas de controlo avançados que aumentem a participação renovável e reduzam o risco operacional. Um traço comum a todas estas iniciativas é a partilha da visão de um futuro verde, livre de energias fósseis e totalmente assente na exploração da produção renovável. Para tal o objetivo será aumentar a integração de fontes renováveis em ilhas onde o potencial de extração da energia do vento e do sol é elevado, desenvolvendo simultaneamente estratégias inteligentes de gestão de energia associadas a conceitos tais como o de cargas controláveis e dos sistemas de armazenamento de energia. 2.2.2 Desafios Operacionais O futuro promissor das fontes renováveis em redes isoladas não é isento de dificuldades. A natureza variável das fontes renováveis e a forma como estas se ligam à rede, colocam diversos desafios na operação destes sistemas. As características de operação dos sistemas elétricos clássicos dominados por grupos térmicos convencionais difere significativamente daquelas que se verificam em sistemas com forte integração de fontes renováveis. Grande parte da produção renovável é não controlável sendo tomada como carga negativa em termos da operação do sistema. Significa isto que toda esta produção deve ser subtraída à carga total do sistema, sendo a carga restante distribuída por máquinas síncronas convencionais. No entanto, em redes elétricas isoladas o número de grupos convencionais em serviço a dado momento é tipicamente reduzido, o que coloca diversos desafios na operação destes sistemas. Em redes isoladas com significativa presença de fontes renováveis, os principais desafios operacionais prendem-se com a estabilidade de frequência. Em termos concretos, a operação segura e estável destes sistemas elétricos é influenciada pelos seguintes aspetos: •Resposta inercial face à ocorrência de perturbações: inércia total do sistema reduzida em resultado do número reduzido de máquinas síncronas convencionais em serviço; •Amplitude/severidade de perturbações: perda súbita de grupos geradores, variabilidade da produção renovável, retirada de serviço de linhas ou aproveitamentos renováveis na sequência de curto-circuitos; •Variabilidade das fontes renováveis: a velocidade do vento e a radiação solar não são constantes, sendo largamente dependentes de condições climatéricas, muitas vezes adversas, induzindo perfis de elevada variabilidade em curtos períodos de tempo (por vezes de poucos segundos); •Reserva girante do sistema: capacidade de as máquinas em serviço variarem o seu ponto de funcionamento em relação aos limites técnicos. Os requisitos de reserva definidos pelo operador de sistema tendem a reduzir a capacidade de integração de fontes renováveis em sistemas isolados; •Interligação a sistemas vizinhos limitada ou inexistente: meio utilizado para auxílio à regulação primária de frequência em sistemas interligados. 14 Estado da Arte Tendo em conta os aspetos acima referidos e outras características próprias das redes isoladas e dos aproveitamentos renováveis, é possível considerar os seguintes aspetos como representando o principal conjunto de restrições à integração de fontes renováveis nestes sistemas: •Elevado custo de investimento em infraestruturas de suporte à operação: com baixo retorno de capital; •Necessidade de funcionamento permanente de grupos convencionais: para acomodar a variabilidade renovável e fornecer reserva girante adequada para seguimento da carga em função da sua típica variação ao longo do dia. Esta questão interfere com o problema de "unit commitment" que visa a operação económica e segura do sistema. A incerteza associada à produção de origem renovável e os critérios de reserva definidos, levam à necessidade da permanência em serviço de grupos convencionais (que possuem pontos de produção mínimos), fatores que limitam significativamente a integração da produção de origem renovável e obrigam com alguma frequência ao corte parcial da produção renovável (renewable generation curtailment ou renewable generation spill); •Número reduzido de máquinas que asseguram os serviços de sistema: que condiciona a resposta inercial, e logo, a capacidade de regulação primária de frequência do sistema face a perturbações; •Incapacidade das fontes renováveis na contribuição para os serviços de sistema (exceto hídrica controlável): a prática tem demonstrado que as fontes renováveis tais como a eólica e a solar, são não controláveis e funcionam no ponto de extração de máxima potência, sem margem operacional de reserva; •Capacidade de armazenamento de energia insuficiente: participação limitada (ou inexistente) nos serviços de sistema e em estratégias de gestão de energia; •Variabilidade diária da produção renovável: ao longo do dia a variação da produção de origem renovável não coincide frequentemente com a variação do consumo de energia elétrica; •Variabilidade sazonal significativa de recursos hídricos, eólicos, entre outros; •Dificuldade na previsão da produção renovável: que torna complexo o planeamento da operação do sistema no que respeita ao escalonamento e despacho de grupos convencionais e à contratação de níveis de reserva adequados. Para devidamente caracterizar o problema em análise, são de seguida apresentados os principais aspetos associados à estabilidade de frequência em sistemas elétricos. Serão ainda tecidas algumas considerações relativas à baixa inércia característica das redes isoladas e à variabilidade inerente das fontes renováveis. Por último, descreve-se o problema de “unit commitment” e os requisitos de reserva em redes isoladas com forte penetração renovável. 2.2 Integração de Energias Renováveis em Redes Isoladas 15 2.2.2.1 Estabilidade de Frequência O conceito de estabilidade de frequência é transversal a todos os sistemas elétricos de corrente alternada, quer aos grandes sistemas interligados ou aos sistemas isolados, como é o caso das ilhas. A estabilidade de frequência refere-se à capacidade de um sistema elétrico de energia (SEE) manter a frequência num valor próximo do nominal −50 Hz no sistema interligado e ilhas da Europa −após a ocorrência de uma determinada perturbação que resulte num desequilíbrio entre a produção e a carga. Estas perturbações encontram-se geralmente associadas à súbita perda de unidades de geração e/ou à retirada de serviço de linhas de transmissão ou de aproveitamentos renováveis na sequência de curto-circuitos. Após a ocorrência de uma perturbação, o sistema deve ser capaz de responder ao desequilíbrio originado no intervalo de alguns segundos, evitando a violação das condições de segurança de operação, geralmente definidas como um desvio máximo, |∆f| em Hz, ou uma taxa de variação máxima em função do tempo, |d f (t)/dt| em Hz/s, do valor instantâneo da frequência. O objetivo é evitar o deslastre de carga e/ou a retirada de serviço de grupos geradores garantindo, assim, a continuidade do fornecimento de energia elétrica [6]. Para evitar que variações no valor instantâneo da frequência possam ultrapassar a banda de segurança definida, após a ocorrência de uma perturbação torna-se necessário desencadear um conjunto de ações de controlo com o objetivo de reestabelecer o equilíbrio entre produção e consumo. Ao desenvolvimento destas ações de controlo atribui-se a designação de regulação (ou controlo) primário de frequência. A regulação primária de frequência é de natureza descentralizada e é, tipicamente, proporcionada pelos reguladores de velocidade (speed governors na literatura inglesa) dos grupos geradores em serviço [6]. A resposta dos reguladores de velocidade a variações de frequência é regida por um parâmetro constante denominado por estatismo, R, em Hz/MW. Para uma determinada variação de frequência, o estatismo define a variação em regime estacionário da potência mecânica da máquina primária de um grupo, devido à ação do sistema de regulação de reserva primária. O controlo primário é automático e responde sempre que o desvio de frequência ultrapasse um determinado valor de referência, devendo encontrar-se concluído até algumas dezenas de segundos após ocorrência da perturbação transitória no sistema [5]. Em sistemas isolados com elevada penetração de geração renovável, as variações transitórias de frequência são particularmente severas, pois estas são redes fracas caracterizadas por uma baixa inércia em resultado do número reduzido de máquinas rotativas que as constituem e pelo facto de os aproveitamentos renováveis apresentarem perfis de produção de natureza variável, i.e. afetados de incerteza [4]. Além disso, a inexistência de interligações impede que as redes isoladas possam recorrer à capacidade de reserva proveniente de sistemas vizinhos, facto que limita significativamente o conjunto de equipamentos disponíveis para participação na regulação de frequência nestes sistemas. Associado ao conceito de regulação primária de frequência surge, assim, o conceito de reserva primária. A capacidade de potência de reserva primária disponibilizada num sistema elétrico é, geralmente, definida em MW, sendo estabelecida em função de um determinado incidente de refe- 22 Estado da Arte coincida com as considerações efetuadas aquando do planeamento da mesma. Assim, caso tal perfil não ser verifique, i.e. se a produção for significativamente diferente daquela prevista, a reserva definida poderá provar-se excessiva ou insuficiente, afetando os custos de operação e/ou a segurança de operação do sistema [12]. Por forma a maximizar o grau de sucesso das decisões tomadas ao nível do planeamento da operação, autores tais como os de [12] ede[13], têm desenvolvido formulações probabilísticas para o problema de "unit commitment". Tais formulações permitem a definição adaptativa de requisitos de reserva em função do erro de previsão da produção renovável num base horária. Esta análise estocástica, permitirá reduzir o risco e os custos da operação do sistema, que decorrem da tomada de decisões. 2.3 Participação de Fontes Renováveis nos Serviços de Regulação em Redes Isoladas A instalação de máquinas síncronas num sistema elétrico contribui para o aumento da inércia total do sistema. No entanto, tal não é verificado para as tecnologias renováveis. A substituição progressiva de máquinas síncronas convencionais por fontes renováveis tais como os geradores eólicos ou os sistemas fotovoltaicos reduz a resposta inercial do sistema e contribui, assim, para o agravamento de desvios de frequência. Estes geradores ligam à rede por meio de conversores eletrónicos estáticos que são desprovidos de inércia. Este facto limita a integração de renováveis em sistemas elétricos, particularmente em pequenas redes isoladas, já por si caracterizadas por uma fraca resposta inercial. Conjuntamente com os sistemas de armazenamento de energia e com veículos elétricos e cargas controláveis, também as fontes renováveis poderão ser controladas por forma a participar na regulação primária de frequência ou até na regulação de tensão. Tipicamente, os aproveitamentos renováveis operam em função de pontos de extração de potência ótimos, que dependem da potência máxima que pode ser extraída da respetiva fonte primária. Comparativamente com os grupos convencionais estes aproveitamentos são não despacháveis, sendo entendidos como cargas negativas. Desta forma, não participam ativamente nos serviços de regulação de sistema, tais como a regulação de frequência e de tensão. Nos casos que se pretendem analisar é demonstrada a possibilidade de desenvolver mecanismos de reserva primária em geradores eólicos e em sistemas fotovoltaicos. Os autores de [25] e [26] demonstram a possibilidade de ajustar o sistema de controlo de geradores eólicos para que estes possam apresentar resposta inercial e participar na regulação de frequência. Em [27] é analisada a possibilidade de utilizar geradores eólicos de velocidade variável para a realização de suporte a parques eólicos aquando de variações transitórias de tensão. Os autores de [28] apresentam uma estratégia de estabelecimento de reserva em sistemas fotovoltaicos. Os geradores eólicos dividem-se em dois tipos: de velocidade fixa e de velocidade variável. Os de velocidade fixa baseiam-se, geralmente, em máquinas de indução clássicas com rotor em gaiola de esquilo (na literatura anglo-saxónia, fixed-speed induction generator - FSIG). A relação existente entre a frequência do sistema e o binário eletromagnético da máquina de indução 2.3 Participação de Fontes Renováveis nos Serviços de Regulação em Redes Isoladas 23 determina a sua resposta inercial aquando de variações de frequência [25]. O forte acoplamento existente entre o estator do FSIG e o sistema elétrico, em conjunto com o seu baixo deslizamento (1% a 2%) levam a que qualquer variação da frequência do sistema faça variar a velocidade de rotação do gerador. Este facto origina uma resposta inercial do FSIG quando a frequência do sistema varia. Os geradores eólicos de velocidade variável tal como a designação indica, conseguem operar a várias velocidades, permitindo a extração ótima da energia do vento e ainda o controlo do fator de potência, produzindo ou consumindo potência reativa. No domínio das máquinas de velocidade variável (variable-speed wind turbines – VSWTs) destacam-se o gerador de indução duplamente alimentado (na literatura anglo-saxónica, doubly-fed induction wind generators – DFIWG) e a máquina síncrona de velocidade variável (variable-speed synchronous generator - VSSG). Ambas as tecnologias são ligadas à rede por meio de conversores baseados em eletrónica de potência [25], o que significa que em configuração padrão, variações de frequência na rede não serão "vistas" pelo estator da máquina. O DFIWG possui um conversor eletrónico instalado no rotor do gerador. O rotor encontra-se ligado à rede por um sistema realimentado através do conversor eletrónico, enquanto o estator se encontra diretamente ligado à rede. A potência fornecida pelo DFIWG corresponde à soma da potência fornecida pelo estator e pelo rotor. Assim, aquando da ocorrência de desvios de frequência do sistema, qualquer resposta inercial por parte do DFIWG dependerá da relação existente entre o binário eletromagnético da máquina e a frequência do sistema [25]. Esta relação dependerá ainda do tipo e parâmetros dos controladores empregues no conversor eletrónico. O VSSG consegue operar a velocidade variável por meio de um conversor CA/CC/CA instalado no estator da máquina síncrona, permitindo que este se encontre eletricamente desacoplado da rede e que não seja afetado por variações de frequência no sistema. Assim, a potência gerada pela máquina síncrona não varia em função de variações de potência na rede e logo, não existirá resposta inercial [25]. Para geradores eólicos de velocidade variável, têm sido referidas duas principais técnicas de controlo que permitem o desenvolvimento de resposta inercial [24] e[26]: •Controlo Inercial: que envolve a implementação de uma estratégia de injeção de potência adicional de forma proporcional à derivada temporal da frequência do sistema, |d fsist/dt|; •Controlo por Estatismo: com base numa característica potência ativa/frequência clássica, que envolve a injeção de potência ativa de forma proporcional à diferença entre a frequência do sistema medida a dado instante e a frequência nominal. Estas técnicas reportam-se ao controlo do comportamento dinâmico do gerador eólico em função de duas escalas temporais: (1) uma rápida, associada ao controlo do gerador elétrico e do conversor eletrónico, e (2) uma lenta, associada ao controlo da turbina, que consiste no controlo do ângulo de pitch e da velocidade de rotação [24]. Em [25], G. Lalor et al. averiguam a resposta inercial de um sistema elétrico considerando três cenários: (i) sem geradores eólicos, (ii) com uma determinada capacidade de produção baseada em 24 Estado da Arte FSIGs e (iii) a mesma capacidade de produção com DFIWGs. Considerando os geradores eólicos na sua configuração padrão, i.e. sem qualquer controlo adicional, as observações iniciais indicam que a resposta inercial do sistema é reduzida qualquer que seja o tipo de gerador eólico utilizado. No entanto, a resposta inercial do sistema com a tecnologia DFIWG é relativamente pequena, originando variações do valor instantâneo da frequência de maior amplitude. Esta resposta inercial dos DFIWGs é provada negligenciável, pois o desacoplamento existente entre a velocidade de rotação do gerador e frequência do sistema não permite que o primeiro siga variações de frequência da rede. Demonstra-se ainda que a resposta inercial do sistema é progressivamente diminuída com a integração cumulativa de capacidade de geração eólica. Sendo que a magnitude da resposta inercial de um DFIWG depende da sensibilidade da variação da velocidade de rotação do gerador em função de variações de frequência do sistema, os autores de [25] propõem a adição de uma malha fechada de controlo suplementar que permite que o binário eletromagnético da máquina varie proporcionalmente com a taxa de variação da frequência (Figura 2.4). Por adição do controlo suplementar, demonstra-se que a resposta inercial do DFIWG consegue assemelhar-se aquela verificável em máquinas síncronas convencionais, transmitindo energia para o sistema aquando de quedas no valor da frequência ou absorvendo quando o valor da frequência aumenta. LALOR et al.: FREQUENCY CONTROL AND WIND TURBINE TECHNOLOGIES 1911 Fig. 7. Supplementary control loop for DFIG WTG controller. static mix of POR, the frequency nadir is detrimentally affected if DFIG WTGs displace conventional generators and is largely unaffected if fixed-speed WTGs displace conventional generation. Both the influence of increasing wind penetrations on static reserve and the impact of static reserve on frequency nadir can be seen in Fig. 6. When fixed speed WTGs comprise the wind turbine generation, 123 MW of static reserve is tripped in all cases, and the frequency nadir does not fall below the 0 MW wind penetration case. However for DFIG WTGs, the tripping of an additional 73 MW of static reserve is required to prevent the frequency nadir from falling significantly below the 0 MW wind penetration case. As such, it may be concluded that increasing DFIG WTG penetration requires increasing availability of static reserve to maintain the frequency nadir above a given threshold. C. Supplementary Response From DFIG The magnitude of the inertial response of a DFIG depends on the extent by which the rotational speed changes in response to changing system frequency. As the DFIG is designed to provide accurate control of rotational speed, the coupling of rotational speed to system frequency and the resulting inertial response is largely removed [10]. However, through the addition of a simple supplementary loop to the controller of the DFIG, it is possible to configure the DFIG to change the electromagnetic torque in proportion to rate of change of frequency [14]. As a direct differentiation of measured system frequency is undesirable due to susceptibility to noise, the supplementary control loop torque is determined using the following (8), as illustrated in Fig. 7 (8) The supplementary control loop torque is added to the reference torque of the DFIG WTG to provide the reference electromagnetic torque . This signal, in the same way as a natural inertial response, will impart energy to the system as frequency drops and absorb energy from the system as frequency increases, thus increasing the response of the DFIG above that which would be normally observed. The magnitude of the response will depend on the controller parameters (supplementary control loop constant and time constant ). The achievable inertial response of the DFIG WTG is limited by operational constraints such as current limits. In this paper, it is assumed the these limits are not exceeded. It must be noted that in practise, however, some design modifications may be required to prevent deviation outside operational constraints. A comparison of the inertial response during a frequency event from a synchronous generator, a fixed-speed WTG, and a DFIG WTG with the supplementary control loop included is illustrated in Fig. 8(ii). Instead of a negligible response to system Fig. 8. (i) Simulated system frequency resulting from the loss of the largest infeed during WP. (ii) Comparison of fixed-speed WTG and DFIG responses to the low-frequency event in (i): Change in power output (%) of (a) a synchronous machine with inertial constant of H=4 : 2s , (b) the fixed-speed WTG, assuming constant power, (c) the fixed-speed WTG, assuming constant torque, (d) the DFIG with supplementary control loop included ( K=3 : 5 ), assuming constant power, and (e) the DFIG with supplementary control loop included ( K=3 : 5 ), assuming constant torque. Fig. 9. Simulated system frequency following the trip of largest infeed (422 MW) during the SDV scenario with (a) no wind generation, (b) 2000-MW fixed-speed WTGs, (c) 2000-MW DFIG WTGs, and (d) 2000-MW DFIG WTGs, with supplementary control loop added. frequency, as shown in Fig. 2(ii), the addition of the supplementary controller results in a DFIG response similar to the inertial response of the conventional generator. The size of the response is dependent on the value of parameter within the supplementary control loop, which was chosen to be 3.5 for this paper. The system frequency following the loss of the largest infeed during the SDV scenario is illustrated in Fig. 9. This figure is similar to Fig. 4 but includes 2000 MW of DFIG WTGs with supplementary control. The addition of the supplementary control loop to the DFIG WTG results in an improvement in system frequency response, both in terms of the rate of decline of the frequency and the maximum frequency excursion that occurs, as indicated in Fig. 9. However, these effects depend on both Figura 2.4: Malha de controlo suplementar proposta para implementação no controlador de um DFIWG [25] 1 Em [26], J. Peças Lopes e R. Almeida propõem uma técnica de controlo da resposta inercial de um DFIWG similar à indicada em [25], definida por um método de controlo clássico baseado numa característica de estatismo. Esta técnica permite variar a potência ativa fornecida pelo gerador em resposta a variações de frequência. A resposta inercial providenciada unicamente por adição de uma malha de controlo suplementar ao DFIWG não permite, no entanto, a participação efetiva no controlo primário de frequência, pois o gerador funciona normalmente no ponto de extração de potência máxima. Daqui resulta a impossibilidade de o gerador aumentar a potência fornecida aquando de quedas no valor da frequência da rede. Os autores de [26] propõem, assim, uma técnica de controlo baseada no controlo de potência ativa/frequência e potência reativa/tensão, complementada pela implementação de uma estratégia de controlo do ângulo de pitch que permite o ajuste da potência mecânica da turbina eólica. É ainda implementado um bloco de controlo que permite ao sistema de controlo do DFIWG responder a ações de controlo requisitadas pelo operador de sistema. O arranjo de controlo completo é apresentado na Figura 2.5. 1Na figura: ωé a velocidade de rotação do gerador, Tsc é o binário de controlo suplementar adicionado ao binário de referência (Tre f ), Temre f é o binário eletromagnético de referência, Kpé o ganho do controlo suplementar e τpé uma constante de tempo. 2.3 Participação de Fontes Renováveis nos Serviços de Regulação em Redes Isoladas 25 DE ALMEIDA AND PEÇAS LOPES: PARTICIPATION OF DOUBLY FED INDUCTION WIND GENERATORS 945 Fig. 1. Full control for DFIWG rotor-side converter. converter of the wind generator, followed by the pitch control in order to adjust the mechanical power. This electrical power injection is defined from a proportional frequency regulation loop together with a power reference adjustment obtained from a deloaded power curve, such that a new equilibrium can be obtained when frequency changes occur. In this way, active power injected by the machine is kept on, while frequency deviation stands, therefore contributing for system primary frequency control. This approach (that includes a proportional integral control for pitch angle control) avoids the use of a mechanical characteristics look-up table, usually needed to identify the required pitch angle and reference speed that would lead to the required response. The pitch control is also responsible for limiting the mechanical power of the wind turbine during high wind speeds. The effectiveness of this control approach was tested in a small isolated system, where wind generation plays an important role. Results from the dynamic response of the wind turbines and system frequency are discussed. II. DESCRIPTION OF THE DEVELOPED CONTROL APPROACH The full control approach adopted for the rotor-side converter of the DFIWG includes, as described in Fig. 1, the well-known active and reactive power control loops [9], a primary frequency control loop responding to frequency changes (that defines the set point in Fig. 1), a pitch control strategy, and a control block associated to a external supervisory wind farm control system. Through this external control block, wind generators are required to respond to a request from the system operator, due to an AGC demand or because of operational reasons related with the need to control power flows in the network area. This request leads to an optimized adjustment of the output of each wind generator inside the wind park, to be calculated as described in [10], defining the set point in Fig. 1. In general, the wind generator is controlled by ac-dc-ac link converters, modeled as voltage and controlled current sources, respectively. The control scheme used to control the rotor-side converter (see Fig. 1) consists of a voltage regulator in which both output active and reactive powers of the machine are controlled through and components obtained from two separate sets of proportional-integral (PI) controllers. The PI controllers involve a cascade structure, in which the outside PI blocks are used to regulate the reference rotor currents ( and ), and the inner side PI blocks are used to regulate the and components, respectively. When using PI controllers, a careful gain tuning for different operation conditions is required. A trial-and-error adjustment was adopted in this research to identify these gains. The grid-side converter, modeled as current source, is designed to control only the dc link voltage, taking into account the balance of the active power between rotor and the grid. The control algorithm implemented for this converter is explained in detail in [6]. Through the rotor-side active power control loop, the wind turbine can be driven to operate with maximum power, once the reference active power input used to the control system is obtained from a deloaded optimum power extraction curve, as depicted in Fig. 2. This reference power is also used to adjust the rotor speed through the pitch control loop. The adoption of a power reference that uses a deloaded power extraction curve, as described in Fig. 2, allows the increase of active power generated by the wind generator when frequency decreases, as a result of a sudden load increase or loss of a large generation facility. Figura 2.5: Sistema de controlo completo implementado no conversor eletrónico do lado do rotor do DFIWG [26] O sistema implementado permite a criação de capacidade de reserva primária no DFIWG, conseguida por estabelecimento de margens de operação nas curvas de extração de potência máxima consideradas (de-loaded maximum power curves). Desta forma, existirá sempre um determinado nível de reserva que poderá ser mobilizado para aumentar a potência ativa fornecida em resposta a variações de frequência no sistema. A regulação primária de frequência é realizada por integração de uma característica de estatismo no sistema de controlo ligado ao rotor do gerador, que tentará emular o comportamento do controlo primário em máquinas síncronas convencionais. Esta ação é complementada pela implementação de um sistema de controlo de ângulo de pitch o qual, após variação da potência ativa fornecida, permite ao gerador estabilizar num ponto de operação diferente daquele para o qual operava em regime permanente pré-perturbação. Simulações realizadas em [26] demonstram a viabilidade da técnica de controlo adotada. É demonstrada a capacidade de redução da amplitude do valor instantâneo do desvio de frequência e a redução na amplitude das oscilações transitórias de frequência, após ocorrência de perturbações. Para além da possibilidade de melhoria da estabilidade de sistemas elétricos ao nível da regulação de frequência, os geradores eólicos são igualmente candidatos à prestação de serviços no âmbito da estabilidade de tensão. Em [27], S. Muyeen et al. desenvolvem uma alternativa à instalação de FACTS (flexible alternating current transmission systems) em parques eólicos, para aplicação de um mecanismo de controlo de tensão por controlo de potência reativa com o objetivo de melhorar a estabilidade de tensão num sistema elétrico face à ocorrência de curto-circuitos. O mecanismo proposto recorre à ligação de geradores eólicos de velocidade fixa (FSIG) em série e/ou paralelo com máquinas síncronas de velocidade variável (VSSG) em parques eólicos. Esta configuração pretende substituir a instalação de FACTS que, apesar de representarem uma solução eficaz para o controlo de tensão, aumentam o custo de investimento nos parques eólicos. 26 Estado da Arte Como é conhecido, a máquina de indução clássica apresenta necessidades consideráveis de potência reativa. O método proposto em [27] visa a utilização da capacidade de produção de potência reativa da máquina síncrona de velocidade variável para melhoria da capacidade de sobrevivência a cavas de tensão (na literatura anglo-saxónica, low voltage ride-through – LVRT) em parques eólicos. Estas variações transitórias de tensão surgem aquando da ocorrência de curto-circuitos e podem levar à retirada de serviço de parques eólicos, facto que é obviamente indesejado pois reduz o retorno económico da sua exploração e pode tornar o sistema instável. Além disso, a elevada necessidade de potência reativa que surge quando em condições de curto-circuito, leva a que os inversores de ligação à rede dos geradores eólicos aumentem a corrente reativa injetada, o que poderá levar por sua vez ao surgimento de sobretensões no link DC do conversor eletrónico. Em [27], a simulação do mecanismo proposto demonstra a capacidade de sobrevivência a quedas de tensão transitórias, quer a ligação dos VSSG seja realizada em série ou em paralelo com os FSIGs do parque eólico. Este mecanismo permite que a necessidade de potência reativa dos FSIGs seja satisfeita pelos VSSG, o que resulta na recuperação rápida do binário eletromagnético dos FSIGs. Desta forma, os binários eletromagnético e mecânico equilibram-se, devolvendo a estabilidade às máquinas de velocidade fixa. Por último, considere-se um caso de estudo no âmbito da possibilidade de os sistemas fotovoltaicos participarem na regulação primária de frequência em sistemas elétricos. S. Mishbra et al. propõem em [28] um mecanismo baseado na alteração do ponto de potência máxima (MPP) de operação de um sistema fotovoltaico. O sistema elétrico analisado apresenta elevada penetração de energia solar fotovoltaica (30%). Em vez de o sistema operar no ponto de potência máxima, este é operado num ponto de funcionamento inferior. Desta forma, é possível estabelecer um nível de reserva (Preserve) que permite aumentar a produção aquando de variações de frequência (Figura 2.6). O funcionamento a um ponto inferior ao máximo é conseguido operando o sistema a uma tensão (VMPP +∆V) superior aquela que corresponde ao ponto de potência máxima (VMPP). Os resultados da simulação de uma perturbação que origina um aumento súbito na carga do sistema, demonstram a viabilidade deste mecanismo de controlo para a regulação primária de frequência no sistema. Os trabalhos analisados revelam o potencial existente no desenvolvimento de mecanismos de controlo de geradores eólicos e sistemas solares fotovoltaicos para participação nos serviços de regulação em redes elétricas, com particular interesse em redes isoladas caracterizadas por baixa resposta inercial e recursos limitados para resposta a variações de tensão. Naturalmente, em implementações reais no futuro, considerações adicionais deverão ser efetuadas, nomeadamente o estabelecimento de reserva primária em fontes renováveis que dependerá intimamente da variabilidade da velocidade do vento e da intensidade da radiação solar durante a operação do sistema. Devem ainda ser efetuadas considerações económicas relativas à potência de reserva que é conseguida por funcionamento destas fontes a um ponto de operação inferior ao máximo possível, pois o retorno de investimento para os seus proprietários poderá ser reduzido pelo não aproveitamento da potência máxima. A situação ideal seria a de restringir a participação nos serviços de regulação a um número reduzido de horas por ano, sendo que esta aproximação de regulação será sempre preferível à retirada de serviço de aproveitamentos renováveis por falta de condições de segurança 2.4 Cargas Controláveis e Regulação Primária de Frequência 27 de operação [26]. P Figura 2.6: Metodologia proposta para estabelecimento de reserva em sistemas solares fotovoltaicos [28] 2.4 Cargas Controláveis e Regulação Primária de Frequência No conjunto das possíveis soluções anteriormente identificadas que permitem melhorar as condições de estabilidade em redes isoladas com elevada penetração renovável, insere-se o conceito de cargas controláveis ou flexíveis (na literatura anglo-saxónica, responsive loads ou controllable loads). Para o caso do presente documento o principal interesse foca-se na contribuição que as cargas controláveis podem efetuar para os serviços de sistema, mais especificamente, ao nível da regulação primária de frequência em sistemas elétricos de energia. O aumento da penetração renovável em redes elétricas, devido à sua natureza variável, tem contribuído para o aumento da necessidade de reserva primária nestes sistemas, facto que gera encargos económicos adicionais para os operadores de sistema, que acabarão por se repercutir no preço pago pela energia elétrica por parte do consumidor final. A reserva primária é geralmente assegurada por grupos térmicos convencionais que para tal são mantidos num ponto de funcionamento a carga parcial. Assim, as cargas controláveis tornam-se objeto de elevado interesse, pois participando na regulação de frequência, permitem minimizar a necessidade de contratação de reserva primária, reduzindo os custos operacionais do sistema, bem como as emissões de CO2 [30]. A participação de cargas controláveis no controlo primário pode ser utilizada na manutenção do valor da frequência dentro de limites de operação normais, até que sejam mobilizados novos grupos que assegurem a sua estabilização em regime permanente. Tipicamente, os grupos em reserva de rápida mobilização possuem custos de operação elevados e são ineficientes. Com a contribuição de cargas controláveis, será possível mobilizar grupos de arranque mais lento, mas que operam com menores custos e de forma mais eficiente [31]. Os primeiros passos no sentido de desenvolver estratégias de controlo de cargas foram dados no final dos anos 70, com o desenvolvimento de um conceito designado por Homeostatic Utility 28 Estado da Arte Control (HUC). O HUC foi introduzido em 1979 por F. Schweppe et al. em [29], sendo baseado numa filosofia de "o consumo segue a produção" em vez de "a produção segue o consumo". Nesta filosofia, a produção e o consumo ajustam-se continuamente, por forma a manter um equilíbrio constante, melhorando a estabilidade do sistema e minimizando os custos de operação [29]. No trabalho desenvolvido por F. Schweppe, o HUC seria implementado por recurso à instalação de um dispositivo de baixo custo denominado por Frequency Adaptive Power-Energy Re-Scheduler (FAPER). O FAPER seria um dispositivo que responderia a variações de frequência medidas na rede, controlando o estado ligado/desligado de cargas, em função da energia disponível no sistema elétrico. O FAPER seria também equipado com sensores capazes de medir grandezas caraterísticas das cargas, tais como a temperatura de cargas térmicas, por forma a minimizar o impacto da regulação de frequência no desempenho da sua função. Na perspetiva de F. Schweppe, o HUC incluiria ainda um subsistema que permitira efetuar o ajuste dinâmico do preço da energia elétrica em função das condições de operação do sistema [29]. Naturalmente, a aplicação deste tipo de conceitos só será possível através do estabelecimento de uma infraestrutura de comunicações que permita a troca bidirecional de informações entre operadores de sistema e consumidores. Para tal, as instalações dos consumidores devem estar dotadas de equipamentos que permitam efetuar o controlo do consumo das cargas em função de sinais de controlo enviados pelo operador de sistema. Assim, nos últimos anos tem sido desenvolvido um conjunto de dispositivos designados por contadores inteligentes (smart meters), que permitem a troca de informações tais como medições de energia, preços de eletricidade e sinais para controlo de cargas. No leque de funções que podem ser disponibilizadas por contadores inteligentes, destaca-se a capacidade de estes conseguiram enviar sinais para os dispositivos que gerem as cargas dos consumidores, desligando cargas durante situações de emergência do sistema, por forma a reestabelecer o equilíbrio entre produção e consumo após ocorrência de um incidente que provoque um desequilíbrio. Quando o sistema regressa a um ponto de operação seguro, estas cargas serão novamente ligadas [30]. No sentido de promover o desenvolvimento e implementação deste tipo de estratégias de controlo dinâmico de cargas, vários autores têm investigado o conceito, propondo estratégias que permitem controlo de diferentes tipos de carga tais como frigoríficos, congeladores, fornos e sistemas de aquecimento. Para além do controlo de cargas domésticas, é também investigado o controlo de cargas industriais. Em [33], Jian Xu et al. apresentam uma estratégia de controlo de frequência em pequenos sistemas com elevada integração renovável por variação da tensão na carga, e logo, da potência ativa solicitada ao sistema. Para o caso específico da indústria do alumínio é demonstrada a viabilidade da estratégia sem prejuízo para a atividade industrial. Em [31], J. Short et al. estudam a possibilidade de frigoríficos participarem na regulação primária de frequência. Este equipamentos encontram-se sempre ligados, dia e noite, em todas as estações do ano podendo, desta forma, participar em qualquer momento na regulação primária de frequência. No artigo referido, é proposta uma estratégia de controlo dinâmico de cargas que envolve a ligação/desligação de um conjunto alargado de frigoríficos em função da sua temperatura e da frequência da rede. A estratégia proposta pode ser observada na Figura 2.7. Quando a frequên- 2.4 Cargas Controláveis e Regulação Primária de Frequência 29 cia se encontra dentro de uma banda de valores considerados estáveis, o consumo do frigorífico é definido pelo seu sistema de controlo nativo em função dos seus limites mínimo e máximo de temperatura. Porém, quando a frequência da rede ultrapassa a banda de funcionamento estável, os limites de temperatura serão deslocados para cima ou para baixo de forma proporcional à frequência, dependendo se a mesma diminui ou aumenta. Os autores propõem ainda que os consumidores que disponibilizam as suas cargas para participação na regulação de frequência vejam este serviço remunerado. Figura 2.7: Exemplo de uma estratégia de operação que permite o controlo dinâmico do consumo de um frigorífico (extraído de [31]) No trabalho desenvolvido em [31], os autores comprovam que a estratégia desenvolvida é capaz de participar eficazmente no controlo primário, considerado um elevado número de frigoríficos, sendo capaz de reduzir o valor mínimo da frequência após ocorrência de uma perturbação. Neste artigo, J. Short et al. demonstram ainda que a estratégia apresentada é adequada para redes elétricas com elevada penetração renovável, conseguindo mitigar as oscilações no valor da frequência introduzidas pela natureza variável deste tipo de produção. Em [32], S. Pourmousavi et al. propõem um algoritmo baseado no conceito de resposta da carga centralizada, que permite a participação de um conjunto de cargas puramente resistivas na regulação primária de frequência, minimizando, simultaneamente, o número de cargas manipuladas. Em resposta a uma dada perturbação, uma unidade de controlo central aplica o algoritmo proposto e calcula uma percentagem do número total de cargas que deverá ser ligada/desligada. O esquema de controlo proposto pelos autores compreende três modos de operação tal como é apresentado na Figura 2.8. Para o primeiro modo (MODE 0), a frequência encontra-se dentro dos limites normais de operação, não sendo necessário desenvolver qualquer ação de controlo. No segundo modo (MODE 1), a frequência desvia-se dos limites normais de operação, sendo efetuado o controlo das cargas para que a mesma regresse a valores normais. Neste modo, quando a frequência ultrapassa o limite superior normal, uma determinada percentagem das cargas é ligada. Quando a frequência caí para além do limite inferior normal, uma determinada percentagem 30 Estado da Arte das cargas é desligada. O terceiro modo (MODE 2) é ativado quando a frequência regressa a valores considerados normais após ocorrência de um desequilíbrio. Neste modo, o controlo do número de cargas ligadas/desligadas é efetuado numa lógica discretizada no tempo, sendo a ligação/desligação de cargas efetuada por patamares, por forma a assegurar uma transição segura para a operação normal do sistema. Nos resultados apresentados pelos autores de [32] é demonstrado a capacidade do controlo proposto em contribuir para a redução do valor mínimo atingido pela frequência, reduzindo, assim, o risco de ocorrência de deslastre de carga. of the proposed control strategy Figura 2.8: Esquema de controlo de cargas baseado no conceito de resposta da carga centralizada (extraído de [32]) Em suma, a participação de cargas controláveis na regulação primária de frequência constituirá no futuro, particularmente num ambiente de redes elétricas inteligentes, uma solução que permitirá melhorar as condições de estabilidade de redes elétricas com elevada penetração renovável. As cargas controláveis contribuem para a mitigação de oscilações severas na frequência do sistema , afastando o risco de ocorrência de deslastre de carga. As necessidades de reserva primária fornecida por grupos geradores convencionais pode ser minimizada, reduzindo custos e o impacto ambiental resultante. 2.5 Avaliação e Controlo de Segurança Dinâmica de Operação de Redes Isoladas com Elevada Integração de Fontes Renováveis 31 2.5 Avaliação e Controlo de Segurança Dinâmica de Operação de Redes Isoladas com Elevada Integração de Fontes Renováveis Tendo em conta os desafios operacionais anteriormente apresentados no âmbito da integração de fontes renováveis em redes isoladas, facilmente se perceberá que esta integração deve ser adequadamente acomodada, por forma a mitigar potenciais riscos para a operação destes sistemas. Assim, devem ser salvaguardados diversos aspetos relacionados com a operação segura do sistema, principalmente aqueles relacionados com o controlo de frequência e gestão da reserva girante. Para evitar o surgimento de fenómenos de instabilidade de frequência que podem provocar a interrupção de serviço do sistema, a capacidade de reserva disponível deve ser suficiente para responder de forma eficaz a perdas súbitas de capacidade de geração ou à ocorrência de curto-circuitos. No sentido de mitigar os problemas referidos, várias soluções podem ser consideradas: (1) mecanismos de estabelecimento de reserva em fontes renováveis, (2) implementação de sistemas de armazenamento de energia, (3) veículos elétricos e cargas controláveis e ainda, (4) funções de avaliação e controlo de segurança dinâmica de operação. Anteriormente, foram já tecidas considerações relativamente às três primeiras, pelo que no presente ponto pretende-se explorar a última. Genericamente, é possível definir a avaliação de segurança em sistemas elétricos como sendo a análise da capacidade de suportabilidade do sistema a uma qualquer perturbação considerada credível (pré-definida), sem que se verifique a ultrapassagem de nenhum critério de funcionamento e segurança e, principalmente, interrupções de serviço. No âmbito da avaliação e controlo de segurança dinâmica em sistemas elétricos, considera-se ainda a definição de ações de controlo preventivo e/ou corretivo a aplicar, sempre que o ponto de operação do sistema seja considerado como inseguro [10]. A lógica inerente ao conceito de avaliação de segurança em sistema elétricos e ações de controlo preventivo/corretivo subsequentes pode ser representada pelo diagrama de transição de estados de um sistema tal como o observável na Figura 2.9. O "Estado Seguro" referido, corresponde ao estado de funcionamento que se pretende manter, para o qual todos os consumos são satisfeitos (restrições de igualdade) e não se verifica violação dos limites de operacionalidade definidos para os componentes do sistema (restrições de desigualdade). Estes limites de operacionalidade são, por exemplo, a violação dos limites técnicos de tensão admissíveis, sobrecargas em linhas ou transformadores, perda de estabilidade de frequência, angular ou de tensão, entre outros [10]. Quando estes limites são ultrapassados, o sistema transitará para o "Estado Alerta" ou de "Emergência", devendo ser realizadas ações de controlo preventivo/corretivo ou de restabelecimento de serviço para que o sistema volte ao "Estado Seguro". O objetivo será evitar a transição para o "Estado In-Extremis” atribuído ao estado de operação do sistema na sequência da interrupção parcial ou total do sistema. Historicamente, a avaliação de segurança dinâmica (ASD) é realizada aquando do planeamento de sistemas elétricos e do treino de operadores (análise “off-line”). Nestes estudos, o comportamento dinâmico do sistema é obtido por recurso a ferramentas analíticas convencionais, tendo em conta condições de operação esperadas num futuro próximo. Tais ferramentas são baseadas 38 Estado da Arte Nos próximos pontos, descrevem-se as principais tecnologias de armazenamento atualmente consideradas para aplicação em sistemas elétricos, em particular, em sistemas elétricos isolados e ainda as principais estratégias de controlo dos conversores eletrónicos que efetuam o seu interface com a rede. 2.6.2 Tecnologias de Armazenamento de Energia Os sistemas de armazenamento de energia classificam-se de acordo com a forma de energia que utilizam, sendo diferenciados em sistemas de armazenamento de energia mecânica, química/eletroquímica, elétrica e térmica. Numa perspetiva futura, existe ainda a possibilidade de considerar os veículos elétricos como sistemas de armazenamento independentes que podem ser mobilizados pelo operador de sistema para participação nos serviços de sistema [4]. A Figura 2.12 permite observar as principais tecnologias de armazenamento de energia atualmente consideradas para aplicação em sistemas elétricos, em função da sua classificação [44]. Figura 2.12: Classificação dos sistemas de armazenamento de energia em função da forma de energia (adaptado de [44] e[40]) 2.6.2.1 Energia Mecânica As tecnologias de armazenamento de energia mecânica, armazenam energia sob a forma de energia cinética ou potencial. Um exemplo clássico deste tipo de sistemas existe nos aproveitamentos hidroelétricos, ditos reversíveis, dotados da possibilidade de efetuarem bombagem da água de jusante para montante, em função do período do dia. Os sistemas de armazenamento de energia mecânica incluem ainda os volantes de inércia e os sistemas de armazenamento de ar comprimido [40]. Centrais Hidroelétricas com Bombagem (Pumped Hydro Energy Storage – PHS) As centrais de bombagem constituem uma das tecnologias de armazenamento com maior tempo de existência, o que as dota de uma elevada maturidade técnica, havendo registo da sua 2.6 Sistemas de Armazenamento de Energia em Redes Isoladas 39 utilização em Itália e na Suíça na década de 90 do século XIX. Em 1933 surgem as primeiras centrais dotadas de grupos reversíveis [44]. Em 2012, a capacidade instalada à escala global era de cerca de 127-129 GW, com os sistemas PHS a representarem mais de 99% da capacidade mundial de armazenamento em massa e com um contributo de cerca de 3% para a geração de energia elétrica mundial.[41]. Estes sistemas permitem efetuar a bombagem da água de um reservatório a uma determinada altura para um reservatório a uma altura superior. Em períodos de baixo consumo os grupos reversíveis que equipam estas centrais, consomem energia elétrica adquirida a baixo preço, através da bombagem da água (grupos em modo motor) do reservatório inferior para aquele a altura superior. Em períodos de ponta, a água armazenada no reservatório superior é turbinada para o inferior, sendo utilizada no acionamento dos grupos reversíveis no modo gerador elétrico. Assim, em períodos de elevado consumo para os quais o preço da eletricidade é, normalmente, mais elevado, a central hidroelétrica fornece energia elétrica a preços inferiores. A potência instalada mas centrais hidroelétricas com bombagem depende da pressão e do fluxo de água que estão disponíveis para acionar as turbinas e da potência nominal das unidades bomba/turbina e motor/gerador dos grupos instalados [41]. Atualmente, existem várias centrais dotadas de grupos reversíveis, cuja potência conjunta dos grupos varia desde 1 MW até cerca de 3000 MW. A eficiência da bombagem elétrica varia entre 70% e 85%, oferecendo tempos de descarga de algumas horas até alguns dias. As suas grandes vantagens são o longo período de vida útil e número de ciclos de operação (carga/descarga) praticamente ilimitados. Em função destas características técnicas, os sistemas PHS são indicados para aplicações de gestão de energia no âmbito do descolamento temporal de energia e ainda para a regulação de frequência e participação na capacidade de reserva estática em sistemas elétricos [41]. A dependência das condições topológicas e a área que ocupam, conjuntamente com elevados custos de investimento, são as suas principais desvantagens [44]. Volantes de Inércia (Flywheel Energy Storage Systems – FESS) Um FESS moderno é constituído por 5 componentes primários: um volante de inércia, um grupo de rolamentos, uma unidade motor/gerador reversível, uma conversor eletrónico e uma câmara de vácuo (Figura 2.13)[41]. O volante de inércia é um dispositivo mecânico dotado de uma massa girante cilíndrica maciça (em analogia com um rotor de uma máquina elétrica convencional) que permite o armazenamento de energia cinética. Um FESS possui uma unidade motor/gerador acoplada à massa girante que quando funciona como motor, consome energia elétrica que é utilizada na aceleração da massa girante até que seja atingida uma determinada velocidade limite, associada à respetiva capacidade de armazenamento [44]. Quando necessário, a operação é invertida passando a unidade reversível ao funcionamento como gerador, fornecendo energia elétrica ao sistema. 40 Estado da Arte 9DFXXP &KDPEHU Figura 2.13: Descrição de um volante de inércia - módulo elementar de um FESS A energia armazenada num FESS (E, em J ou W.s - equação 2.4) depende da velocidade de rotação (ωem rad/s) da massa girante e respetivo momento de inércia, J, em kg.m2. O momento de inércia por sua vez, depende (equação 2.5) do raio (rem m), da massa (mem kg) desta massa girante cilíndrica. E=1 2Jω2(2.4) J=1 2r2m(2.5) Os FESS modernos podem ser divididos em dois grupos: (1) de baixa velocidade, que utilizam um volante de inércia de aço e rodam a velocidades até cerca de 6×103rpm , e (2) de alta velocidade, cujo volante de inércia é constituído por materiais compósitos avançados, tais como fibras de carbono, podendo alcançar velocidades na ordem de grandeza de ∼105rpm [41]. Em sistemas elétricos, os FESS de baixa velocidade são geralmente utilizados para aplicações de média/alta potência que exijam injeção/absorção de potência elétrica durante pequenos períodos de tempo tais como a regulação de frequência. Os FESS de alta velocidade são indicados para aplicações de alta potência no âmbito da qualidade e continuidade de serviço, possuindo elevada eficiência em cada ciclo de carga/descarga (até ∼95% à potência nominal) [41]. Os volantes de inércia necessitam de pouca manutenção, possuem longos períodos de vida útil, apresentam uma elevada densidade de potência e são constituídos por materiais não nocivos para o ambiente [40]. Contudo, os FESS sofrem de perdas significativas de energia quando não em utilização. Este problema leva a que os FESS sejam caracterizados por elevadas taxas de auto-descarga, que pode atingir cerca de ∼20% da capacidade armazenada por hora [41]. Desde 2006 que no arquipélago dos Açores existem dois sistemas de armazenamento do tipo 2.6 Sistemas de Armazenamento de Energia em Redes Isoladas 41 volante de inércia instalados na ilha das Flores e na ilha Graciosa. Estes FESS possuem potência nominal de ±350 kW, tendo como principal objetivo o controlo de frequência. Estes sistemas visam o melhoramento do desempenho do sistema elétrico, reduzindo desvios de frequência aquando de desequilíbrios de potência e contribuem para a redução da produção renovável não aproveitada, cujo corte é geralmente efetuado em função da difícil gestão dos limites mínimos operacionais dos grupos térmicos em redes isoladas [43]. Sistemas de Armazenamento do Tipo Ar Comprimido (Compressed Air Energy Storage – CAES) Nos sistemas de armazenamento de ar comprimido a eletricidade é utilizada na compressão de ar, que é armazenado em estruturas subterrâneas ou em tanques ou condutas à superfície. Esta tecnologia é conhecida e usada desde o século XIX em várias aplicações industriais [44]. Para além dos PHS, os CAES são outro tipo de sistemas de armazenamento de alta potência, podendo uma única unidade alcançar uma potência nominal de 100 MW [41]. O ar é comprimido nos períodos de vazio, sendo posteriormente misturado com gás natural, queimado e expandido, sendo utilizado no acionamento de uma turbina a gás modificada. A turbina por sua vez acionará um gerador elétrico, fornecendo energia elétrica em períodos de ponta [44]. Os sistemas de armazenamento de ar comprimido possuem elevada capacidade, sendo utilizados no deslocamento temporal de carga, gestão de pontas, regulação de frequência e de tensão. Os CAES têm sido alvo de significativa atenção por parte de alguns setores da indústria e investigadores académicos por se provarem promissores na resposta adequada à variabilidade das fontes renováveis, especificamente no caso dos aproveitamentos eólicos, para os quais permitem a suavização da potência gerada [41]. No entanto, a eficiência do ciclo compressão-expansão é baixa (entre 42 e 54%) e a sua instalação é limitada por fatores geográficos, os quais influenciam fortemente o custo de investimento no sistemas de armazenamento. Recentemente, novos sistemas baseados em ar comprimido têm sido desenvolvidos, nomeadamente o CAES Adiabático Avançado (AA-CAES), que utiliza normalmente um subsistema integrado de armazenamento de energia térmica que aproveita o calor libertado aquando do processo de compressão do ar, não havendo consumo de combustível durante o processo de expansão. A primeira instalação de um AA-CAES (projeto ADELE) foi realizada no estado de Saxony-Anhalt na Alemanha, possuindo uma capacidade de 360 MWh e potência nominal de 90 MW. A eficiência de ciclo deste sistema (em desenvolvimento) deverá alcançar ∼70% [41]. 2.6.2.2 Energia Elétrica Os sistemas de armazenamento de energia elétrica recebem tal designação pelo seu princípio de funcionamento, baseado no armazenamento de energia elétrica sob a forma de um campo eletromagnético/eletrostático. Verificam-se duas principais vertentes tecnologias: os sistemas de armazenamento baseados em supercondutores magnéticos e em condensadores de camada dupla. 42 Estado da Arte Supercondutores Magnéticos (Super-Conductive Magnetic Energy Storage – SMES) Os SMES armazenam energia num campo magnético criado pela passagem de corrente contínua numa bobina constituída por um material supercondutor (Figura 2.14). Um SMES é tipicamente constituído por três principais componentes: uma bobina supercondutora, um subsistema de controlo de potência e um subsistema de refrigeração isolado a vácuo [41]. A bobina condutora é imersa num meio preenchido por hélio ou azoto no estado líquido, sendo arrefecida até que atinga uma temperatura inferior à respetiva temperatura supercondutora crítica, i.e. a temperatura a partir da qual a bobina apresenta resistência elétrica muito reduzida [40]. [20,123,124]. The most important features of supercapacitors are their long cycling times, more than 1 10 5 cycles, and high cycle efficiency, 84–97% [4,66]. However, the daily self-discharge rate of supercapacitors is high, 5–40%, and the capital cost is also high, in excess of 6000 $/kW h [4,10,13,125]. Thus supercapacitors are well suited for short-term storage applications but not for largescale and long-term EES. Typical applications in power quality consist of pulse power, hold-up/bridging power to equipment, solenoid and valve actuation in factories, UPS devices, etc. There are a number of manufacturers producing supercapacitors worldwide (refer to Table 7). Research and development in supercapacitors has been very active in recent years. Some recent good quality reviews have focused on the recent development of materials for chemical capacitive energy storage, such as an overview of carbon materials for super-capacitors is given in [24] and an overview of graphenebased electrodes can be found in [25]. To be more specific, a new composite material formed by dispersing ultra-small silicon nanoparticles in polyaniline was developed as the electrode material for supercapacitors [128]. The integration of a short-term supercapacitor EES device in a doubly fed induction generator has been studied in order to smooth the fast wind-induced power variations [129]. One UK EPSRC funded project aiming to develop highperformance supercapacitors with enhanced energy density had been implemented. The prototype had been tested for designing an effective and sustainable power system. Some achievements of this project were published in 2013 [130]. 3.7. Superconducting Magnetic Energy Storage (SMES) A typical SMES system is composed of three main components which include: a superconducting coil unit, a power conditioning subsystem, and a refrigeration and vacuum subsystem [13,109, 131]. The SMES system stores electrical energy in the magnetic field generated by the Direct Current (DC) in the superconducting coil which has been cryogenically cooled to a temperature below its superconducting critical temperature. In general, when current passes through a coil, the electrical energy will be dissipated as heat due to the resistance of the wire; however, if the coil is made from a superconducting material, such as mercury or vanadium, under its superconducting state (normally at a very low temperature), zero resistance occurs and the electrical energy can be stored with almost no losses. One commonly used superconducting material is Niobium–Titanium which has a superconducting critical temperature of 9.2 K [4,132]. In the discharging phase, the SMES system can release the stored electrical energy back to the Alternating Current (AC) system, by a connected power converter module. The magnitude of stored energy is determined by the self-inductance of coil and the current flowing through it [133].A simplified structure of a SMES system is illustrated in Fig. 10. Superconducting coils can be classified into two groups: Low Temperature Superconducting (LTS) coils, working at 5 K, and High Temperature Superconducting (HTS) coils, working at 70 K [13,131]. The LTS-SMES technology is more mature and commercially available while the HTS-SMES is currently in the development stage. SMES devices in the range of 0.1–10 MW have been used commercially; while SMES systems with 100 MW h could be available in the next decade. The features of SMES include relatively high power density (up to 4000 W/L), fast response time (millisecond level), very quick full discharge time (less than 1 min), high cycle efficiency (95– 98%) and long lifetime (up to 30 years) [4,66,114,134]. In contrast to rechargeable batteries, SMES devices are capable of discharging near to the totality of the stored energy with little degradation after thousands of full cycles. The drawbacks are that they have high capital cost (up to 10,000 $/kW h, 7200 $/kW), high daily self-discharge (10–15%) and a negative environmental impact due to the strong magnetic field [4,14,114]. Moreover, the coil is sensitive to small temperature variations which can cause the loss of energy. From the above, SMES is suitable for short-term storage in power and energy system applications and it is expected to have an important role in the increased use of intermittent renewable energy [131].Table 8 shows selected SMES facilities with their application fields. Recently, considerable research and development effort has been made: (1) to reduce the costs of superconducting coils and related refrigeration systems; (2) to develop HTS coil materials which are less cryogenically sensitive [14,109,131]. Since 2011, SuperPower Inc., in partnership with ABB Inc., Brookhaven national laboratory and the Texas center for superconductivity at the University of Houston has been developing an advanced SMES demonstrator 20 kW ultra-high field SMES system with a capacity up to 2MJ [135]. This demonstration project aims to pave the way of grid-scale SMES technology for the U.S. electric grid operation Table 7 Selected manufacturers of supercapacitors for utility applications [20,67,126,127]. Device/Company name Country Technical information Super capacitor, CAPXX Australia Single cell 2.3–2.9 V, up to 2.4 F, 233- 358 K Gold capacitor, Panasonic Japan Single cell 2.3–5.5 V, 0.1–2000 F Ultracapacitor/ Boostcap, Maxwell U.S. Single cell 2.2–2.7 V, 1–3000 F, UPS, pulse, transportation Supercapacitor, NEC Japan 3.5–12 V, 0.01–6.5 F, power quality application Supercapacitor, Siemens Germany 21 MJ/5.7 W h, 2600 F, metro distribution net application Supercapacitor, TVA company U.S. 200 kW, supporting the start of high power dc machines Fig. 10. Schematic diagram of a SMES system. X. Luo et al. / Applied Energy 137 (2015) 511–536 521 Figura 2.14: Esquema representativo de um SMES [41] A energia armazenada num SMES, E(em J), depende da auto-indutância da bobina, L(em H), e da intensidade da corrente que a atravessa, I(em A) [41], tal que: E=1 2LI2(2.6) Estes sistemas apresentam rápidos tempos de resposta, possuem elevada densidade de potência e ciclos com eficiência entre 85% e 90%. Atualmente, encontram-se comercialmente disponíveis SMES de potência nominal entre 0,1 a 10 MW [41]. Teoricamente, a energia num sistema SMES pode ser armazenada indefinidamente, desde que o sistema de refrigeração permaneça operacional. Atualmente, os sistemas SMES são utilizados maioritariamente em detetores de partículas para realização de ensaios em física nuclear, havendo pequenos sistemas comercialmente disponíveis para aplicações em sistemas elétricos de energia no controlo da qualidade de serviço em instalações industriais [44]. No novo paradigma da integração de fontes renováveis em sistemas elétricos, os SMES deverão ainda assumir um importante papel na acomodação da variabilidade inerente a estas fontes [41]. Sistemas de Armazenamento baseados em Condensadores de Camada Dupla (Double-layer Capacitors – DLC) Os condensadores de camada dupla, também designados por super ou ultra condensadores, são uma tecnologia de armazenamento conhecida há cerca de 60 anos. Relativamente aos condensadores tradicionais que armazenam cargas elétricas num campo elétrico estabelecido entre duas 2.6 Sistemas de Armazenamento de Energia em Redes Isoladas 43 placas de um material metálico ou plástico (elétrodos), os elétrodos dos DLC são constituídos por duas camadas de filamentos metálicos ou de carbono poroso, impregnadas com um material dielétrico constituído por um líquido eletroquímico, onde a energia é armazenada (Figura 2.15) [40]. for grid scale energy storage’’, has been implemented by Lawrence Berkeley National Laboratory in Berkeley, U.S. [100]. 3.5.3. Polysulfide Bromine (PSB) flow battery A PSB system uses sodium bromide and sodium polysulphide as salt solution electrolytes. The chemical reactions are: 3Br  MBr 3  +2e  and 2S 2 2 MS 4  +2e  [4,19]. The significant advantages of PSB systems are: the materials of two electrolytes are abundant and highly soluble in aqueous electrolytes, and they are also cost-effective [19]. The voltage generated across the membrane is 1.5 V; the PSB system has a fast response time, reacting within 20 ms [4,105]. PSBs have a wide range of potential application areas, especially for power system frequency control and voltage control due to their fast response characteristic. Because bromine and sodium sulfate crystals are produced during the chemical reactions, this may result in environmental issues. Several PSB systems have been demonstrated at multi-kW scales. For instance, a 100 kW stack using PSB technology had been built by the UK Company Innogy, with a net efficiency of 75% [104]. Concerning large-scale PSB facility deployment, Regenesys Technologies had tried to build a 15 MW/120 MW h energy storage plant at a power station in the UK; another demonstration plant to be located at Tennessee Valley in the U.S. was designed with a 12 MW/120 MW h capacity for EES to support a wind power plant operation [4]. However, due to engineering difficulties and financial constraints, the construction of these two large storage plants was ceased and the demonstration plants were uncompleted [77,104,119]. Thus the PSB technology for large-scale EES applications still needs practical experience. 3.6. Capacitor and supercapacitor A capacitor is composed of at least two electrical conductors (normally made of metal foils) separated by a thin layer of insulator (normally made of ceramic, glass or a plastic film). When a capacitor is charged, energy is stored in the dielectric material in an electrostatic field [4,120,121]. Its maximum operating voltage is dependent on the breakdown characteristics of the dielectric material. Capacitors are appropriate for storing small quantities of electrical energy and conducting a varying voltage; they have a higher power density and shorter charging time compared to conventional batteries [70]. However, they have limited capacity, relatively low energy density and high energy dissipation due to the high self-discharge losses [4,120–122]. According to these characteristics, capacitors can be used for some power quality applications, such as high voltage power correction, smoothing the output of power supplies, bridging and energy recovery in mass transit systems. Supercapacitors, also named electric double-layer capacitors or ultracapacitors, contain two conductor electrodes, an electrolyte and a porous membrane separator (refer to Fig. 9)[13]. Due to their structures, supercapacitors can have both the characteristics of traditional capacitors and electrochemical batteries. The energy is stored in the form of static charge on the surfaces between the electrolyte and the two conductor electrodes. The supercapacitors with high-performance are based on nano materials to increase electrode surface area for enhancing the capacitance. The power and energy densities of supercapacitors are between those of rechargeable batteries and traditional capacitors Table 6 Selected vanadium redox flow battery energy storage facilities [67,105,107,110,111]. Name/locations Power/capacity Application area Edison VRB EES facility, Italy 5 kW, 25 kW h Telecommunications back-up application Wind power EES facility King Island, Australia 200 kW, 800 kW h Integrated wind power, foil fuel energy with EES Wind Farm EES project, Ireland 2 MW, 12 MW h Wind power fluctuation mitigation, grid integration VRB EES facility installed by SEI, Japan 1.5 MW, 3 MW h Power quality application VRB facility by PacifiCorp, Utah, U.S. 250 kW, 2 MW h Peak power, voltage support, load shifting VRB EES system build by SEI, Japan 500 kW, 5 MW h Peak shaving, voltage support Fig. 9. Schematic diagram of a supercapacitor system. 520 X. Luo et al. / Applied Energy 137 (2015) 511–536 Figura 2.15: Esquema representativo de um sistema de armazenamento do tipo supercondensadores [41] A energia armazenada num supercondensador pode ser determinada por: E=1 2CV 2(2.7) onde Cé a capacitância (em F) e Vé a diferença de potencial entre os elétrodos (em V). A tecnologia DLC é indicada para aplicações de alta potência que requeiram ciclos de carga/descarga frequentes, geralmente no âmbito da melhoria da qualidade de serviço. Os DLC possuem elevado período de vida útil, elevada fiabilidade e são capazes de operar numa gama diversa de temperaturas. São não poluentes, sendo facilmente reciclados ou neutralizados. A sua eficiência vale, tipicamente, entre os ∼84-97% [41]. Estes dispositivos não são indicados para aplicações que requeiram armazenamento de energia por longos períodos de tempo, apresentando elevada taxa de auto-descarga, baixa densidade de energia e elevados custos de investimento [44]. 2.6.2.3 Energia Química/Eletroquímica Os sistemas de armazenamento de energia eletroquímica/baterias (Battery Energy Storage Systems – BESS, Figura 2.16) são usados em diferentes aplicações desde os dispositivos eletrónicos portáteis aos sistemas elétricos. Estes sistemas baseiam-se na geração de energia elétrica através da promoção de reações químicas ou na facilitação de reações químicas por meio da energia elétrica. Para implementação de soluções em sistemas elétricos, utilizam-se geralmente sistemas 44 Estado da Arte de armazenamento modulares, compostos por várias células eletroquímicas (em série ou em paralelo), facto que imprime flexibilidade na sua aplicação. Atualmente consideram-se três grandes grupos de sistemas de armazenamento eletroquímicos: as baterias secundárias ou recarregáveis, as baterias de fluxo e as pilhas de combustível [44]. such as extending cycling times and enhancing the deep discharge capability; (2) implementing the battery technology for applications in the wind, photovoltaic power integration and automotive sectors. Several advanced lead–acid batteries that have fast responses comparable to flywheels and supercapacitors are being developed or are in the demonstration phase, such as Ecoult UltraBattery smart systems and Xtreme Power advanced lead–acid ‘‘Dry Cell’’ [73,74]. 3.4.2. Lithium-ion (Li-ion) batteries In a Li-ion battery, the cathode is made of a lithium metal oxide, such as LiCoO 2 and LiMO 2 , and the anode is made of graphitic carbon. The electrolyte is normally a non-aqueous organic liquid containing dissolved lithium salts, such as LiClO 4 [13]. The Li-ion battery is considered as a good candidate for applications where the response time, small dimension and/or weight of equipment are important (milliseconds response time, 1500–10,000 W/L, 75–200 W h/kg, 150–2000 W/kg) [4,9,26,57]. Li-ion batteries also have high cycle efficiencies, up to 97% [4,26]. The main drawbacks are that the cycle DoD can affect the Li-ion battery’s lifetime and the battery pack usually requires an on-board computer to manage its operation, which increases its overall cost. The current research focuses for the Li-ion battery include: (1) increasing battery power capability with the use of nanoscale materials; (2) enhancing battery specific energy by developing advanced electrode materials and electrolyte solutions. Several companies have experience in using Li-ion batteries in the utility-scale energy market. The U.S. based AES Energy Storage has been commercially operating a Li-ion BES system (8 MW/2 MW h in 2010, enlarged 16 MW in 2011) in New York for supplying frequency regulation [8,77]. The AES also installed a 32 MW/ 8 MW h Li-ion BES system (Laurel Mountain) for supporting a 98 MW wind generation plant in 2011 [77,78]. Currently, the largest European Li-ion battery EES trial is underway in the UK. The project will deploy a 6 MW/10 MWh Li-ion battery at a primary substation to assess the cost effectiveness of EES as part of the UK’s Carbon Plan [79]. The companies claimed that the storage could save more than $9 million compared to traditional system upgrades; the project can be used to balance the intermittency of wind and other renewables [79]. Also, in December 2013 Toshiba announced a project to install a 40 MW/20 MWh Li-ion battery project in Tohoku, which will help integrate renewables into the grid [80]. In addition, Li-ion batteries are now applied in Hybrid and full Electric Vehicles (HEVs and EVs), which use large-format cells and packs with capacities of 15–20 kW h for HEVs and up to 50 kW h for EVs [28]. 3.4.3. Sodium–sulfur (NaS) batteries A NaS battery uses molten sodium and molten sulfur as the two electrodes, and employs beta alumina as the solid electrolyte. The reactions normally require a temperature of 574–624 K to ensure the electrodes are in liquid states, which leads to a high reactivity [8]. The desirable features of NaS batteries include relatively high energy densities (150–300 W h/L), almost zero daily self-discharge, higher rated capacity than other types of batteries (up to 244.8 MW h) and high pulse power capability [13,26,81]. The battery uses inexpensive, non-toxic materials leading to high recyclability (99%) [4,13]. However, the limitations are high annual Fig. 7. Schematic diagram of a battery energy storage system operation. Table 3 Chemical reactions and single unit voltages of main batteries available to EES [4,13,67,68]. Battery type Chemical reactions at anodes and cathodes Unit voltage Lead–acid Pb þSO 2 4 () PbSO 4 þ2e  2.0 V PbO 2 þSO 2 4 þ4H þ þ2e  () PbSO 4 þ2H 2 O Lithium-ion CþnLi þ þne  () Li n C3.7 V LiXXO 2 () Li 1n XXO 2 þnLi þ þne  Sodium–sulfur 2Na () 2Na þ þ2e  2.08 V v Sþ2e  () v S 2 Nickel–cadmium Cd þ2OH  () CdðOHÞ 2 þ2e  1.0– 1.3 V 2NiOOH þ2H 2 Oþ2e  () 2NiðOHÞ 2 þ2OH  Nickel–metal hydride H 2 Oþe  () 1=2H 2 þOH  1.0– 1.3 V NiðOHÞ 2 þOH  () NiOOH þH 2 Oþe  Sodium nickel chloride 2Na () 2Na þ þ2e  2.58 V NiCl 2 þ2e  () Ni þ2Cl  Table 4 Selected lead–acid battery energy storage facilities [4,13,67,75,76]. Name/locations Characteristics Application area BEWAG, Berlin 8.5 MW/8.5 MW h Spinning reserve, frequency control Chino, California 10 MW/40 MW h Spinning reserve, load leveling PREPA, Puerto Rico 20MW/14 MW h Spinning reserve, frequency control Metlakatla, Alaska 1 MW/1.4 MW h Enhancing stabilization of island grid Kahuku Wind Farm, Hawaii 15 MW/ 3.75 MW h Power management, load firming, grid integration Notrees EES project, U.S. 36 MW/24 MW h Solving intermittency issues of wind energy X. Luo et al. / Applied Energy 137 (2015) 511–536 517 Figura 2.16: Esquema (estrutura genérica) representativo de um sistema de armazenamento de energia que utiliza baterias secundárias [41] Baterias Secundárias (ou Recarregáveis) É possível considerar seis tipos principais de baterias secundárias: ácido-chumbo (PbA), iões de lítio (Li-ion), níquel-cádmio/níquel-hidreto metálico (NiCd, NiMH), enxofre-sódio ou de sal fundido (NaS), metal-ar (Me-air) e cloreto de níquel-sódio (NaNiCl). Cada célula de uma bateria secundária possui um elétrodo positivo e um elétrodo negativo que se encontram submersos numa solução aquosa ou não-aquosa [40]. Uma reação eletroquímica permite a troca de eletrões entre elétrodos, fenómeno que permite a circulação de uma corrente elétrica pelo circuito externo que visam alimentar. As baterias recarregáveis apresentam ciclos de vida de algumas centenas a alguns milhares de ciclos e eficiências que variam entre os 60% e os 95% [44]. No entanto, o ciclo de vida efetivo dependerá da profundidade das descargas efetuadas (na literatura anglo-saxónica Depth- of-Discharge - DoD), fator que pode contribuir para a sua redução [40]. Em sistemas elétricos, as baterias PbA, NaS e NaNiCl são os tipos que demonstram maior potencial para aplicação na melhoria da qualidade de serviço e aplicações de gestão da energia como o nivelamento de carga, sobretudo em sistemas com elevada integração de fontes renováveis. Bateria de ácido-chumbo A bateria de ácido-chumbo é o tipo de bateria secundária mais utilizado. O cátodo é feito de dióxido de chumbo e o ânodo é feito de chumbo. As baterias PbA apresentam curtos tempos de resposta, baixa auto-descarga (<0,3%), boa eficiência de ciclo (∼63-90%) e baixos custos de 2.6 Sistemas de Armazenamento de Energia em Redes Isoladas 45 capital. Exemplos de BESSs baseados em baterias PbA podem ser encontrados no parque eólico de Kahuku na ilha de Oahu, no Havai, com potência nominal de 15 MW e capacidade de 3,75 MWh. Esta instalação cumpre o principal propósito de suavização da variabilidade da produção eólica, aumentando o nível de integração da energia obtida por recurso a esta fonte. O sistema elétrico isolado de Metlakatla no Alasca possui instalado, desde 1997, um BESS de 1 MW e capacidade 1,4 MWh , que contribui para a melhoria da estabilidade do sistema, ao nível da regulação de frequência e de tensão [41]. Bateria de iões de lítio Na bateria de iões de lítio, o cátodo é feito de um óxido metálico de lítio e carbono grafítico. O eletrólito é normalmente um líquido orgânico não-aquoso que contém sais de lítio dissolvidos. As baterias de Li-ion são consideradas candidatas adequadas para aplicações para as quais o tempo de resposta e a pequena dimensão/peso são importantes. Atualmente, tem sido instaladas em diversos locais para auxílio à integração de fontes renováveis. Estas baterias possuem elevada eficiência de ciclo, até ∼97%. A sua principal desvantagem encontra-se associada com a sua característica de DoD, que pode afetar significativamente o seu tempo de vida útil. Desde 2013 que é testado na Alemanha um BESS híbrido de baterias Li-ion e NaS para instalação futura na ilha Graciosa do arquipélago dos Açores. Esta instalação encontra-se atribuída à empresa Younicos, possui potência nominal de 3 MW e capacidade de 18 MWh. As principais funções esperadas, surgem no âmbito do desenvolvimento de um sistema elétrico na ilha 100% baseado em fontes renováveis (eólica e solar). Assim, este BESS participará na regulação de frequência e de tensão, e desempenhará ainda o auxílio à reposição de serviço na ilha [41]. Bateria de enxofre-sódio Numa bateria NaS os elétrodos são constituídos por sódio fundido e enxofre fundido, sendo que este tipo de bateria utiliza um eletrólito sólido de beta-alumina. As baterias NaS apresentam elevada densidade de energia, auto-descarga negligenciável e capacidade relativamente elevada comparativamente às restantes baterias secundárias (até cerca de 245 MWh), sendo construída em materiais que podem ser quase totalmente recicláveis. As principais desvantagens são o elevado custos de operação anual e a necessidade de um sistema adicional para assegurar a temperatura requerida para o seu funcionamento. Atualmente, um BESS do tipo baterias NaS encontra-se instalado na ilha de Abu Dhabi nos Emirados Árabes Unidos. Esta instalação tem potência nominal de 40 MW e cumpre funções de nivelamento de carga. Também na região de Saint Andre na ilha francesa La Reunion existe um BESS de baterias NaS. A sua potência nominal é de 1 MW e é utilizada como ferramenta complementar à produção de um parque eólico [41]. Bateria de níquel-cádmio As baterias NiCd possuem elétrodos constituídos por hidróxido de níquel e cádmio metálico, possuindo como eletrólito uma solução aquosa alcalina. Estas baterias apresentam grandes desvantagens, nomeadamente ao nível dos materiais utilizados: o cádmio e o níquel são metais pesados tóxicos, que representam um risco para o ambiente, e estas baterias sofrem de efeito memória, 46 Estado da Arte sendo que a sua capacidade máxima pode ser significativamente diminuída caso a bateria seja frequentemente carregada após descarga parcial. Desta forma, poucas instalações bem sucedidas têm sido efetuadas. No entanto, em Golden Valley no Alasca, existe um BESS baseado em baterias NiCd em operação desde 2003. Este sistema é utilizado para fornecimento de reserva girante e seguimento de carga a este sistema elétrico que é isolado, devido à sua localização geográfica. Este BESS consegue injetar ∼27 MW durante 15 minutos ou 40 MW durante 7 minutos, conseguindo uma eficiência entre 72-78% [41]. Bateria de níquel-hidreto metálico A bateria de níquel-hidreto metálico é similar à de níquel-cádmio, no entanto em vez de cádmio utiliza uma liga absorvente de hidrogénio para formar o elétrodo. Possui melhor densidade de energia que a bateria NiCd e o seu efeito de memória é reduzido. O seu impacto ambiental é também inferior ao da bateria NiCd [41]. Estudos efetuados nos últimos anos indicam que este tipo de baterias poderá ser mais indicado para a utilização em veículos elétricos ou elétricos híbridos, visto que apresentam elevada taxa de auto-descarga (∼5-20%), facto que dificulta a sua escolha para aplicação em sistemas elétricos [39]. Bateria de cloreto de níquel-sódio A bateria de cloreto de níquel-sódio (NaNiCl, também conhecida como ZEBRA) é similar à bateria NaS. As suas vantagens são a necessidade praticamente inexistente de manutenção das células, a muito baixa auto-descarga e elevado número de ciclos de vida. A principal desvantagem encontra-se associada com o seu funcionamento a alta temperatura: uma vez solidificada, necessita entre 12-15 h para alcançar a temperatura de funcionamento [41]. Uma instalação piloto encontra-se neste momento em funcionamento em Vicenza em Itália. Este sistema é carregado puramente com energia proveniente de fontes renováveis e é pretendido que seja utilizado para aplicação futura em redes elétricas isoladas. Tem potência nominal de 181 kW e capacidade de armazenamento de 230 kWh [42]. Bateria de metal-ar Uma célula eletroquímica de metal-ar possui um ânodo constituído por um metal puro e um cátodo ligado a uma fonte ilimitada de ar. O oxigénio do ar é utilizado para a reação eletroquímica. Dos materiais metálicos que são considerados para utilização, o lítio é aquele que consegue melhores densidades de energia, cerca de 100 vezes superior ao das baterias convencionais. No entanto, o lítio reage violentamente quando na presença de água, pelo que a humidade é um problema, podendo originar fogos. Nesse sentido, atualmente considera-se o uso do zinco como sendo a única solução teórica exequível. Este tipo de baterias utilizaria materiais construtivos de baixo custo e elevada densidade de energia. Mesmo assim, o seu desenvolvimento para aplicação em sistemas de armazenamento à escala de redes elétricas prova-se difícil, pois é verificada elevada precipitação de zinco em resultado da reação eletroquímica, facto que deve ser frequentemente controlado. Nenhuma solução comercial se encontra atualmente disponível, sendo uma tecnologia considerada 2.6 Sistemas de Armazenamento de Energia em Redes Isoladas 47 ainda em desenvolvimento [44]. Baterias de Fluxo As baterias de fluxo armazenam energia em líquidos (eletrólitos), apresentando um funcionamento similar ao das células de combustível. Os eletrólitos circulam em circuitos separados, sendo armazenados em tanques individuais. Em cada circuito, os eletrólitos circulam para o elétrodo positivo/negativo por meio de bombas. Estas baterias convertem energia química em elétrica (e vice-versa) por troca de iões através de uma membrana que separa os elétrodos, com base em reações de oxidação-redução das soluções eletrolíticas. Esta troca de carga elétrica leva à passagem de uma corrente elétrica pelos elétrodos, que é utilizada na alimentação de determinada aplicação [40]. As baterias de fluxo subdividem-se em dois tipos: redox e híbridas. FBES facilities have been demonstrated at a few hundred kW and even multi-MW levels, and there are not many commercially available FBES systems at present [4,19,104]. The current research activities undertaken cover: low-cost, efficient and reliable electrodes; highly permselective and durable membranes; power and energy management of large-scale FBES systems, etc. Some types of flow battery technologies have been used or can potentially be used for utility EES applications, including vanadium redox, zinc bromine and polysulfide bromine, which are described in the following three subsections. 3.5.1. Vanadium Redox Flow Battery (VRB) The VRB is one of the most mature flow battery systems [4,87]. The VRB stores energy by using vanadium redox couples (V 2+ /V 3+ and V 4+ /V 5+ ) in two electrolyte tanks (Fig. 8). VRBs exploit the vanadium in these four oxidation states which makes the flow battery have only one active element in both anolyte and catholyte [100]. During the charge/discharge cycles, H + ions are exchanged through the ion selective membrane. The chemical reaction is: V 4+ MV 5+ +e  and V 3+ +e  MV 2+ ; the cell voltage is 1.4 V [100,102]. VRBs have quick responses (faster than 0.001 s) and can operate for 10,000–16,000+ cycles [18,105]. They have relatively high efficiencies, up to 85% [100,105]. Manufacturers can design VRBs to provide continuous power (discharge duration time 24+ hours) [4,106]. Although VRBs now tends to expand their range of applications by enhancing the physical scale, there are some technical challenges that need to be solved, for instance, low electrolyte stability and solubility leading to low quality of energy density [107,108]. Also, the relatively high operating cost needs to be further reduced [103]. VRBs can be used in a large number of applications, mainly including enhancing power quality used for stationary applications and UPS devices, improving load levelling and power security, supporting the intermittent nature of renewable energy-based power generation. Some VRB facilities worldwide are introduced in Table 6. Currently, two projects on VRBs have been funded with a combined cost of £1.2 million in the UK. One project has been developed by Scottish Power, the University of Southampton and others, which planned to test a 100 kW redox flow battery for utility EES [6]. Another VRB energy storage system project has been developed by C-Tech Innovation Ltd, E.ON UK plc. and other institutes, which is especially for storing surplus energy from renewable energy sources [108]. Both of these two projects intend to be developed to a larger scale after the successes of initial smallscale trials [6,109]. 3.5.2. Zinc Bromine (ZnBr) flow battery ZnBr flow batteries belong to the hybrid flow batteries category. In a ZnBr battery, two aqueous electrolyte solutions contain the reactive components, which are based on zinc and bromine elements, stored in two external tanks. During the charging/discharging phases, these two electrolyte solutions flow through the cell stack consisting of carbon-plastic composite electrodes with compartments. Thus the reversible electrochemical reactions occur in these electrolytic cells. The corresponding chemical reactions are: 2Br  MBr 2 +2e  and Zn 2+ +2e  MZn [4,102]. The ZnBr flow battery has relatively high energy density (30– 65 W h/L) and cell voltage (1.8 V) [4,26]. It also has deep discharge capability and good reversibility [19,102]. Module sizes vary from 3 kW to 500 kW, with estimated lifetimes of 10-20 years and discharge durations of up to 10 h [4,112,113]. The disadvantages of the ZnBr battery are: material corrosion, dendrite formation and relatively low cycle efficiencies (around 65–75%) compared to traditional batteries, which can limit its applications [4,114,115]. Furthermore, ZnBr batteries normally operate in a narrow temperature range [102,116]. Utility EES applications using ZnBr batteries are in the early stage of demonstration/commercialization. ZBB Energy Corporation and Premium Power Corporation have developed this technology for commercial purposes (50 kW h, recently tested up to 2 MW) [14]. The firm RedFlow in Australia successfully commercialized a fully functional ZnBr module product, named ZBM, which delivers up to 3 kW of continuous power (5 kW peak) and up to 8 kW h of energy; the company claimed that it can achieve up to 80% DC-DC max net energy efficiency [113]. In 2011, U.S. electric utilities conducted early trials of 0.5 MW/2.8 MW h transportable ZnBr systems for grid support and reliability [117]. In the same year, Sacramento Municipal Utility District (SMUD) planned to demonstrate a 1 MW ZnBr flow battery system for multi EES applications [100,118]. A relevant project, named ‘‘flow batteries Fig. 8. Schematic diagram of a vanadium redox flow battery system. X. Luo et al. / Applied Energy 137 (2015) 511–536 519 Figura 2.17: Esquema representativo de um sistema de armazenamento de energia que utiliza baterias de fluxo de vanádio redox [41] As baterias de fluxo possuem ciclos de vida longos, permitindo a construção de formatos de elevada potência e energia. As baterias de fluxo permitem efetuar descargas profundas sem prejuízo considerável para o seu ciclo de vida, possuindo elevada fiabilidade. Desta forma, representam uma solução interessante para a utilização em sistemas de potência [40]. As baterias de fluxo redox (Redox Flow Battery - RFB) podem ser recarregadas em alguns minutos, por simples renovação de eletrólitos por bombagem dos mesmos. O tipo de bateria RFB mais maduro é a bateria de fluxo redox de vanádio (Figura 2.17). Atualmente, um sistema RFB de vanádio encontra-se instalado na Irlanda para funcionamento em conjunto com um parque eólico. Este sistema possui 2 MW de potência nominal e capacidade de 12 MWh. Esta instalação cumpre funções de mitigação da variabilidade da produção eólica, promovendo a sua integração. Também em King Islands no estado da Tasmânia, Austrália, existe um sistema de armazenamento baseado em RFB de vanádio, de potência 200 kW e capacidade de armazenamento de 800 kWh. Serve para promoção da integração da potência eólica e, desta forma, promover a redução da produção 54 Estado da Arte tual". Neste artigo, os autores demonstram que tal metodologia é bem sucedida na redução do desvio de frequência máximo do sistema, contribuindo para a redução do risco de deslastre de carga e para o aumenta da integração renovável. Em [37], é implementada uma lógica de controlo similar com base numa característica de estatismo, em relação ao sistema de controlo de um sistema de armazenamento baseado em baterias (BESS). Este BESS é investigado para implementação num pequeno sistema elétrico isolado com significativa integração de produção eólica. No artigo referido, os autores implementam uma solução que permite não só efetuar o dimensionamento ótimo de um BESS, mas também definir a sua estratégia de operação ótima. Com base em previsões de carga e de produção eólica, os autores desenvolvem um algoritmo que permite o ajuste dinâmico do estado de carga/descarga do BESS, com o objetivo de maximizar a remuneração obtida com o serviço de regulação de frequência prestado ao sistema elétrico. Um resumo das funcionalidades referidas em função dos respetivos requisitos pode ser observado na Tabela 2.3 da página 55. O nível de potência e a capacidade de energia requerida dependerão, naturalmente, da dimensão da rede isolada. As características apresentadas referemse ao âmbito dos sistemas elétricos em geral e não apenas a redes isoladas, visando apresentar o leque de funções possíveis de disponibilizar por cada tecnologia. 2.6 Sistemas de Armazenamento de Energia em Redes Isoladas 55 Tabela 2.3: Principais aplicações dos sistemas de armazenamento de energia em sistemas elétricos, em função das características e dos requisitos técnicos de cada aplicação (adaptado de [40] [41] e[47]) Potência Nominal Tempo de Resposta Tempo de Típico de Descarga Experimentadas Promissoras Qualidade de serviço até ~1 MW ~ms, < 1/4 de ciclo* ms - seg FESS, BESS, SMES, DLC RFB, HFB Capacidade de sobrevivência a fenómenos transitórios (ride-through capability )~100 kW - 10 MW até ~1 seg seg - min, até hrs BESS, RFB, HFB FC, FESS, DLC Gestão de energia grande escala (> 100 MW), pequena-média escala (~1 - 100 MW) min hrs - dias grande escala (PHS, CAES, TES) pequena escala (BESS, RFB, HFB, TES) FESS, FC Acomodação da variabilidade da produção renovável até ~20 MW até 1 seg, < 1 ciclo* min - hrs FESS, BESS, SMES RFB, HFB, SMES, FC Seguimento de carga (load following )até algumas centenas de MW até ~1 seg min - algumas hrs BESS, RFB, HFB, SMES FC Deslocamento temporal de energia (time shifting )* ~1 - 100 MW ou mais min ~3 - 12 hrs PHS, CAES, BESS RFB, HFB, FC, TES Gestão de pontas (peak-shaving )* ~100 kW - 100 MW ou mais min até ~10 hrs PHS, CAES, BESS RFB, HFB, FC, TES Nivelamento de carga (load levelling )* até algumas centenas de MW min ~12 horas ou mais PHS, CAES, BESS RFB, HFB, FC, TES Armazenamento sazonal de energia 30 - 500 MW min a longo prazo (até algumas semanas)* -PHS, TES, FC (CAES também possível) Capacidade de sobrevivência a cavas de tensão (low voltage ride-through )< 10 MW ~ ms até alguns min FESS, BESS RFB, HFB, SMES, DLC Auxílio à reposição de serviço (black-start )até ~ 40 MW ms seg - hrs CAES de pequena escala, BESS, RFB, HFB FC, TES Regulação de tensão até alguns MW ms até alguns min BESS, RFB, HFB SMES, FESS, DLC Regulação de frequência 1 - 1000 MW ms primária (15 a 30 seg), secundária (2 a 10 min), terciária (15 - 30 min) FESS, BESS, SMES FC, RFB, HFB Fonte de alimentação ininterrupta (uninterruptible power supply )até ~5 MW até alguns seg ~10 min a 2 hrs FESS, DLC, BESS SMES, FC, RFB, HFB, CAES de pequena escala Reserva de regulação (standing reserve )1 - 100 MW < 10 min ~1 - 5 hrs** BESS CAES, RFB, HFB, FC * 1 ciclo = 20 ms (frequência a 50 Hz) Tipo de Aplicação Tecnologias EnquadráveisCaracterísticas e Requisitos PRINCIPAIS CAMPOS DE APLICAÇÃO APLICAÇÕES ESPECÍFICAS ** Tempo de carga/descarga à potência nominal 56 Estado da Arte 2.6.4 Interface do Armazenamento à Rede As principais fontes de energia renovável que atualmente compõem o sistema produtor de redes elétricas (eólica e solar) injetam corrente alternada (CA) com frequência diferente da nominal da rede (50 Hz no sistema interligado europeu) ou em corrente contínua (CC). O mesmo se verifica nos sistemas de armazenamento: os volantes de inércia, por exemplo, fornecem corrente alternada com frequência variável e baterias fornecem corrente contínua. Desta forma, a potência produzida não pode ser diretamente injetada na rede, necessitando de uma meio de ligação que garanta a forma de onda e o valor adequado de frequência. Isto é conseguido por conversores baseados em eletrónica de potência (CC/CA ou CA/CC/CA) que são constituídos por um ou dois andares - apenas um inversor ou um retificador e um inversor – que podem admitir a circulação bidirecional da corrente elétrica. Na Figura 2.21 é observável a forma de ligação à rede de um sistema de armazenamento em CA cuja frequência é tipicamente diferente da nominal da rede. Este esquema não pode ser, no entanto, generalizado para todas as tecnologias de armazenamento, pois sistemas de armazenamento baseados, por exemplo, em baterias, funcionam em CC, requerendo um andar de conversão CC/CC para controlo da corrente fornecida/absorvida pelas baterias. A separação entre andares é efetuada por um patamar a tensão contínua designado por "link DC", constituído por um condensador. Estes conversores são constituídos por dispositivos eletrónicos semicondutores em estado sólido (díodos, tirístores, transístores), que são periodicamente comutados entre o estado ligado/desligado a uma determinada frequência. O estado ligado/desligado é controlado pelo estabelecimento de tensão ou aplicação de corrente elétrica num terminal designado por porta (ou gate, na literatura anglo-saxónica). A escolha do dispositivo a empregar dependerá dos níveis de potência, tensão e corrente da aplicação a que se destinam [51]. VDC &C C$ 5HGH&$ 'LVSRVLWLYRGH $UPD]HQDPHQWR GH(QHUJLD((6 &$ C& OLQN'& Figura 2.21: Interface de um sistema de armazenamento de energia a uma rede elétrica trifásica efetuado por um conversor eletrónico de dois andares: retificador (CA/CC) e inversor (CC/CA), separados pelo link DC 2 No trabalho em discussão, o elemento de principal interesse será o inversor, i.e. o andar do conversor que liga diretamente à rede e que converte corrente contínua em corrente alternada (gridside converter ou grid-side inverter). Para além da energia elétrica gerada por fontes renováveis, os inversores efetuam o interface de sistemas de armazenamento de energia com a rede, que assumem um papel preponderante no controlo de frequência e tensão em redes isoladas com elevada penetração de fontes renováveis. Para a realização de estudos do comportamento dinâmico do sistema, estes conversores podem ser modelizados como fontes de tensão controláveis de resposta 2Caso específico de um sistema de armazenamento de CA de frequência variável, tal como um sistema de armazenamento baseado em volantes de inércia (FESS) 2.6 Sistemas de Armazenamento de Energia em Redes Isoladas 57 rápida. No âmbito dos sistemas de armazenamento de energia, esta consideração apenas é válida para pequenos períodos de tempo, tendo em conta a sua capacidade finita de armazenamento de energia [55]. Aquando da realização de tais estudos é igualmente usual efetuar a modelização dos inversores com base nas suas funções de controlo e logo, não considerar a influência de fenómenos/eventos tais como a comutação de semicondutores, a presença de harmónicos a frequências diferentes da fundamental e ainda as perdas na comutação do inversor [53]. Contrariamente às máquinas síncronas convencionais estes conversores são estáticos, i.e. não possuem partes rotativas, sendo desprovidos de inércia. Desta forma, é necessário desenvolver estratégias de controlo que permitam a injeção de elevadas quantidades de potência durante pequenos períodos de tempo para redução de eventos que originem instabilidade de frequência. Nesta lógica, o inversor poderá participar na regulação primária de frequência, podendo ainda operar como agente criador de inércia “virtual” para o sistema, permitindo desenvolver ações de controlo, tipicamente realizadas pelas máquinas síncronas instaladas no sistema elétrico. A Tabela 2.4 resume as principais diferenças assinaláveis entre máquinas síncronas convencionais e inversores elétronicos. Tabela 2.4: Comparação entre as características gerais de máquinas síncronas e inversores baseados em eletrónica de potência (extraído de [53]) Máquinas Síncronas Inversores Eletrónicos Operação como fonte de tensão com magnitude controlada através da utilização de sistemas de excitação. Operação como fonte de tensão (ou como fonte de corrente) com controlo praticamente independente de magnitude em cada fase. A forma sinusoidal da onda de tensão produzida encontra-se dependente de aspetos construtivos. A forma sinusoidal da onda de tensão é conseguida por escolha adequada das ondas moduladora e portadora, mas qualquer forma pode ser conseguida. Elevada corrente de curto-circuito em resultado da baixa impedância interna. Podem originar elevadas correntes de curto-circuito, mas valores perigosos são evitados por proteção sob a forma de funções que limitam as intensidades máximas que podem ser estabelecidas. A intensidade de corrente máxima admissível depende da sobre elevação de temperatura do isolamento dos enrolamentos. A constante de tempo térmica dos enrolamentos e material que os rodeia é elevada e permite o funcionamento em sobrecarga durante pequenos períodos de tempo. A elevada constante de tempo térmica permite o funcionamento com elevadas correntes de defeito durante vários ciclos. A intensidade de corrente máxima admissível depende da sobre elevação de temperatura dos dispositivos semicondutores, que possuem baixas constantes de tempo térmicas. Elevadas intensidades afetam a operação dos semicondutores em menos de 1 ms. O sistema de arrefecimento possui também baixa constante de tempo térmica, limitando a capacidade de sobrecarga. O funcionamento em sobrecarga é alcançado pelo sobredimensionamento do inversor. A potência ativa fornecida depende do binário aplicado sobre o veio que acopla mecanicamente o grupo máquina primária-gerador elétrico. A produção entre máquinas é partilhada com base em malhas de controlo cuja entrada é a frequência do sistema. A potência ativa fornecida depende dos valores de referência das grandezas definidos no sistema de controlo, estando dependente da capacidade do link DC do conversor conseguir fornecer a potência requisitada. 58 Estado da Arte A partir das considerações acima efetuadas, facilmente se compreenderá que o controlo adequado dos inversores representa um ponto-chave na manutenção da estabilidade de operação em sistemas elétricos com elevada penetração de fontes renováveis. 2.6.5 Controlo da Operação dos Inversores de Interface Atualmente consideram-se duas grandes estratégias de controlo de operação de inversores interface em redes isoladas: (1) como fonte de tensão controlada por corrente, dito "modo PQ" ou "grid tie" e (2) o controlo do inversor como fonte de tensão, dito "modo VSI" (Voltage-Source Inverter) ou "grid forming". Estes modos de funcionamento dos inversores veem a sua viabilidade demonstrada em [54] e[55], na operação de micro-redes no modo normal ou em modo isolado, sendo que em [56] efetuam o controlo da potência injetada na rede por unidades de produção distribuída. Estes conceitos podem ser transportados para a operação em redes isoladas com elevada integração renovável, sendo utilizados na operação de sistemas de armazenamento de energia. Descrevem-se de seguida as características e sistemas de controlo típicos associados ao modos referidos para a operação de inversores. 2.6.5.1 Modo PQ (grid tie inverter) No modo de funcionamento PQ o inversor atua como fonte de tensão controlada por corrente, fornecendo potência ativa e reativa à rede de acordo com um determinado ponto de funcionamento especificado. Para além do fluxo de potência, o inversor controla ainda a tensão no link DC. Assim, a tensão interna do inversor é controlada por forma a manter a tensão no link DC num valor de referência especificado e a potência reativa fornecida no ponto de funcionamento pretendido. Tal como pode ser observado na Figura 2.22, o balanço de potência no condensador do link DC (PC) corresponde à diferença entre a potência cedida pelo dispositivo de armazenamento de energia (PEES) e a potência fornecida pelo inversor (Pinv)[53]. P& 'LVSRVWLYRGH $UPD]HQDPHQWR GH(QHUJLD P((6 PLQY Figura 2.22: Balanço de potência no condensador do link DC, excluindo perdas (adaptado de [53]) A potência entregue pelo condensador será: P C=VDC ·IDC (2.8) onde: 2.6 Sistemas de Armazenamento de Energia em Redes Isoladas 59 •VDC é a tensão no link DC (V) •IDC é a intensidade de corrente do condensador (A) A tensão no link DC pode ser determinada por aplicação de: VDC =1 CZIDC dt(2.9) onde: •Ccorresponde à capacitância do condensador do link DC (F) Por combinação das equações 2.8 e2.9 e aplicando a transformada de Laplace, fica definido o modelo dinâmico do link DC, tal como apresentado na Figura 2.23. ((6 P inv P sC 1 DC V Figura 2.23: Modelo dinâmico do link DC (adaptado de [53]) Considere-se como exemplo deste modo de funcionamento o sistema de controlo apresentado na Figura 2.24. A componente ativa da corrente (iact) encontra-se em fase com a tensão e é utilizada para controlar a tensão no link DC (VDC) do conversor e, consequentemente, controlar a potência ativa injetada. A componente reativa (ireact) encontra-se em quadratura atraso em relação à ativa e controla a potência reativa injetada na rede pelo inversor. Variações de potência fazem variar a tensão no link DC, a qual é corrigida pelo controlador proporcional-integral PI-1. A potência reativa fornecida pelo inversor é controlada pelo regulador PI-2 que efetua o ajuste da componente reativa da corrente injetada. Tal como observável na Figura 2.24, o sistema de controlo do inversor operado na configuração PQ é constituído por duas malhas de controlo. A malha interna regula a tensão interna do inversor (v∗), por forma a estabelecer uma determinada intensidade corrente de referência (ire f ). A malha externa regula as potências ativa e reativa fornecidas. Desta forma, o inversor pode funcionar com fator de potência unitário ou segundo um determinado ponto de funcionamento definido externamente [53]. O controlo do inversor em modo PQ é geralmente efetuado quando o inversor se encontra a operar em paralelo com a rede (daí a designação "grid tie"), quando existem grupos geradores convencionais em funcionamento que estabelecem a tensão e a frequência de referência do sistema. Assim, a tentativa de operação de uma rede isolada baseada apenas em inversores de controlo PQ irá falhar, devido à ausência de uma referência de tensão, geralmente proporcionada pelas máquinas síncronas em serviço [56]. O controlo PQ apresenta ainda elevadas dificuldades na resposta a variações de carga. 60 Estado da Arte dc dc ref a b c act i react i Q 6 1sT 1 Q  6 ref react ref 6 act a b c )ii(kvv ref *  i, v i,v 'LVSRVWLYRGH $UPD]HQDPHQWR GH(QHUJLD &$ && 0/, Figura 2.24: Esquema representativo de um sistema de controlo de um inversor operado no modo PQ (extraído de [53])3. 2.6.5.2 Modo VSI (grid forming inverter) Quando o inversor é controlado como fonte de tensão (modo VSI) apresenta um funcionamento análogo ao das máquinas síncronas convencionais. A variação das potências ativa e reativa injetadas em resposta a desvios de frequência/tensão sucede de acordo com características de estatismo clássicas que relacionam de forma proporcional potência ativa/frequência e potência reativa/tensão tal como acontece para as máquinas síncronas. Na Figura 2.25 é possível observar o circuito equivalente de um VSI. Figura 2.25: Circuito equivalente de um VSI ligado à rede [52] O circuito da figura é derivado do teorema de Thévenin, onde Eeφsão, respetivamente, a 3No exemplo da figura, o dispositivo de armazenamento poderá ser, por exemplo, um conjunto de baterias de corrente contínua 2.6 Sistemas de Armazenamento de Energia em Redes Isoladas 61 amplitude e a fase da tensão do VSI e Ué a amplitude de tensão da rede. Z∠θé a impedância equivalente composta pela impedância interna do inversor e pela impedância equivalente existente entre o inversor e o ponto de ligação à rede. Z∠θvale R+jX =R+j2πf L, onde fé a frequência da rede e La indutância. Tipicamente, em redes de Média/Alta Tensão RX, i.e. são redes predominantemente indutivas, pelo que a potência ativa e reativa trocadas entre o VSI e a rede valem (em p.u.): P=E·U Xsinφ(2.10) Q=E2 X−E·U Xcosφ(2.11) O trânsito de potência ativa entre as duas fontes de tensão é definido pelo esfasamento φ. O trânsito de potência reativa deve-se, por sua vez, à diferença existente entre a magnitude da tensão do inversor e da tensão da rede, E−U. Aquando da ocorrência de uma perturbação, o inversor operado como fonte de tensão em paralelo com a rede controlará a frequência e a tensão aos seus terminais com base em características de estatismo P-f (frequency droop) e Q-V (voltage droop), tal como observável na Figura 2.26. A capacidade dos inversores conseguirem impor a tensão e a frequência da rede quando as máquinas síncronas do sistema se encontram indisponíveis dá origem à sua designação "grid forming", pois tal como uma máquina síncrona estes "formam" rede. 3. MG frequency regulation strategies max Z min Z min P max P Z P 0 Z VSI P ¨P 0 Z 0 V QQ max Q min Q VSI V max V 0 V min VƌĞĚĞ ƌĞĚĞ Figura 2.26: Características de estatismo Potência Ativa/Frequência e Potência Reativa/Tensão do inversor em modo VSI A frequência e a tensão aos seus terminais são determinadas de acordo [54] com as seguintes expressões: ω=ω0−KP×P(2.12) V=V0−KQ×Q(2.13) onde: 62 Estado da Arte •PeQrepresentam, respetivamente, a potência ativa (em W) e reativa (em var) injetadas pelo inversor na rede •KPeKQsão duas constantes que correspondem ao declive das características proporcionais de estatismo P-f e Q-V da Figura 2.26 (rad.s−1.W−1e V.var−1, respetivamente) •ω0representa a velocidade angular (proporcional à frequência, em rad/s) •V0é o módulo da tensão de referência, quando o inversor funciona em vazio, i.e. sem carga (V) Quando um inversor opera em paralelo com a rede, e logo, com grupos síncronos convencionais, ou quando vários inversores operam em paralelo e ocorre uma perturbação, a variação da potência ativa é partilhada por todos os equipamentos numa lógica proporcional definida com base na característica de estatismo de cada um (Figura 2.27). Uma lógica similar é empregue no controlo potência reativa/tensão (voltage droop). Desta forma, enquanto os inversores em modo PQ operam segundo pontos de funcionamento especificados, os inversores em modo VSI são capazes de obter o valor da frequência e da tensão aos seus terminais e alterar o seu ponto de funcionamento em conformidade. max Z UHGH Z min Z Z 02 Z 01 Z P max1 P max2 P min1 P min2 P 1 P 2 P Figura 2.27: Características de estatismo Potência Ativa/Frequência de dois equipamentos distintos: dois inversores VSI ou um inversor VSI e uma máquina síncrona [54] Na operação em paralelo com uma rede caracterizada por um valor de frequência ωrede e tensão Vrede, os valores de referência são externamente impostos. Desta forma, os valores de potência ativa e reativa a injetar pelo VSI, são obtidos por ajuste dos valores de referência em vazio (ω0eV0) em função das grandezas medidas no ponto de ligação com a rede. O ponto de funcionamento do inversor VSI é definido por: ω01 =ωrede +KP×P1(2.14) V01 =Vrede +KQ×Q1(2.15) A participação de conjunto de equipamentos na regulação primária de frequência segue a 2.6 Sistemas de Armazenamento de Energia em Redes Isoladas 63 lógica [54]: ∆P= n ∑ i=1 ∆Pi(2.16) onde: •∆Pié a variação de potência no i-ésimo equipamento (de um total de nem funcionamento). A variação de frequência pode ser obtida por aplicação de: ∆ω=ω0i−KPi ×Pi−[ω0i−KPi ×(Pi+∆Pi)] = KPi ×∆Pi(2.17) As variações de potência reativa/tensão seguem a mesma lógica descrita para a potência ativa/frequência. No entanto, sendo que o controlo de potência reativa/tensão possui efeito local, as impedâncias de cabos não permitem a partilha de potência reativa tão precisa como para o caso da potência ativa [54]. Na Figura 2.28 é apresentado o modelo trifásico equilibrado de um inversor operado no modo "VSI". A tensão e a corrente aos seus terminais são medidas para computação da potência ativa e reativa. Este patamar de medição introduz um atraso com o propósito de garantir desacoplamento. Com base nas características de estatismo referidas, calculam-se valores de tensão para cada fase do sistema, valores que servirão como sinais de referência para o controlo da comutação dos semicondutores eletrónicos do VSI, realizada por recurso à técnica de modulação por largura de impulso (MLI - na literatura anglo-saxónica, Pulse-Width Modulation - PWM) [54]. &RPSXWDomRH 'HVDFRSODPHQWR GH34 &RPSXWDomR GD7HQVmR 9D9EH9F Figura 2.28: Modelo geral representativo da lógica de controlo de um VSI [54] O inversor em modo VSI reage a perturbações apenas com recurso a informações disponíveis aos seus terminais, sendo capaz de regular a frequência e a tensão da rede, mesmo quando na ausência de grupos geradores convencionais. Desta forma, é evitada a instalação de uma infraestrutura de comunicações propositada para tal efeito, reduzindo o custo de instalação e a complexidade do sistema [54], podendo o inversor efetuar o auxílio à reposição de serviço. Um dos objetivos a cumprir no desenvolvimento da presente dissertação relaciona-se com o estudo da possibilidade de os inversores em funcionamento como fonte de tensão permitirem uma resposta direta a variações de potência na rede, sendo capazes de regular a frequência do sistema e tensão aos seus terminais. Este comportamento permite introduzir o conceito de máquina síncrona “virtual” com a vantagem de os inversores apresentarem respostas dinâmicas significativamente 70 Modelo Dinâmico do Sistema 3.2.2 Máquina Síncrona Uma máquina síncrona é uma máquina elétrica cuja velocidade de rotação se encontra rigidamente ligada à frequência (f, em Hz) da rede elétrica de corrente alternada à qual se encontra acoplada. A velocidade de rotação da máquina (n, em rpm) síncrona é determinada por: n=f·60 p(3.1) onde pé o número de pares de polos da máquina. A máquina síncrona beneficia do princípio da reciprocidade eletromagnética, i.e. pode funcionar como motor ou como gerador. Em instalações elétricas, a máquina síncrona funciona usualmente como gerador elétrico que produz energia elétrica em corrente alternada, sendo assim, também designada por alternador [58]. Quando em funcionamento como gerador a máquina síncrona é, tipicamente, acionada por turbinas a vapor, turbinas hídricas ou ainda por motores de combustão. Uma máquina síncrona é constituída por dois agrupamentos de enrolamentos: (1) o indutor, constituído por enrolamentos concentrados ou distribuídos em ranhuras, tipicamente localizado no rotor (massa metálica rotativa), que dá lugar aos polos da máquina e (2) o induzido tipicamente localizado no estator (massa metálica estática), que é distribuído e forma, assim, um enrolamento trifásico percorrido por uma corrente alternada [58]. Num alternador síncrono, geralmente por recurso a uma fonte de corrente contínua externa, é criado no circuito indutor um campo magnético que é colocado em movimento por uma máquina primária que se encontra acoplada ao rotor. Este é um campo magnético girante, sendo variável periodicamente (sinusoidal) no espaço. Tal campo designa-se por campo indutor e apresenta movimento relativo aos condutores dos enrolamentos do induzido (estator). O campo indutor permitirá o estabelecimento de um fluxo magnético que atravessará o entreferro da máquina. Assim, qualquer condutor elétrico que se mova no seio deste campo, passando sucessivamente por cada um dos seus polos, verá induzida uma força eletromotriz (f.e.m.) com variação temporal igual à distribuição espacial do campo indutor (sinusoidal, lei da indução de Faraday). Desta forma, qualquer carga ligada aos terminais do induzido será percorrida por uma corrente elétrica e ficará sujeita a uma tensão elétrica. Este processo permite a conversão de energia mecânica em energia elétrica, sendo designado por efeito gerador. Os enrolamentos do induzido apresentam uma separação de 120ono espaço, pelo que a f.e.m. induzida nos enrolamentos será esfasada de 120o no tempo, formando um sistema trifásico de tensões. Como o estator se encontra sujeito a um fluxo magnético variável, este é constituído por ferro laminado com o objetivo de reduzir perdas provocadas por correntes de Foucault [6]. Construtivamente, uma máquina síncrona pode ser de polos salientes ou de polos lisos (rotor cilíndrico) (Figura 3.2). No caso do alternador de polos salientes, os enrolamentos dos polos são concentrados, enquanto que no de polos lisos estes enrolamentos são distribuídos em ranhuras, cobrindo parte da superfície do rotor [58]. 3.2 Grupo Térmico 71 Figura 3.2: Máquina síncrona de rotor cilíndrico ou de polos lisos (esquerda) e máquina síncrona de polos salientes (direita) (adaptado de [60]) O alternador de rotor cilíndrico é geralmente utilizado em aplicações de baixa velocidade (acionados por turbinas hidráulicas), que requerem um número relativamente elevado de polos. Estes alternadores apresentam, frequentemente, um conjunto enrolamentos amortecedores, constituídos por barras de cobre (contínuas ou não), embebidas nas faces dos polos da máquina e que visam, precisamente, o amortecimento de oscilações na velocidade de rotação da máquina [6]. O alternador de polos lisos é usualmente empregue em grupos de alta velocidade (turbo alternadores de centrais térmicas) e possuem 2 ou 4 polos, formados por enrolamentos distribuídos, cravados na massa metálica do rotor. Estes alternadores não apresentam enrolamentos amortecedores dedicados, sendo que a construção maciça do rotor permite a circulação de correntes de Foucault havendo, assim, um efeito amortecedor equivalente [6]. Quando uma máquina síncrona opera em paralelo com uma rede elétrica de CA (desprezando a resistência da máquina), a potência fornecida/consumida (Pem p.u.) é determinada por [59]: P=U·E Xd sinδ+U2 21 Xq −1 Xdsin(2δ)(3.2) P=U·E Xd sinδ(3.3) onde: •Ué a tensão aos terminais da máquina (p.u.V) •Eé a força eletromotriz da máquina (p.u.V) •δé o ângulo elétrico, de potência ou de carga da máquina síncrona (p.u.rad) •XdeXqsão, respetivamente, a reatância longitudional e transversal da máquina (p.u.Ω) Estas equações descrevem a relação existente entre a potência ativa (P) e o ângulo de carga (δ) de uma máquina síncrona, relação esta que é definida por uma curva sinusoidal. A equa- 72 Modelo Dinâmico do Sistema ção 3.2 refere-se a um alternador síncrono de polos salientes, sendo que a equação 3.3 se refere a um alternador síncrono de polos lisos. No caso do último, a relutância do circuito magnético é independente da direção considerada (polar/interpolar), pelo que as reatâncias longitudinais e transversais são iguais. O modelo utilizado no presente documento, encontra-se disponível na biblioteca SimPowerSystemsTM do MatLabr/Simulinkr, sob a forma de um bloco de parâmetros configuráveis com a designação de "Synchronous Machine pu Standard". Este bloco é apresentado na Figura 3.3 e pode operar como gerador ou motor, sendo o modo de operação definido pelo sinal da potência mecânica aplicado no terminal "Pm". Ao terminal "V f 1"é aplicado um sinal de tensão proveniente do regulador de tensão.          Figura 3.3: Bloco de uma máquina síncrona utilizado no MatLabr/Simulinkr Definem-se de seguida os principais aspetos referentes à modelização do comportamento elétrico e eletromecânico de uma máquina síncrona. 3.2.2.1 Modelo Elétrico O modelo elétrico da máquina síncrona modelizada pelo bloco da Figura 3.3 compreende um modelo de espaço de estados de sexta ordem, que entra em consideração com comportamento dinâmico do circuito indutor, circuito induzido e enrolamentos amortecedores. O circuito equivalente do modelo apresentado na Figura 3.4 encontra-se representado de acordo com um referencial fixo no rotor da máquina (sistema de eixos d-q). Todos os parâmetros e grandezas elétricas são referidas ao estator.      @ @ @ @ @ @ 3T ѱ3E JR 7R7E 3T ѱ3R   JE -NR -NE FJYPR FJYPE 7hLR JhLR 3hLR JhLR 7hLR 3hLR 7hGE JhGE 3hGE 7hLE JhLE 3hLE -M -hMLR -hMLR -M -hMLE -hMLE Figura 3.4: Circuito elétrico equivalente de uma máquina síncrona trifásica representado de acordo com o referencial da máquina - sistema de eixos d-q (adaptado de [61]) 3.2 Grupo Térmico 73 Na Figura 3.4, identificam-se os seguintes índices: •d,qreferem-se a grandezas representadas nos eixos deq •R,sgrandezas relativas ao rotor e ao estator •l,mindutância de fugas e de magnetização, respetivamente •f,kgrandezas relativas aos enrolamentos de campo (indutor - rotor) e amortecedores Partindo do circuito elétrico equivalente da máquina síncrona representado na Figura 3.4 é possível estabelecer o conjunto de equações abaixo apresentado, tipicamente designadas por "equações de Park", tendo em conta o pressuposto de que o sistema de eixos utilizado roda à mesma velocidade que o rotor da máquina [61]. Nas equações, Vrefere-se à tensão, Ré a resistência elétrica, ié a corrente, Φé o fluxo magnético, Lé a indutância, sendo ωRa velocidade de rotação do rotor da máquina. As equações da tensão são: Vd=Rsid+d dt Φd−ωRΦq(3.4) Vq=Rsiq+d dt Φq+ωRΦd(3.5) V0 f d =R0 f di0 f d +d dt Φ0 f d (3.6) V0 kd =R0 kdi0 kd +d dt Φ0 kd (3.7) V0 kq1=R0 kq1i0 kq1+d dt Φ0 kq1(3.8) V0 kq2=R0 kq2i0 kq2+d dt Φ0 kq2(3.9) As equações do fluxo de ligação são: Φd=Ldid+Lmd(i0 f d +i0 kd)(3.10) Φq=Lqiq+Lmqi0 kq (3.11) Φ0 f d =L0 f di0 f d +Lmd(id+i0 kd)(3.12) Φ0 kd =L0 kdi0 kd +Lmd(id+i0 f d)(3.13) Φ0 kq1=L0 kq1i0 kq1+Lmqiq(3.14) Φ0 kq2=L0 kq2i0 kq2+Lmqiq(3.15) Os enrolamentos do estator são constituídos são idênticos e distribuídos de forma sinusoidal, estando esfasados em 120oentre si no espaço, possuindo resistência Rs. O rotor possui um enrolamento de campo e três enrolamentos amortecedores. O enrolamento rotórico (enrolamento f d) apresenta resistência R0 f d. Um destes enrolamentos (kd) encontra-se alinhado com o eixo magnético do enrolamento indutor e possui resistência R0 kd. O eixo magnético dos restantes enrolamentos 74 Modelo Dinâmico do Sistema (kq1 e kq2) encontra-se em quadratura avanço (+ 90o) relativamente ao eixos dos enrolamentos f d ekd. Estes enrolamentos possuem resistência R0 kq1eR0 kq2. Os enrolamentos rotóricos encontramse sinusoidalmente distribuídos. As variáveis Lmd eLmq referem-se, respetivamente, à indutância de magnetização longitudinal e transversal do induzido (estator). As variáveis referidas pela notação "Llx" ( onde "x" representa um determinado enrolamento do induzido e respetivo eixo) referem-se à indutância de fugas do mesmo enrolamento [61]. 3.2.2.2 Modelo Eletromecânico O comportamento eletromecânico de uma máquina síncrona é caracterizado pela sua equação de oscilação (na literatura anglo-saxónica, swing equation). Esta equação relaciona variações na aceleração angular do rotor da máquina (α=∂2δ/∂t2, em p.u.rad/s2) em resultado de variações no binário acelerador (Taem p.u.N.m), que é obtido pela diferença entre o binário mecânico (Tm em p.u.N.m) e o binário eletromagnético (Teem p.u.N.m). Se Tm>Teexiste aceleração, se Tm<Te existe desaceleração [6]. A equação de oscilação de uma máquina síncrona é: 2H∂2δ(t) ∂t2=Tm(t)−Te(t)−D·∆ωr(t)(3.16) Na equação de oscilação: •Hé a constante de inércia da máquina síncrona (p.u.MJ/p.u.MVA ou s) •δé o ângulo de carga da máquina, i.e. a posição angular do rotor, em radianos elétricos, em relação a um referencial que roda à velocidade de sincronismo (p.u.rad) •Dé o coeficiente de amortecimento ou binário amortecedor (p.u.) •∆ωré o desvio de velocidade angular do rotor da máquina em relação à velocidade de sincronismo (p.u.rad/s) sendo que: ∆ωr(t) = ∆ωr(t) ω0 =1 ω0 ∂δ(t) ∂t⇔∂δ(t) ∂t=∆ωr(t)·ω0(3.17) onde: •ωré a velocidade de rotação da máquina (p.u.rad/s) •ω0é a velocidade de sincronismo da máquina (p.u.rad/s) Em estudos de estabilidade é usual expressar a equação 3.16 em função de valores de potência por substituição de valores de binário. A potência é igual ao produto do binário pela velocidade de rotação da máquina [63]. Quando a máquina roda a uma velocidade muito próxima ou igual à de sincronismo, Pserá equivalente a T. Assim, a equação 3.16 pode ser reescrita como: 2H∂2δ(t) ∂t2=Pm(t)−Pe(t)−D·∆ωr(t)(3.18) onde: 3.2 Grupo Térmico 75 •Pmé a potência mecânica (p.u.MW) •Peé a potência elétrica (p.u.MW) Na equação de oscilação, a constante de inércia (H) define-se como sendo o quociente entre a energia cinética (Wc, em J) armazenada no conjunto máquina síncrona-máquina primária quando estas rodam à velocidade nominal, e a potência nominal aparente da máquina (S, tipicamente em MVA). Assim, surge: H=Wc S= 1 2·J·ω2 m0 S(3.19) onde: •Jé o momento de inércia (kg.m2) •ωm0é a velocidade de rotação nominal (rad mecânicos/s) Caso se pretenda expressar a velocidade de rotação em rotações por minutos (rpm) em vez de em rad/s, a equação 3.20 vem [6]: H=Wc S= 1 2·J·(2π·RPM 60 )2 S(3.20) Em estudos de estabilidade a equação de oscilação é, tipicamente, representada no domínio de Laplace sob a forma de duas equações diferenciais por rearranjo das equações 3.17 e3.18, sendo possível definir o seguinte diagrama de blocos:  +V' PH į Ȧ V ǻȦU @ PP @ @PD @ Figura 3.5: Diagrama de blocos representativo da equação de oscilação de uma máquina síncrona (adaptado de [6]) 3.2.2.3 Regulador de Tensão O regulador de tensão (ou sistema de excitação) de um gerador, é um equipamento suportado por um sistema de controlo que permite controlar a tensão aos terminais do gerador. O regulador de tensão é responsável por ajustar a tensão que é aplicada ao sistema de excitação da máquina síncrona (tipicamente, incluído nos enrolamentos do rotor), sendo responsável pela criação do campo magnético indutor. O modelo dinâmico simplificado do regulador de tensão implementado em ambiente MatLabr/Simulinkré apresentado na Figura 3.6, sendo baseado no modelo padrão DC1A 76 Modelo Dinâmico do Sistema IEEE [62]. Este modelo encontra-se disponível na biblioteca SimPowerSystemsTM do MatLabr/Simulinkr, dedicada à modelização de sistemas elétricos.    95(G V7& V7%      $ V7$   ( V7( #$%%& V.6 V76 '%%& ¥9G9T ( +$%!,%% !! (   V75 %%$ 7UDQVGXWRUGH7HQVmR  , 95%/95# Figura 3.6: Modelo dinâmico simplificado representativo do regulador de tensão IEEE tipo 1 [62] No modelo da Figura 3.6, identificam-se: - As variáveis: •Vdé a componente longitudinal da tensão aos terminais da máquina (p.u.) •Vqé a componente transversal da tensão aos terminais da máquina (p.u.) •Vt f é o sinal de saída do retificador (p.u.) •VPSS é o sinal produzido por um estabilizador (Power System Stabilizer - PSS) externo ao regulador de tensão (p.u.) •VSé um sinal de retroalimentação (feedback) fornecido pelo estabilizador do regulador para melhorar a estabilidade (p.u.) •VERR é sinal de erro do regulador de tensão (p.u.) •VRé p sinal de erro amplificado (p.u.) •Ef d é a força eletromotriz de saída da excitatriz (p.u.) - Os parâmetros: •TRé a constante de tempo do retificador/transdutor de tensão (s) •TCeTBsão as constantes de tempo do bloco de avanço-atraso (s) •KAeTAsão, respetivamente, o ganho e a constante de tempo (em s) do regulador de tensão •VRmin/VRmax são os limites mínimo e máximo do regulador, devido a saturação ou limites no fornecimento de potência (p.u.) •KEeTEsão o ganho e constante de tempo (em s) da excitatriz •KSeTSsão o ganho e a constante de tempo (em s) do estabilizador 3.2 Grupo Térmico 77 Ao conjunto da lógica de controlo de um regulador de tensão que visa o controlo da produção de potência reativa de uma máquina síncrona é atribuída a designação de sistema de controlo automático de tensão (na literatura anglo-saxónica, automatic voltage regulator - AVR). O objetivo do AVR é o de manter o módulo da tensão aos terminais da máquina próximo de um dado valor de referência [63]. Para além desta função de controlo, um regulador de tensão compreende ainda funções de estabilização e de proteção. As funções de estabilização são realizadas por um estabilizador de realimentação e/ou por um redutor de ganho em regime transitório, para melhoramento da estabilidade de pequeno sinal do regulador de tensão. As funções de proteção visam garantir que não são ultrapassados os limites de operação da máquina síncrona e do regulador de tensão, tais como os limites de sub e sobreexcitação. As componentes longitudinal e em quadratura (VdeVq) aos terminais da máquina síncrona são medidas, sendo posteriormente retificadas e filtradas. No primeiro bloco de soma da Figura 3.6, o sinal de tensão resultante (Vt f ) é subtraído a Vre f . O sinal de tensão resultante do estabilizador (VS) é subtraído e o sinal resultante do PSS (VPSS) é adicionado para produzir um sinal de erro de tensão VERR. Este sinal é amplificado no bloco designado por regulador de tensão de ganho KA e constante de tempo TA, resultando no sinal VR. Este sinal é utilizado no controlo da excitatriz, resultando no sinal de tensão de saída do regulador (Ef d), que é a f.e.m. estabelecida no circuito de excitação da máquina síncrona. O compensador de avanço-atraso modeliza o redutor de ganho em regime transitório. As constantes de tempo TBeTCsão geralmente muito pequenas, pelo que são geralmente desprezadas [62]. Assim, para o modelo implementado serão consideradas nulas. Os PSS são geralmente instalados nos reguladores de tensão para amortecer os modos de oscilações eletromecânicos do sistema elétrico, produzindo uma componente de binário elétrico amortecedor em fase com as variações de velocidade do rotor da máquina. Um PSS adiciona um sinal de controlo auxiliar ao regulador de tensão (VPSS), recorrendo tipicamente ao desvio de velocidade da máquina síncrona. Em alguns casos, é também utilizada a potência elétrica ou aceleradora, ou ainda o desvio de frequência [6]. A sua instalação é opcional e não será aqui utilizado, pelo que será considerado que VPSS = 0. O bloco estabilizador de ganho KSe constante de tempo TS, representa um sistema de realimentação de primeira ordem que aplica a operação matemática de derivação. O estabilizador é utilizado para melhorar o comportamento dinâmico do sistema de controlo do regulador de tensão. A sua presença visa minimizar o desvio de fase introduzido por atrasos temporais inerentes ao sistema de controlo do regulador [6]. 3.2.2.4 Modelo Implementado no MatLabr/Simulinkr O modelo dinâmico da máquina síncrona implementado no MatLabr/Simulinkrpode ser observado na Figura 3.7. O sistema apresentado compreende uma máquina síncrona de rotor cilíndrico (polos lisos), bem como os subsistemas referentes ao regulador de velocidade e máquina primária que compõem o grupo gerador, e ainda o regulador de tensão da máquina síncrona. Estes 78 Modelo Dinâmico do Sistema subsistemas são apresentados na sua arquitetura de alto-nível, em função dos modelos detalhados nas secções anteriores.      3PHF 0iTXLQD6LQFURQD         Ȧ    $%Ȧ&&'   Figura 3.7: Modelo simplificado representativo da máquina síncrona e respetivos reguladores de velocidade e de tensão 3.3 Sistema de Conversão de Energia Eólica 79 3.3 Sistema de Conversão de Energia Eólica Para o presente documento, assume-se que os aerogeradores do parque eólico são equipados com máquinas síncronas de velocidade variável com excitação separada, com sistema de transmissão direto. No que respeita à modelização do comportamento dinâmico de um aerogerador do Parque Eólico do Figueiral (PEFG), consideram-se no presente documento os seguintes subsistemas constituintes: modelo aerodinâmico da turbina eólica, controlo do ângulo de pitch, conversor eletrónico integral, i.e. que atua do lado do gerador e do lado da rede (conhecido por back-to-back converter ou simplesmente, full converter), e ainda um regulador de tensão CA. O arranjo completo deste sistema de controlo é apresentado na Figura 3.8. 0RGHOR $HURGLQkPLFR GD7XUELQD &RQWURORGR ÆQJXORGH3LWFK &RQYHUVRUGR /DGRGR*HUDGRU &RQYHUVRUGR /DGRGD5HGH $95 3:0 OLQN'& &$&& &&&$ 5HGH&$ 9'& 9Z LDEF ȦJ ȕ ȦURW YDEFYDEF 7PHF YJUHI 7HP Gerador Síncrono Figura 3.8: Sistema de conversão de energia eólica baseado num gerador síncrono de velocidade variável com excitação CA separada (baseado em [66] e[68]) O sistema de conversão eólico apresentado emprega um conversor fonte de tensão integral (voltage source converter, VSC), controlado por IGBTs para os dois andares de conversão (CA/CC e CC/CA). O caso de estudo a desenvolver no presente documento relaciona-se com a estabilidade de frequência num pequeno sistema elétrico isolado, considerando-se que o valor da tensão encontrar-se-á sempre na proximidade do respetivo valor nominal. Desta forma, o comportamento dinâmico do sistema de conversão eólico pode ser aproximado pela introdução de um simples injetor de potência, por base no facto de os geradores serem do tipo "full converter". Tal consideração é descrita na Secção 3.3.3. No conjunto dos autores cujo trabalho foi analisado para implementação do modelo dinâmico para o sistema de conversão de energia eólica apresentado, destacam-se R. Garcia-Hernandez et al. em [66] e H. Pereira et al. em[67], que propõem modelos para geradores síncronas de velocidade variável com excitação separada. Em [68] e[70], J. Licari e G. Michalke et al., respetivamente, propõem modelos dinâmicos e respetivos sistemas de controlo para aerogeradores equipados com geradores síncronos de ímanes permanentes que poderão também ser adaptados para o caso dos geradores síncronos com excitação separada. Esta adaptação é possibilitada pelo facto de o estator 86 Modelo Dinâmico do Sistema Um aspeto importante para que os conversores eletrónicos consigam controlar eficazmente o fator de potência com que funcionam, encontra-se associado com a necessidade de sincronização com a rede à qual se encontram ligados. Para tal, a fase da tensão aos seus terminais deve ser medida de forma rápida e precisa. Este aspeto é geralmente conseguido por implementação de uma estrutura designada por "Phase-Locked Loop" (PLL) [67]. Este tipo de estrutura não será implementada no trabalho a desenvolver no presente documento, no entanto, um modelo detalhado de um bloco PLL pode ser consultado no trabalho desenvolvido por H. Pereira et al. em [67]. No mesmo artigo podem ainda ser consultados com um elevado grau de detalhe os diagramas de blocos representativos da lógica das malhas de controlo de potência ativa Pge reativa Qg, bem como da tensão do link DC, VDC, e da corrente I(d,q), relativos ao conversor integral apresentado. 3.3.3 Modelo Implementado no MatLabr/Simulinkr O modelo utilizado no presente documento, encontra-se disponível na biblioteca SimPowerSystemsTM do MatLabr/Simulinkr, sob a forma de um bloco de parâmetros configuráveis com a designação de "Three-Phase Dynamic Load". Este bloco é apresentado na Figura 3.16 e opera em função de um determinado ponto de funcionamento com valores de PeQespecificados externamente. PQ m A B C Three-Phase Dynamic Load Figura 3.16: Bloco representativo do parque eólico utilizado no MatLabr/Simulinkr Tal como anteriormente referido, pretende-se com o desenvolvimento do presente documento a realização de um conjunto de simulações dinâmicas no âmbito do estudo da estabilidade de frequência de um pequeno sistema elétrico isolado. Nesse sentido, a análise efetuada incidirá sobre aspetos relacionados com o controlo de frequência-potência do sistema, considerando-se que a tensão se encontra em qualquer instante próxima do respetivo valor nominal. A este aspeto, acresce ainda o facto de não ser considerada qualquer variação da produção eólica durante o período de simulação de uma perturbação no sistema. Desta forma, o parque eólico será implementado como sendo representado por um simples injetor de potência, com valores de potência ativa Pe reativa Qespecificados. Mais concretamente, a potência ativa injetada pelo parque eólico dependerá do nível de integração renovável considerado para cada cenário de estudo simulado. O injetor de potência funcionará com fator de potência unitário, i.e. não existe injeção de potência reativa. 3.4 Inversores Eletrónicos 87 3.4 Inversores Eletrónicos No presente trabalho, para os inversores eletrónicos que realizam o interface de dispositivos de armazenamento com a rede foram implementados os modelos dinâmicos simplificados apresentados nas secções 3.4.1 e3.4.2, tendo sido considerados os seguintes pressupostos: •O comportamento dinâmico interno dos inversores eletrónicos compreende intervalos de tempo significativamente pequenos comparativamente com o comportamento dinâmico de um sistema elétrico no âmbito do controlo potência-ativa frequência. Desta forma, é possível desprezar ações de comutação de transístores e outros semicondutores controlados, bem como perdas de comutação, sendo os inversores modelizados apenas com base nas suas funções de controlo; •Assume-se que a tensão no link DC dos inversores não varia durante a simulação e que não existe limite para a quantidade de potência e tempo de resposta que um sistema de armazenamento de energia pode disponibilizar ao inversor; •O sistema elétrico é trifásico e equilibrado. A magnitude da tensão e intensidade da corrente não variam entre fases diferentes; •A tensão em todo o sistema mantém-se próxima do respetivo valor nominal durante todo o tempo de simulação, não sendo dado significativo destaque a aspetos relacionados com o controlo de potência reativa-tensão. 3.4.1 Inversor no Modo PQ Tal como anteriormente referido no Capítulo 2, um inversor operado no modo PQ (grid tie inverter) funciona como uma fonte de tensão controlada por corrente. Neste modo, o inversor acoplado a um dispositivo de armazenamento de energia injeta/absorve potência da rede de acordo com um determinado ponto de funcionamento especificado. No modo PQ o inversor funciona em paralelo com a rede, não sendo capaz de controlar nem tensão nem frequência. O seu funcionamento é viabilizado pela presença de máquinas síncronas que estabelecem a referência da tensão e da frequência. O modelo dinâmico do inversor implementado em ambiente MatLabr/Simulinkré apresentado na Figura 3.17. No modelo da Figura 3.17, identificam-se: - As variáveis: •frede é a frequência atual do centro de inércia do sistema (Hz) •fné a frequência nominal do sistema (Hz) •∆fé o desvio de frequência do centro de inércia do sistema em relação ao respetivo valor nominal (Hz) •Pinv eQinv são, respetivamente, a potência ativa (MW) e reativa injetadas (Mvar) pelo inversor na rede 88 Modelo Dinâmico do Sistema - Os parâmetros: • ±db representa os limites inferior e superior da banda-morta de frequência definida (Hz) •Ré o estatismo (Hz/MW) •Kvi é o ganho do bloco de inércia virtual (MW.s/Hz) •Pmin/Pmax são, respetivamente, os limites mínimo e máximo da potência injetada pelo inversor (MW)    .YL   IQ    !"# $% 4LQY # ' () *!+ -$ ǻI PLQY Figura 3.17: Modelo dinâmico representativo da lógica de controlo do inversor operado no modo PQ A frequência do centro do inércia do sistema frede é obtida por aplicação de: frede =1 2πHeq n ∑ i=1 Hiωi(3.27) onde: •Hieωisão a constante de inércia (MJ/MVA) e a velocidade de rotação (rad/s) da iésima máquina síncrona •Heq é a constante de inércia equivalente do sistema (MJ/MVA) •né o número total de máquinas síncronas em funcionamento no sistema O sistema de controlo aqui implementado permite ao inversor PQ participar no controlo primário, contribuindo para a regulação do balanço de potência ativa no sistema, principal aspeto de interesse no desenvolvimento do presente trabalho. Por este motivo não será considerado o aspeto do controlo do inversor relativamente à injeção/consumo de potência reativa, ou seja, para os casos estudados Qinv = 0. Naturalmente, caso tal aspeto fosse considerado, o controlo de tensão aos terminais do inversor poderia ser efetuado por implementação de uma característica proporcional de potência reativa/tensão. A potência ativa injetada pelo inversor é definida por recurso a uma característica proporcional de estatismo clássica, que relaciona potência ativa com o desvio de frequência medido (fre- 3.4 Inversores Eletrónicos 89 quency droop). Tal característica encontra-se representada na Figura 3.18, sendo ainda incluída uma banda-morta de frequência (±db). Esta banda-morta impede o funcionamento do inversor quando o desvio de frequência do sistema se encontra dentro dos respetivos limites, por forma a evitar a ativação do dispositivo de armazenamento de energia aquando de variações de frequência não significativas. Tal lógica de controlo visa a utilização eficiente da energia armazenada [3]. A potência injetada pelo inversor dependerá, assim, do desvio de frequência do centro de inércia do sistema. Quando o desvio de frequência assumir valores negativos, o inversor irá injetar potência na rede. Pelo contrário, quando o desvio de frequência for positivo, significará que a frequência é superior ao valor de referência e o inversor irá absorver potência. Os valores de potência mínimo e máximo do inversor são considerados iguais à potência nominal do mesmo, mas de sinal contrário (-PNePN) correspondendo a consumo ou injeção por parte do dispositivo de armazenamento. Tendo em conta as considerações efetuadas, a potência ativa injetada pelo inversor na rede quando o desvio de frequência se encontra fora da banda-morta é: Pinv(t) = −1 R∆f(t)−Kvi d f (t) dt (3.28) Note-se que na equação 3.28, ao termo proporcional à variação temporal do desvio da frequência é adicionado (ou subtraído) um outro termo, que resulta do produto entre a taxa de variação da frequência (ROCOF, em Hz/s) e uma constante que será aqui designada por constante/ganho de inércia virtual. Desta forma, o inversor é capaz de emular a resposta inercial de uma máquina síncrona convencional aquando de variações de frequência. Quando a derivada temporal da frequência é negativa, o bloco do sistema de controlo responsável pela emulação da resposta inercial injetará potência na rede até que o valor da frequência atinja um mínimo (para o qual a derivada é nula). Quando o valor da frequência volta a aumentar, a derivada será positiva e o inversor começará a absorver potência. Este processo continuará até que seja atingido o regime permanente. 90 Modelo Dinâmico do Sistema PP-f (MW) ÷f (Hz) PN declive = -1/R -PN Banda-Morta de Frequência Figura 3.18: Característica de estatismo potência ativa/frequência que caracteriza o sistema de controlo implementado para o inversor operado no modo PQ Sendo que o estudo a desenvolver se focará no controlo primário, os eventos analisados serão de índole transitória, compreendendo intervalos de tempo de alguns a algumas dezenas de segundos. Desta forma, a influência da capacidade do dispositivo de armazenamento (energia armazenada) controlado pelo inversor não será considerada. Assume-se que durante tais eventos a capacidade disponível, apesar de finita na realidade, nunca é esgotada. 3.4.2 Inversor no Modo VSI Um inversor operado no modo VSI (grid forming inverter) funciona como uma fonte de tensão, sendo capaz de responder a variações de potência no sistema com base na informação disponível aos seus terminais. O inversor VSI é capaz, tal como uma máquina síncrona convencional, de contribuir para variações de potência no sistema com base na sua caraterística de estatismo. Em estudos de estabilidade, os inversores são modelizados tendo em consideração as suas funções de controlo, pelo que fenómenos rápidos associados com a comutação de dispositivos semicondutores, harmónicos de corrente e perdas de potência são desprezados. Desta forma, o VSI é considerado como sendo uma fonte de tensão ideal, controlada em amplitude e em fase. 3.4.2.1 Modelo com regulação primária de frequência O modelo dinâmico do inversor VSI implementado em ambiente MatLabr/Simulinkrbaseiase no trabalho desenvolvido por C. Moreira em [53], sendo apresentado na Figura 3.19. O sistema de controlo apresentado contempla apenas o conjunto de ações associados com a regulação primária de frequência, sendo utilizado para as simulações dos cenários A e B definidos no Capítulo 5. No modelo da Figura 3.19, identificam-se: - As variáveis: •Vabc eIabc são, respetivamente, a tensão e a corrente (trifásicas) medidas aos terminais do VSI (V e A) 3.4 Inversores Eletrónicos 91 ș  Ȧ   &RPSXWDomR GH   Ȧ ! 7G3V %R  !  & &'' () ' ' ) Ȧ*Ȧ+ , , , ! 7G4V %R  &  *+ ,QWHJUDGRU sin(ߠ) sin൬ߠെ2ߨ 3൰ sin൬ߠ+2ߨ 3൰ Figura 3.19: Modelo dinâmico representativo da lógica de controlo do inversor operado no modo VSI com regulação primária de frequência (adaptado de [53]) •ωé a velocidade angular (rad/s) •Vé o módulo da tensão (V) •θé a fase da tensão (rad) •V∗ a,V∗ beV∗ cé o valor da tensão em módulo e fase, especificado para cada fase do sistema (V) - Os parâmetros: •TdP eTdQ quantificam um atraso (em s) introduzido para efeito do desacoplamento entre os valores de P e Q computados. •KPeKQrepresentam o declive das características proporcionais que relacionam potência ativa/velocidade angular e potência reativa/tensão (rad.s−1.MW−1e V/Mvar) •Kf f é o ganho de alimentação positiva (feed-forward, em rad.MW−1) •ωneVnsão, respetivamente, a velocidade angular e o módulo da tensão nominais do sistema (rad/s e V) •ωmin/ωmax eVmin/Vmax são os limites mínimo e máximo da velocidade angular e do módulo da tensão do VSI (rad/s e V) Aquando da ocorrência de perturbações no sistema, o inversor VSI controlará o módulo e a fase da tensão aos seus terminais com base em características de estatismo P-f e Q-V tais como aquelas apresentadas na Figura 2.26 do Capítulo 2. A frequência e a tensão aos seus terminais são determinadas por aplicação das equações 2.12 e2.13 apresentadas no mesmo capítulo. O sistema de controlo do VSI apresenta como saída 3 sinais de tensão (um por cada fase) que servem de referência para o esquema de comutação do inversor que é controlado, tipicamente, por recurso à técnica designada por modulação por largura de impulso (na literatura anglo-saxónica, pulse-width modulation - PWM). No âmbito da regulação primária de frequência, o comportamento do VSI é análogo aquele verificado em máquinas síncronas. Quando a carga aumenta, o inversor diminui o valor da frequência de referência. Quando se verifica um excesso de produção, o inversor aumenta o valor da frequência de referência. Um comportamento similar existe entre potência reativa e tensão ainda que, pelo facto de o controlo da tensão ser de natureza local, não se verifique uma 92 Modelo Dinâmico do Sistema partilha de potência reativa entre VSIs ou entre VSIs e máquinas síncronas tão precisa como sucede com a potência ativa. Os blocos de medição e desacoplamento entre P e Q implementados no VSI, empregam um filtro passa-baixo cuja largura de banda é significativamente inferior à largura de banda do esquema de comutação do inversor (PWM). Desta forma, o desempenho do sistema de controlo do VSI sofrerá forte influência da presença deste filtro. Este filtro passa-baixo possui frequência de corte ωc=T−1 dP . Assim, em resultado da lógica de controlo implementada, a frequência e a magnitude da tensão aos terminais do VSI serão (no domínio das frequências): ∆ω(s) = −KP TdPs+1∆P(s) = −1 TdP KPs+1 KP ∆P(s) = −1 Ms +D∆P(s)(3.29) ∆U(s) = −KQ TdQs+1∆Q(s)(3.30) Observando a equação 3.29 é possível constatar que a adição do filtro passa-baixo induz no sistema controlo de frequência do VSI um comportamento similar ao das máquinas síncronas convencionais [6], o qual apresenta uma resposta caracterizada por uma constante de inércia M=TdP/KP e uma componente de binário amortecedor D=1/Kp[64]. No estudo a realizar, pretender-se-á analisar a influência de TdP (que define MeD) ao nível da resposta inercial do VSI, comparativamente com aquela apresentada por máquinas síncronas. O sistema de controlo do VSI incorpora ainda uma malha de alimentação positiva (controlo feed-forward), caracterizada por um ganho Kf f . Para o presente documento este ganho será assumido como valendo 10−7. Este elemento cumpre o propósito de melhoria da estabilidade do VSI. 3.4.2.2 Modelo com regulação secundária de frequência Para um cenário em que um inversor do tipo VSI assegure a substituição de um grupo síncrono, terá igualmente de incorporar a funcionalidade de regulação secundária de frequência. O modelo dinâmico implementado em ambiente MatLabr/Simulinkrparte daquele apresentado na Figura 3.19, para o qual é adicionada uma malha de realimentação dotada de um controlador do tipo proporcional-integral (PI). Este modelo é apresentado na Figura 3.20. 3.4 Inversores Eletrónicos 93  7G3V 'HVDFRSODPHQWR GH34   ,QWHJUDGRU 3PHGLGD ș  3, Ȧ .3 ȦPLQȦPi[ Ȧ ȦHUU Ȧ ȦPI Figura 3.20: Modelo dinâmico representativo da lógica de controlo do inversor operado no modo VSI com regulação secundária de frequência No modelo da Figura 3.20 para além dos parâmetros/variáveis anteriormente definidos para o sistema de controlo do VSI, identificam-se: - As variáveis: •ω0 0é a velocidade angular cujo valor desloca verticalmente para baixo a característica P-f do inversor, ação que é equivalente a colocar o inversor a carregar um dispositivo de armazenamento de energia (rad/s) •ω0é a velocidade angular nominal do inversor, valendo 2π50 (rad/s) •ωerr é o erro da velocidade angular obtido pela diferença entre ω0eω(rad/s) •ωPI é o sinal de realimentação fornecido pelo controlador PI (rad/s) A função de transferência do controlador PI é definida por: Gc(s) = K+KI s(3.31) onde: •KeKI são, respetivamente, o ganho proporcional e o ganho integral do controlo PI Neste modelo, o erro de velocidade angular ωerr é amplificado pelo ganho proporcional Ke integrado em relação ao tempo. Desta ação resulta a acumulação sucessiva do erro medido, valor que é multiplicado pelo ganho integral, KI. A atuação do controlo integral acelera a convergência do sinal de controlo de velocidade angular do VSI em direção ao ponto de funcionamento pretendido, ω0. O erro de velocidade angular vai sendo sucessivamente reduzido até ser eliminado, sendo nulo em regime permanente. Desta forma, a atuação do controlador PI visa o deslocamento da ordenada na origem da reta ω=ω0−KP×P(característica f-P do inversor), de um ponto ω0 0 para o ponto pretendido ω0, tal como apresentado na Figura 3.21. 94 Modelo Dinâmico do Sistema  (rad/s) P (MW) 0' 0 +PN -PN Atuação do controlador PI Figura 3.21: Ação de controlo secundário desenvolvida pelo controlador PI do inversor VSI 3.5 Conclusões No Capítulo 3foram apresentados os modelos dinâmicos dos diversos elementos que constituem a plataforma de simulação dinâmica desenvolvida. Os modelos descritos foram implementados por recurso a um conjunto de blocos pré-programados disponibilizados pela biblioteca SimPowerSystemsTM do MatLabr/Simulinkr. No conjunto dos modelos descritos, destacam-se aqueles que modelizam o sistema de controlo dos inversores eletrónicos que realizam o interface de sistemas de armazenamento de energia com a rede elétrica isolada. Para estes inversores foram descritas duas estratégias de operação: (1) como fonte de tensão controlada por corrente (modo PQ ou grid tie) e (2) como fonte de tensão (modo VSI ou grid forming). Ambas as estratégias de controlo visam a participação de sistemas de armazenamento na regulação primária de frequência da rede isolada. Para o inversor VSI foi também incluída uma malha de realimentação que o dota da capacidade de participação na regulação secundária de frequência, pois, tal como é apresentado no Capítulo 5, será considerado um cenário de simulação para o qual o VSI será o único elemento do sistema capaz de regular a frequência e a tensão. Capítulo 4 Caracterização do Sistema Elétrico da Ilha de Santa Maria 4.1 Introdução No presente capítulo é efetuada uma breve caracterização do sistema elétrico da ilha de Santa Maria ao nível da produção e distribuição, com referência às suas principais infraestruturas e respetivas características. A secção 4.2 compreende um conjunto de observações iniciais relativas à ilha de Santa Maria e respetivo sistema elétrico. De seguida, na secção 4.3 é apresentado o sistema eletroprodutor da ilha. Na secção 4.4 referem-se as principais características associadas com as subestações e a rede de distribuição existentes neste sistema insular. O capítulo é encerrado pela secção 4.5 com referência aos diagramas de carga de produção característicos da ilha, os quais servirão de base à construção do caso de estudo que será posteriormente analisado na presente dissertação. 4.2 Ilha de Santa Maria A ilha de Santa Maria pertence à Região Autónoma dos Açores (RAA), um arquipélago transcontinental, território autónomo da República Portuguesa, situado na região norte do oceano Atlântico. Este arquipélago é constituído por 9 ilhas (Figura 4.1), dispersas ao longo de uma faixa com cerca de 600 km de extensão, medidos entre a ilha de Santa Maria (no extremo oriente) e a ilha do Corvo (no extremo ocidente). De acordo com dados de 2011, residem 246.772 pessoas neste território insular de 2.325 km2, localizado a uma distância de 1.600 km do continente europeu e 3.400 km do continente norte-americano [18]. Santa Maria, juntamente com a ilha de São Miguel, pertence ao Grupo Oriental e estende-se por 16,6 km de comprimento e 9,1 km de largura máxima, ocupado uma superfície de 97 km2, onde habitam 5.547 pessoas [19]. 95 102 Avaliação da Utilização de Sistemas de Armazenamento de Energia para Melhoria das Condições de Estabilidade do Sistema Elétrico da Ilha de Santa Maria Seguidamente, na secção 5.3, apresentam-se os resultados obtidos para cada cenário, por variação dos parâmetros dos inversores eletrónicos que realizam o interface do armazenamento à rede. É realizada uma análise detalhada dos mesmos, visando compreender a influência das diferentes estratégias de controlo dos inversores e dos seus parâmetros, no âmbito da regulação primária de frequência, por forma a compreender os benefícios que estes poderão introduzir na melhoria da estabilidade dinâmica de redes elétricas isoladas. 5.2 Sistema Elétrico de Teste Com o objetivo de analisar os potenciais benefícios que a instalação de sistemas de armazenamento de energia podem fornecer em redes elétricas isoladas com elevada penetração de produção renovável é definido um cenário de base para o sistema elétrico em análise, partindo dos diagramas de carga de produção para a ilha de Santa Maria anteriormente apresentados na Figura 4.5 do Capítulo 4. Assim, será considerado o diagrama (A) da Figura 4.5, para o que se verificou uma significativa participação eólica no "mix" de produção durante o período de vazio num dia típico de primavera relativo ao ano de 2013 para a ilha de Santa Maria. Inspecionando a figura é possível observar que a produção eólica entre as 2h00 e as 7h00 rondou os 500 kW (≈25 %), sendo que a produção total rondou os 2.000 kW. Desta forma, a produção térmica total valeu ≈1.500 kW. A escolha deste cenário visa a replicação do conjunto de considerações anteriormente efetuadas na secção 2.2.2 do Capítulo 2, relativas aos principais desafios operacionais que podem ser identificados em sistemas elétricos isolados com forte penetração renovável. Considera-se que a produção térmica de 1.500 kW é assegurada por três grupos térmicos, caracterizados de acordo com os dados da Tabela 4.2. O objetivo é selecionar um pequeno número de grupos dotados de uma determinada potência nominal por forma a que, em condições similares ao período de vazio considerado, estes se encontrem num ponto de funcionamento afastado do máximo, cumprindo simultaneamente os mínimos técnicos. O pequeno número de grupos visa replicar um cenário produção/consumo caracterizado por uma baixa constante de inércia no sistema, mas com reserva girante suficiente para acomodar a perda de um dos grupos térmicos ou até mesmo do próprio parque eólico. Nas simulações conduzidas não são consideradas variações na produção renovável: ou o parque eólico mantém a sua produção ao longo da simulação após perda de um grupo térmico ou a sua saída de serviço constitui a própria perturbação. Tendo em conta tais aspetos, o cenário de base construído possui três grupos térmicos em funcionamento: G1 e G2 com potência nominal de 1.200 kW cada um, e G3 com potência nominal de 450 kW. A carga será fixa para todos os cenários de simulação, totalizando 2.000 kW, com fator de potência cos(Φ)= 0,9 (ind.) ou, equivalentemente, tg(Φ)= 0,4510. Tal como pode ser observado na Figura 4.4, a rede de distribuição da ilha de Santa Maria apresenta uma topologia predominantemente radial, sendo possível considerar toda a carga considerada como concentrada à saída da subestação afeta à central termoelétrica (SEAR). No presente trabalho efetuam-se um conjunto de simulações segregadas em três cenários operacionais distintos: A, B e C. O cenário operacional acima estruturado constitui o cenário de base, 5.2 Sistema Elétrico de Teste 103 sendo designado por Cenário A. Para este primeiro cenário será simulada a perda do grupo G2. O Cenário B é construído partindo do A, contando apenas com os grupos G1 e G2 e a produção eólica é aumentada para 1.000 kW. Para o Cenário B é simulada a perda intempestiva do parque eólico. O terceiro e último cenário, o Cenário C, possui apenas o grupo G1 em serviço e conta com uma produção eólica de 2.000 kW, que é suficiente para satisfazer a carga do sistema na integra. Para todos os cenários, a potência nominal dos inversores valerá ±1.000 kW ("+" para produção, - " para consumo), valor que é definido por ser próximo da capacidade de produção perdida para cada cenário. Para os cenários A e B, pretende-se efetuar uma análise comparativa dos benefícios introduzidos pelos inversores operados no modo PQ e modo VSI no âmbito da regulação primária de frequência no sistema elétrico de teste. No cenário C apenas se analisará o comportamento dinâmico do inversor operado no modo VSI. No Cenário C, o VSI encontrar-se-á inicialmente a efetuar o carregamento de um sistema de armazenamento de energia, sendo que, após perda do grupo térmico G1, o VSI será o único equipamento capaz de regular a frequência e a tensão do sistema. Por forma a melhor caracterizar os cenários de simulação referidos, apresentam-se nos próximos pontos os esquemas unifilares e as respetivas condições pré e pós-perturbação para cada um dos cenários definidos. 104 Avaliação da Utilização de Sistemas de Armazenamento de Energia para Melhoria das Condições de Estabilidade do Sistema Elétrico da Ilha de Santa Maria 5.2.1 Cenário A O primeiro cenário de teste considerado, o Cenário A, corresponde aquele em que o sistema elétrico possui maior capacidade térmica disponível e menor penetração de produção eólica. Encontram-se em serviços os grupos térmicos diesel G1, G2 e G3, com potência nominal de 1.200 kW, 1.200 kW e 450 kW, respetivamente. A produção do parque eólico é considerada como sendo o aglomerado dos aerogeradores AG1 a AG5, sendo a produção total representada por PGE . A Figura 5.1 abaixo, apresenta o esquema unifilar para a configuração do sistema teste no Cenário A. Caracterização das Redes de Transporte e Distribuição da Região Autónoma dos Açores – Situação em31 de Dezembrode 2014 273 6 kV &DUJD 6 &  3 & M4 & * * 10 kV * 0,4 kV 10 kV 0,4 kV $*$* /LQKD$pUHDNP = / 5 / M; / 3DUTXH(yOLFR GR)LJXHLUDO &HQWUDO7HUPRHOpWULFD GR$HURSRUWR %2%3 %4%5 'LVSRVWLYRGH $UPD]HQDPHQWR ,QYHUVRU 34RX96, 7& 7& 7& 7( %1 Figura 5.1: Esquema unifilar representativo do cenário A do sistema elétrico de teste Para a simulação do cenário A, define-se o seguinte: •Carga do sistema: P C= 2.000 kW e QC= 968,6 kvar; •Produção em regime permanente pré-perturbação dos grupos térmicos diesel:PG1= 617,3 kW, PG2= 678,0 kW e PG3= 260,0 kW. Reserva girante total: 2.850 - 1.555,3 = 1.294,7 kW; •Produção do parque eólico: PGE = 500 kW; •Potência nominal do inversor do sistema de armazenamento: ±1.000 kW; •Perturbação em t=80 s: Perda do grupo térmico G2 (com potência nominal de 1.200 kW); 5.2 Sistema Elétrico de Teste 105 5.2.2 Cenário B Para o Cenário B, considera-se um aumento na penetração da produção eólica (PGE = 1.000 kW), encontram-se em serviço apenas dois grupos térmicos: G1 e G2. O esquema unifilar para este cenário pode ser observado na Figura 5.2. Caracterização das Redes de Transporte e Distribuição da Região Autónoma dos Açores – Situação em 31 de Dezembro de 2014 273 6 kV &DUJD 6 &  3 & M4 & * 10 kV * 10 kV 0,4 kV $*$* /LQKD$pUHDNP = / 5 / M; / 3DUTXH(yOLFR GR)LJXHLUDO &HQWUDO7HUPRHOpWULFD GR$HURSRUWR % % % % 'LVSRVWLYRGH $UPD]HQDPHQWR ,QYHUVRU 34RX96, 7& 7& 7( Figura 5.2: Esquema unifilar representativo do cenário B do sistema elétrico de teste Para a simulação do cenário B, estabelece-se o seguinte: •Carga do sistema: P C= 2.000 kW e QC= 968,6 kvar; •Produção em regime permanente pré-perturbação dos grupos térmicos diesel:PG1= 524,1 e PG2= 529,6 kW. Reserva girante total: 2.400 - 1.053,7 = 1.346,3 kW; •Produção do parque eólico: PGE = 1.000 kW; •Potência nominal do inversor do sistema de armazenamento: ±1.000 kW; •Perturbação em t=80 s: Perda do parque eólico; 106 Avaliação da Utilização de Sistemas de Armazenamento de Energia para Melhoria das Condições de Estabilidade do Sistema Elétrico da Ilha de Santa Maria 5.2.3 Cenário C O terceiro cenário de simulação considerado, Cenário C, foca-se na avaliação da capacidade do inversor operado como fonte de tensão, conseguir regular a tensão e a frequência do sistema elétrico após a ocorrência de uma perturbação que retira o único grupo térmico (G1) de serviço. O inversor VSI encontra-se inicialmente a consumir 1.000 kW, facto que equivale ao carregamento de um dispositivo de armazenamento de energia. Na Figura 5.3 é apresentado o esquema unifilar do sistema de teste para tal cenário. Caracterização das Redes de Transporte e Distribuição da Região Autónoma dos Açores – Situação em31 de Dezembrode 2014 273 6 kV &DUJD 6 &  3 & M4 & 10 kV * 10 kV 0,4 kV $*$* /LQKD$pUHDNP = / 5 / M; / 3DUTXH(yOLFR GR)LJXHLUDO &HQWUDO7HUPRHOpWULFD GR$HURSRUWR % % % % 'LVSRVWLYRGH $UPD]HQDPHQWR ,QYHUVRU 96, 7& 7( Figura 5.3: Esquema unifilar representativo do cenário C do sistema elétrico de teste Para a simulação do cenário C, efetuam-se as seguintes considerações: •Carga do sistema: P C= 2.000 kW e QC= 968,6 kvar; •Produção em regime permanente pré-perturbação do grupo térmico diesel:PG1= 1.073,0 kW. Sem reserva girante após perturbação. Apenas inversor VSI com potência nominal de 1.000 kW; •Produção do parque eólico: PGE = 2.000 kW; •Potência nominal do inversor do sistema de armazenamento: ±1.000 kW (estando a consumir 1.000 kW em regime permanente pré-perturbação); •Perturbação em t=80 s: Perda do grupo térmico G1 (com potência nominal de 1.200 kW): 5.2 Sistema Elétrico de Teste 107 5.2.4 Tabela resumo dos cenários de teste Por forma a facilitar a apreciação dos principais aspetos definidos para cada cenário de teste, resumem-se os mesmos na Tabela 5.1 abaixo apresentada. Tabela 5.1: Tabela resumo para os cenários de teste Cenários Teste Cenário A Cenário B Cenário C Reg. perm. pré-perturbação PC (kW) 2.000,0 2.000,0 2.000,0 QC (kvar) 968,6 968,6 968,6 PG1 (kW) 617,3 524,1 1.073,0 PG2 (kW) 678,0 529,6 - PG3 (kW) 260,0 - - PGE (kW) 500,0 1.000,0 2.000,0 PPQ (kW) 0 0 - PVSI (kW) 0 0 -1.000,0 Perturbação Saída de G2 Saída do PE Saída de G1 Condições pós-perturbação Reserva girante (kW) 772,7 1.346,3 ±1.000,0 (±P N_VSI ) Constante de inércia total (s) 1,225 1,45 0 Critério de segurança definido O sistema é considerado seguro, caso o desvio de frequência (Δf) em regime transitório pós-perturbação não ultrapasse ±1,5 Hz. 108 Avaliação da Utilização de Sistemas de Armazenamento de Energia para Melhoria das Condições de Estabilidade do Sistema Elétrico da Ilha de Santa Maria 5.2.5 Metodologia de Simulação e de Análise de Resultados Tal como inicialmente definido na secção 1.2 do Capítulo 1, pretende-se, através da realização de um conjunto de simulações referentes aos cenários operacionais anteriormente definidos, a avaliação dos benefícios resultantes da introdução de sistemas de armazenamento de energia para melhoria das condições de estabilidade em redes elétricas isoladas. No âmbito da estabilidade em redes isoladas, atribui-se destaque à estabilidade de frequência e ao conjunto de ações de controlo que visam garantir tal estabilidade após a ocorrência de perturbações que provoquem desequilíbrios de potência, i.e. o conjunto de ações de controlo associadas ao conceito de regulação ou controlo primário de frequência. As simulações são conduzidas utilizando a ferramenta computacional MatLabr/Simulinkr, compreendendo uma duração total de 200 s, sendo simulada uma dada perturbação em t=80 s. O objetivo de tal duração é que seja possível caracterizar as grandezas do sistema num regime permanente pré-perturbação e observar e analisar a influência da perturbação nas grandezas do sistema, bem como a resposta dos inversores eletrónicos a tais perturbações. Até t=200 s, o sistema deverá atingir o regime permanente pós-perturbação, para o qual as grandezas do sistema, especificamente a frequência5, deverão permanecer estáveis. Como critério de segurança para avaliação das condições de estabilidade da rede elétrica, o sistema em simulação será considerado seguro caso o desvio de frequência em regime transitório pós-perturbação não ultrapasse ±1,5 Hz. O foco de interesse do presente trabalho assenta no estudo do comportamento dinâmico dos inversores que realizam o interface de dispositivos de armazenamento a rede elétrica pelo que, aspetos relacionados com o seu dimensionamento, tais como limites de capacidade de energia ou de potência não serão rigorosamente considerados. Para tal serão analisadas duas estratégias de controlo destes inversores: (1) modo PQ ou "grid tie" e (2) modo VSI ou "grid forming". O inversor operado no modo PQ é modelizado como um simples injetor de potência, cuja injeção/absorção de potência ativa é definida a cada instante por uma característica proporcional P- f clássica, regida por um parâmetro constante R, o estatismo. É ainda considerada a presença de um bloco responsável pela adição de uma resposta inercial virtual ao comportamento deste inversor face a variações na frequência do sistema, cuja amplitude é proporcional à taxa de variação da frequência (ROCOF). Esta resposta é definida pelo valor de um parâmetro que é designado por ganho de inércia virtual Kvi. Os parâmetros que definem o comportamento do inversor PQ serão variados para tornar percetível a sua influência no comportamento dinâmico do sistema. Assim, estes parâmetros são variados de acordo com a lógica apresentada na Tabela 5.2. Para o estatismo, R, o valor de base vale 1 Hz/MW, sendo alterado para metade e para o dobro. O valor de base para o ganho de inércia virtual Kvi vale 0,063 MW.s/Hz e 0,076 MW.s/Hz para os cenários A e B, respetivamente. Os valores de Kvi são estimados por observação da resposta inercial de um grupo térmico, sendo obtidos pelo quociente entre a energia cinética tomada da massa girante do grupo e o desvio de frequência medido para o mesmo intervalo de tempo. Este aspeto será explicado mais 5Na análise efetuada no presente capítulo, quando é utilizado o termo "frequência do sistema" ou "frequência medida" ou "desvio de frequência", o valor referido é o da frequência medida para o centro de inércia do sistema. 5.2 Sistema Elétrico de Teste 109 à frente com maior grau de detalhe. Para cada cenário, Kvi será variado para o dobro e para seis vezes o seu valor de base. Tabela 5.2: Valores utilizados na variação dos parâmetros ReKvi relativos ao inversor PQ Inversor PQ R (Hz/MW)* Kvi (MW.s/Hz)** Banda-morta (Hz) Cenário A 0,5/1/2 0 / 0,063 / 0,126 / 0,378 ±0,1 Cenário B 0 / 0,076 / 0,152 / 0,456 *Considerando Kvi = 0 MW.s/Hz para todos os casos **Considerando R = 1 Hz/MW para todos os casos O inversor operado no modo VSI é modelizado como uma fonte de tensão ideal, estabelecendo uma onda de tensão aos seus terminais com amplitude e frequência definidas por um sistema de controlo baseado em características proporcionais f-P6e V-Q7. Tais características regem-se pelo valor dos parâmetros KPeKQ(frequency droop evoltage droop), que correspondem ao declive das retas que relacionam f-P e V-Q. Como apenas o controlo potência ativa-frequência será de interesse, KQserá igual para todas as simulações. O sistema de controlo do inversor VSI possui ainda um filtro passa-baixo que garante o desacoplamento entre P e Q, que é caraterizado por uma constante de tempo TdP/dQ. Tal como referido no Capítulo 3, a presença deste filtro modeliza no VSI uma resposta a perturbações similar aquela apresentada por máquinas síncronas convencionais, caracterizada por uma constante de inércia M= (TdP/dQ/KP)e por um coeficiente de amortecimento D= (1/KP). A influência conjunta dos parâmetros KPeTdP/dQ será ainda analisada nesta ótica. Para as simulações conduzidas, os parâmetros do inversor VSI serão alterados tal como apresentado pela Tabela 5.3. Considera-se que o valor de base para o estatismo, KP, vale 2π, ou seja, ≈6,28 rad.s−1.MW−1. Este valor é equivalente a 1 Hz/MW quando a frequência vem expressa em Hz. A ideia aqui patente é que quando o desvio de frequência vale -1 Hz, o VSI funcione à potência nominal. Este valor é depois alterado para metade e para o seu dobro. O valor de base para a constante de tempo TdP/dQ vale 0,5 s, sendo depois variado para o seu dobro e quádruplo. Tabela 5.3: Valores utilizados na variação dos parâmetros KPeTdP/dQ relativos ao inversor VSI Inversor VSI KP(rad.s−1.MW−1)* TdP/dQ (s)** Cenário A 3,14 / 6,28 / 12,57 0,5 / 1 / 2 Cenário B Cenário C *Considerando TdP/dQ = 0,5 s para todos os casos **Considerando KP= 6,28 rad.s−1.MW−1para todos os casos 6Usualmente, estas características são referidas por "P-f", no entanto, como para o presente trabalho a frequência é definida em função da potência ativa, serão designadas por características "f-P". 7Mesma lógica que as características f-P, pois a tensão é definida em função da potência reativa. 110 Avaliação da Utilização de Sistemas de Armazenamento de Energia para Melhoria das Condições de Estabilidade do Sistema Elétrico da Ilha de Santa Maria A análise dos resultados será efetuada numa lógica comparativa, visando a compreensão da influência dos parâmetros acima referidos no comportamento dinâmico do sistema, bem como das capacidades de controlo do inversor eletrónico quando operado no modo PQ e no modo VSI. 5.3 Análise dos Resultados 5.3.1 Cenário A Para o Cenário de simulação A admite-se que para t=80 sé retirado de serviço o grupo térmico G2, que se encontrava a produzir 617,3 kW em regime permanente pré-perturbação. Ficam em serviço G1 e G3, sendo que produção do parque eólico é de 500 kW. A constante de inércia equivalente Heq,Ado sistema vale 1,95 s e 1,225 s, antes e após ocorrência da perturbação, respetivamente. Após perturbação, a reserva girante disponível no sistema é de 772,7 kW, sendo suficiente para cobrir a perda de G2. Os inversores PQ e VSI participam na regulação primária de frequência, possuindo potência nominal de ±1.000 kW. A Figura 5.4 apresenta a variação temporal da frequência do sistema após ocorrência da perturbação sem considerar a presença dos dispositivos de armazenamento. O valor instantâneo mínimo da frequência vale 48,72 Hz, não violando o critério de segurança definido, pois ∆fmin =−1,28 Hz < −1,5 Hz. Para a presente secção, ∆fmin refere-se sempre ao desvio de frequência mínimo obtido pela diferença (fmin −50) Hz, onde fmin é o valor mínimo instantâneo da frequência. Tempo (s) 80 85 90 95 100 105 110 115 120 125 130 Frequência (Hz) 48.6 48.8 49 49.2 49.4 49.6 49.8 50 Frequência (Hz) fmin = 48,72 Hz Figura 5.4: [Cenário A] Variação temporal da frequência do sistema, sem inversor Na Figura 5.4 é possível observar o conjunto típico de ações de controlo potência ativafrequência efetuado pelos grupos térmicos em serviço. Inicialmente, em resposta ao desequilíbrio entre produção e consumo provocado pela saída do grupo G2, é tomada a energia cinética armazenada nas massas rotativas dos grupos em serviço. A energia armazenada ditará a taxa de variação 5.3 Análise dos Resultados 111 da frequência (ROCOF) nos primeiros instantes após a perturbação. A constante de inércia H de um grupo síncrono encontra-se associada com a energia cinética armazenada nas suas massas girantes pelo que, quanto maior H, menor será a ROCOF. Após resposta inercial dos grupos síncronos, um novo equilíbrio entre produção e consumo no sistema elétrico será atingido, por atuação da malha de controlo proporcional dos reguladores de velocidade dos grupos, que se rege por um parâmetro constante R, o estatismo. Assim, a potência mecânica fornecida pela máquina primária será alterada até que seja igual à potência elétrica. Este novo ponto de funcionamento reestabelece o equilíbrio entre produção e consumo, mas a frequência do sistema estabiliza num novo valor, inferior ao nominal. Os reguladores de velocidade dos grupos térmicos em serviço encontram-se dotados de uma malha de controlo integral, pelo que a potência mecânica fornecida pela máquina primária será variada até que a velocidade de rotação dos grupos, e logo, a frequência do sistema, regressem ao respetivo valor nominal. O erro de frequência após atuação do controlo primário é, assim, eliminado, e o sistema estabiliza num novo regime permanente pós-perturbação. Na Figura 5.4 é possível verificar que para t=130 s a frequência do sistema estabiliza, valendo ≈50 Hz. Tal como anteriormente referido, considera-se que a magnitude da tensão do sistema se mantém próxima do respetivo valor nominal durante toda a simulação. A Figura 5.5 permite validar tal consideração, sendo possível observar que, a menos de uma variação transitória no seu valor após ocorrência da perturbação, o valor da tensão mantém-se sempre próximo de 1,0 p.u.VRMS. Tempo (s) 70 80 90 100 110 120 130 Tensão (p.u.Vrms) 0.6 0.65 0.7 0.75 0.8 0.85 0.9 0.95 1 1.05 Figura 5.5: [Cenário A] Variação temporal da tensão no barramento da subestação da CTAR, sem inversor 118 Avaliação da Utilização de Sistemas de Armazenamento de Energia para Melhoria das Condições de Estabilidade do Sistema Elétrico da Ilha de Santa Maria o valor instantâneo da frequência, a taxa de variação da frequência constitui uma grandeza importante ao nível da segurança de operação em sistemas elétricos de energia. Alguns sistemas de proteção instalados em sistemas elétricos para além de sensíveis ao valor instantâneo da frequência, são igualmente sensíveis à ROCOF. Assim, a redução da última é importante, pois evita a atuação desnecessária dos sistemas de proteção, melhorando a fiabilidade e a qualidade de serviço do sistema. A Figura 5.13 apresenta a variação temporal da potência ativa injetada pelo inversor para diversos valores de Kvi. Tal como anteriormente referido, é possível verificar que quanto maior o valor de Kvi, maior será a potência injetada nos primeiros instantes que sucedem à ocorrência da perturbação. O valor da potência injetada é, no entanto, limitado pela potência nominal do inversor (1 MW no caso analisado). Sendo que as simulações foram conduzidas com valor de estatismo igual (R= 1 Hz/MW) é possível verificar que todas as curvas tendem para o mesmo comportamento com o decorrer do tempo. Quando Kvi vale 0,378 MW.s/Hz, o sistema de controlo do inversor tornase bastante sensível à ROCOF, apresentando uma variação de potência de amplitude aumentada relativamente aos restantes valores. Convém ainda referir que as pequenas oscilações observáveis na Figura 5.13, não são características do sistema de controlo do inversor, estando associados com erros do método numérico de resolução utilizado em ambiente MatLabr/Simulinkr. Convém referir que este aspeto será verificado para várias das figuras analisadas, sendo considerado um erro de resolução numérico, a menos de observação em contrário. Tempo (s) 80 85 90 95 100 105 110 Potência ativa (MW) 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Kvi = 0 MW.s/Hz Kvi = 0,063 MW.s/Hz Kvi = 0,126 MW.s/Hz Kvi = 0,378 MW.s/Hz 80 80.2 80.4 80.6 80.8 81 81.2 81.4 81.6 81.8 82 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 Figura 5.13: [Cenário A] Potência ativa injetada pelo inversor PQ considerando (e não) a presença do bloco de inércia virtual (R= 1 Hz/MW) 5.3 Análise dos Resultados 119 Tempo (s) 80 85 90 95 100 105 110 115 120 Potência ativa (MW) 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 80 80.2 80.4 80.6 80.8 81 81.2 81.4 81.6 81.8 82 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 PG1 com inversor PQ desligado Pinv sem emulação de resposta inercial Pinv com emulação de resposta inercial Figura 5.14: [Cenário A] Evolução temporal da potência ativa do grupo térmico G1 e do inversor operado no modo PQ com e sem emulação de resposta inercial (com Kvi = 0,0378 MW.s/Hz) Na Figura 5.14 é efetuada uma comparação qualitativa ao nível da potência ativa produzida pelo grupo G1 e pelo inversor PQ considerando e não que existe emulação de resposta inercial. O valor do ganho de inércia virtual, Kvi, foi definido para 0,378 MW.s/Hz, por forma a melhor visualizar a diferença introduzida. Na figura é patente a emulação de uma resposta inercial pelo inversor PQ. Quando não existe emulação de inércia, a potência ativa injetada pelo inversor varia em proporção com o desvio de frequência, não reagindo à taxa de variação da frequência. Já quando existe emulação de inércia, a variação temporal da potência ativa injetada apresenta-se similar aquela do grupo térmico G1, se bem que menos prolongada no tempo. Imediatamente após ocorrência da perturbação, a potência injetada pelo inversor aumenta subitamente, em proporcionalidade com a ROCOF do sistema, que é elevada para estes instantes. Depois, a potência do inversor PQ decresce até atingir um mínimo, começando depois a crescer novamente. Verifica-se, assim, que através da adição do bloco de inércia virtual, o inversor PQ é capaz de emular uma resposta inercial aproximada aquela fornecida pelos grupos síncronos convencionais. 120 Avaliação da Utilização de Sistemas de Armazenamento de Energia para Melhoria das Condições de Estabilidade do Sistema Elétrico da Ilha de Santa Maria 5.3.1.2 Inversor VSI Analisam-se de seguida os resultados obtidos para a simulação do Cenário A do sistema de teste, considerando que o inversor é operado como fonte de tensão (modo VSI) e que se encontra dotado apenas da capacidade de regulação primária de frequência. Quando no modo VSI, o inversor é dotado da capacidade de controlar a tensão aos seus terminais em magnitude e em fase. Assim, para além do controlo de potência ativa-frequência, o inversor reage ainda a variações de potência reativa no sistema. Sendo que no presente trabalho apenas se pretende analisar o sistema de controlo do VSI no âmbito da regulação primária de frequência, a potência reativa injetada/absorvida pelo inversor deverá ser zero ou de valor muito pequeno em condições de regime estacionário. Tempo (s) 80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 100 Potência reativa (Mvar) -0.1 -0.05 0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 Figura 5.15: [Cenário A] Variação temporal da potência reativa injetada pelo inversor VSI na rede Na Figura 5.15 é possível observar o andamento temporal da potência reativa injetada pelo VSI no sistema elétrico. Verifica-se que em regime permanente pré-perturbação não existe injeção de potência reativa, pois a caraterística proporcional V-Q do VSI encontra-se ajustada por forma a que, quando o valor da tensão é igual ao nominal do sistema (V0≈1,0 p.u.VRMS), não existe injeção/consumo de potência reativa. Após perda de G2 em t=80 s, o VSI passará a injetar ≈40 kvar, valor que é significativamente pequeno comparativamente com a produção total dos grupos síncronos (G1+G3≈1.050 kvar). A Figura 5.16 apresenta a variação temporal da frequência do sistema obtida para diversas simulações por alteração do valor do declive KPda característica f-P do inversor. A Tabela 5.6 indica os resultados de interesse. 5.3 Análise dos Resultados 121 Tempo (s) 80 100 120 140 160 180 200 Frequência (Hz) 48.6 48.8 49 49.2 49.4 49.6 49.8 50 Kp = 6,28 rad.s-1.MW-1 Kp = 12,57 rad.s-1.MW-1 Kp = 3,14 rad.s-1.MW-1 Com inversor VSI desligado 80 80.5 81 81.5 82 82.5 83 83.5 84 84.5 85 48.6 48.8 49 49.2 49.4 49.6 49.8 50 Figura 5.16: [Cenário A] Variação temporal da frequência do sistema com e sem inversor VSI, para vários valores de KP(com TdP/dQ = 0,5 s) Tabela 5.6: [Cenário A] Resultados obtidos por variação de KP(com TdP/dQ = 0,5 s) KP(rad.s−1.MW−1)fmin (Hz) ∆fmin (Hz) ∆t= [t(fmin) - 80] (s) P VSI,max (MW) t(P VSI,max)(s) 3,14 49,7657 -0,2343 1,2397 0,5976 80,1506 6,28 49,6303 -0,3697 1,1841 0,5629 80,1310 12,57 49,4525 -0,5475 0,7721 0,5051 80,1109 Observando a Figura 5.16 é possível verificar que o valor mínimo atingido pelo desvio de frequência ∆fmin é tanto menor, quanto menor for o valor do estatismo KP. Este comportamento havia já sido observado para o inversor no modo PQ (Figura 5.6, pág.112), sendo que em ambos os casos potência ativa e frequência relacionam-se de forma proporcional. Para os três valores de KPconsiderados, a duração do intervalo de tempo para o qual o mínimo da frequência é atingido também varia, em resultado da resposta inercial introduzida pela constante de tempo TdP/dQ do patamar de medição de potência do VSI. Tal como apresentado no Capítulo 3é possível definir uma constante de inércia M= (TdP/dQ/Kp)para o VSI. Quando o valor desta constante de tempo é fixo, a constante de inércia Mserá tanto maior quanto menor o valor do estatismo. Assim, para valores decrescentes de KP, o intervalo de tempo até que a frequência atinja um mínimo será crescente. Esta relação pode ser verificada na Tabela 5.6. Pela análise efetuada, é possível perceber que a variação temporal da frequência é influenciada pelo valor de KP, o qual definirá a potência ativa injetada pelo VSI na rede. Na Figura 5.17 pode ser consultada a representação gráfica das características proporcionais f-P para os vários valores considerados para o parâmetro KPdo VSI. 122 Avaliação da Utilização de Sistemas de Armazenamento de Energia para Melhoria das Condições de Estabilidade do Sistema Elétrico da Ilha de Santa Maria Potência ativa (MW) -1 -0.5 0 0.5 1 Frequência angular (rad/s) 300 305 310 315 320 325 KP = 3,14 rad.s-1.MW-1 KP = 6,28 rad.s-1.MW-1 KP = 12,57 rad.s-1.MW-1 !0 = 2:50 (rad/s) "! "P1"P2 Figura 5.17: [Cenário A] Características proporcionais f-P do inversor VSI para diversos valores de KP Na Figura 5.17 verifica-se que, considerando a mesma variação para a frequência angular do VSI, ∆ω, a variação de potência ∆Pserá tanto maior, quanto menor o valor de KP. Este aspeto reflete-se nas marcações efetuadas na figura. Para o mesmo valor de ∆ω, quando KPvale 12,57 rad.s−1.MW−1, a variação de potência será de ∆P1. Quando KPvale 3,14 rad.s−1.MW−1, a variação de potência valerá ∆P2. Assim, como ∆P1<∆P2, a variação de potência será tanto maior, quanto menor for o valor de KP. Este comportamento é evidenciado pela Figura 5.18 que apresenta o andamento temporal da potência ativa injetada pelo VSI, para os diversos valores de KPconsiderados. Na Figura 5.18 verifica-se que a potência injetada pelo VSI é tanto maior quanto menor for o valor do estatismo. Para valores de KPdecrescentes, a injeção de potência prolonga-se no tempo, pelo que a frequência do sistema demorará mais tempo até alcançar o novo regime permanente, para o qual estabilizará novamente em ≈50 Hz. Naturalmente, sendo que para valores decrescentes de KPo valor instantâneo mínimo da frequência é reduzido e o tempo que este demora a ser atingido é aumentado, o aumento do tempo de estabilização da frequência não deve ser considerado um aspeto desfavorável, pois nos casos analisados, evidencia um compromisso que resulta no melhoramento generalizado das condições de estabilidade do sistema elétrico. 5.3 Análise dos Resultados 123 Tempo (s) 80 100 120 140 160 180 200 Potência ativa (MW) 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 KP = 6,28 rad.s-1.MW-1 KP = 12,57 rad.s-1.MW-1 KP = 3,14 rad.s-1.MW-1 80 80.5 81 81.5 82 82.5 83 83.5 84 84.5 85 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 Figura 5.18: [Cenário A] Potência ativa injetada pelo inversor VSI na rede, considerando diversos valores de KP(com TdP/dQ = 0,5 s) Tempo (s) 80 100 120 140 160 180 200 Frequência (Hz) 49.4 49.5 49.6 49.7 49.8 49.9 50 KP = 0,5 Hz/MW (ou 3,14 rad.s-1.MW-1) KP = 1 Hz/MW (ou 6,28 rad.s-1.MW-1) KP = 2 Hz/MW (ou 12,57 rad.s-1.MW-1) 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 49.4 49.5 49.6 49.7 49.8 49.9 50 Figura 5.19: [Cenário A] Evolução temporal da frequência do inversor VSI para diversos valores de KP(com TdP/dQ = 0,5 s) Ainda para as simulações realizadas com variação do estatismo KP, apresenta-se na Figura 5.19 a evolução temporal da frequência do inversor VSI. Verifica-se que a variação será tanto maior, quanto maior o valor de KP. Este aspeto, análogo ao verificado para a frequência do sistema, também se encontra patente na Figura 5.17. Por inspeção da figura percebe-se que o valor de KP, define a sensibilidade da variação da frequência angular, ∆f(equivalente a ∆ω), do VSI, em função de variações de potência no sistema. Nesse sentido, para a mesma variação de potência, 124 Avaliação da Utilização de Sistemas de Armazenamento de Energia para Melhoria das Condições de Estabilidade do Sistema Elétrico da Ilha de Santa Maria ∆P, a amplitude da variação ∆fserá tanto maior, quanto maior o valor de KP. Tempo (s) 80 90 100 110 120 130 140 150 Potência ativa (MW) vs Desvio de frequência (Hz) -0.4 -0.3 -0.2 -0.1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 " f = f(t) - 50 (Hz) Potência ativa injetada pelo VSI (MW) PVSI = 0 MW | " f = 0 Hz Figura 5.20: [Cenário A] Desvio de frequência do sistema e Potência ativa injetada pelo inversor VSI para KP= 6,28 rad.s−1.MW−1eTdP/dQ = 0,5 s Por observação da Figura 5.20 é possível observar a relação existente entre o desvio de frequência do sistema e a potência ativa injetada pelo VSI. Tendo em conta que a constante de tempo TdP/dQ induz uma resposta inercial no comportamento dinâmico do VSI, é possível verificar na figura que, para os primeiros instantes após ocorrência da perturbação, potência ativa e desvio de frequência não variam numa relação direta de proporcionalidade. No entanto, terminada a resposta inercial, a potência ativa do VSI tenderá para valores definidos pela sua característica de estatismo f-P. Assim, com o decorrer da simulação, a potência ativa do VSI passará a variar de forma inversamente proporcional ao desvio de frequência, sendo esta variação regida pelo parâmetro KP. Esta relação pode ser mais facilmente compreendida pelo cálculo do coeficiente de correlação existente entre potência ativa e desvio de frequência. Observando novamente a Figura 5.20 verifica-se que para t = 90 s a potência ativa injetada será inversamente proporcional em relação ao desvio de frequência, ou seja, P VSI ≈ −∆f. Calculando o coeficiente de correlação para t∈[80,90] s, este valerá −0,2974. Para t>90 s, o coeficiente de correlação valerá −0,9966. Estes valores sugerem que, para t∈[80,90]s, P VSI e∆fsão pouco correlacionados, precisamente devido à resposta inercial do VSI. Para t>90 s, P VSI e∆fapresentam uma forte correlação negativa, evidenciando a variação de P VSI definida pelo estatismo KP. Assim, a potência ativa do VSI atingirá o regime permanente quando a frequência também o atingir. Pretende-se agora averiguar a influência no comportamento dinâmico do sistema elétrico da constante de tempo TdP/dQ do sistema de controlo do VSI. A Figura 5.21 apresenta o andamento temporal da frequência do sistema considerando diversos valores para TdP/dQ. A Tabela 5.7 apresenta os principais resultados obtidos para tais simulações. 5.3 Análise dos Resultados 125 Tabela 5.7: [Cenário A] Resultados obtidos por variação de TdP/dQ (com KP= 6,28 rad.s−1.MW−1) TdP/dQ (s) fmin (Hz) ∆fmin (Hz) ∆t= [t(fmin −80)] (s) P VSI,max (MW) t(P VSI,max) (s) ωc(rad/s) 0,5 49,6303 -0,3697 1,1867 0,5629 80,1310 2 1 49,6582 -0,3418 1,9657 0,6000 80,1509 1 2 49,6854 -0,3146 3,1311 0,6215 80,1504 0,5 TdP/dQ é a constante de tempo dos filtros passa-baixo associados ao patamar de medição e desacoplamento de P e Q das malhas de controlo potência ativa-frequência e potência reativatensão do inversor operado no modo VSI (ver Figura 3.19, pág. 91). O valor desta constante é igual para ambos os filtros, sendo a frequência de corte correspondente dada por ωc=(1/TdP/dQ) rad/s. Significa isto que quanto maior for o valor de TdP/dQ, menor será o valor de ωce logo, da largura da banda de frequência passada pelos filtros para o sistema de controlo do inversor. Na prática, este aspeto influencia a resposta dinâmica de potência ativa-frequência do inversor, sendo esta tanto mais atrasada, quanto maior o valor de TdP/dQ. Tal como anteriormente evidenciado na equação 3.29 da pág. 92, este comportamento é similar ao de uma máquina síncrona convencional. Assim, no âmbito do estudo de estabilidade desenvolvido, os valores definidos para TdP/dQ e para KPpodem ser equiparados à presença de uma constante de inércia Me a um coeficiente de amortecimento D. Como M=(TdP/dQ/KP), facilmente se percebe que para KPfixo, a constante de inércia Mserá tanto maior quanto maior for TdP/dQ. Já no caso do coeficiente de amortecimento D= (1/KP), este será tanto maior, quanto menor for o valor de KP. Tempo (s) 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 Frequência (Hz) 48.6 48.8 49 49.2 49.4 49.6 49.8 50 TdP/dQ = 0,5 s TdP/dQ = 1 s TdP/dQ = 2 s Com inversor VSI desligado 80 80.5 81 81.5 82 82.5 83 83.5 84 84.5 85 48.6 48.8 49 49.2 49.4 49.6 49.8 50 Figura 5.21: [Cenário A] Variação temporal da frequência do sistema com presença do inversor VSI, considerando vários valores para TdP/dQ (com KP= 6,28 rad.s−1.MW−1) Tal como pode ser observado na Figura 5.21 acima, a variação de TdP/dQ apenas induz uma resposta inercial ao nível da regulação de frequência efetuada pelo inversor VSI, não alterando o 126 Avaliação da Utilização de Sistemas de Armazenamento de Energia para Melhoria das Condições de Estabilidade do Sistema Elétrico da Ilha de Santa Maria comportamento em regime permanente pós-perturbação, o qual é definido por KP. Esta resposta inercial contribui para a redução da ROCOF, aumentando o intervalo de tempo para que a frequência atinja o mínimo (ver Tabela 5.7). Desta forma, quanto maior TdP/dQ, a injeção de potência ativa pelo inversor será mais prolongada no tempo, efeito que pode ser observado na Figura 5.22. Tempo (s) 80 90 100 110 120 130 140 150 160 Potência ativa (MW) 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 TdP/dQ = 0,5 s TdP/dQ = 1 s TdP/dQ = 2 s 80 80.5 81 81.5 82 82.5 83 83.5 84 84.5 85 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 Figura 5.22: [Cenário A] Potência ativa injetada pelo inversor VSI na rede, considerando vários valores para TdP/dQ (com KP= 6,28 rad.s−1.MW−1) Estando analisados os principais aspetos associados com o declive KPe com a constante de tempo TdP/dQ, analisa-se de seguida a influência destes dois parâmetros sob a forma de uma constante de inércia Me um coeficiente de amortecimento D, tal como anteriormente referido. A Tabela 5.8 apresenta os principais valores definidos e resultados obtidos para as simulações conduzidas tendo em conta vários valores para TdP/dQ e para KP. O código de cores evidenciado na tabela coincide com o código de cores utilizado na representação das curvas das Figuras 5.23 e 5.24. Tabela 5.8: [Cenário A] Constante de inércia Me coeficiente de amortecimento Dequivalentes para o inversor VSI, considerando vários valores para KPeTdP/dQ KP(rad.s−1.MW−1)TdP/dQ (s) M (s) D fmin (Hz) ∆fmin (Hz) ∆t= [t(fmin)−80](s) 3,14 0,5 0,159 0,318 49,7657 -0,2343 1,2402 3,14 1 0,318 0,318 49,7841 -0,2159 2,4238 6,28 1 0,159 0,159 49,6582 -0,3418 1,9662 6,28 2 0,318 0,159 49,6854 -0,3146 3,1318 12,57 2 0,159 0,080 49,5453 -0,4547 1,9699 12,57 4 0,318 0,080 49,5934 -0,4066 3,4632 25,13 0,02 0,0008 0,040 48,9275 -1,0725 0,3069 25,13 8 2,000 0,040 49,5248 -0,4752 3,8081 5.3 Análise dos Resultados 127 Tempo (s) 80 81 82 83 84 85 86 87 Frequência (Hz) 49 49.1 49.2 49.3 49.4 49.5 49.6 49.7 49.8 49.9 50 M = 0,159 | D = 0,318 M = 0,159 | D = 0,159 M = 0,159 | D = 0,08 M = 0,0008 | D = 0,04 M = 2,0 | D = 0,04 Figura 5.23: [Cenário A] Variação temporal da frequência do sistema para vários valores de KPe TdP/dQ - Conjunto I - Tabela 5.8 Na Figura 5.23 verifica-se que o valor de Dinfluencia proeminentemente o valor mínimo instantâneo atingido para a frequência do sistema. Quanto maior o valor de D, menor será desvio de frequência mínimo ∆fmin. Este aspeto é análogo aquele verificado para KP, visto que quando analisados desta forma, os dois parâmetros são inversamente proporcionais. Dcontribui para o amortecimento das oscilações de frequência, não alterando o seu comportamento quando tende para regime permanente. Na mesma figura, verifica-se que quando a constante de inércia Massume um valor elevado (2,0 s neste caso), o mínimo da frequência é atrasado no tempo, mas o seu valor é pouco afetado. Este comportamento pode ser equiparado ao de uma máquina síncrona convencional, cuja resposta inercial é definida pela respetiva constante de inércia. Neste sentido, observe-se a variação temporal da frequência para M=0,0008 s e D=0,04 (curva tracejada a preto da Figura 5.23). Como a constante de inércia é muito pequena, a taxa de variação da frequência será elevada, sendo o mínimo da frequência rapidamente atingido. O desvio de frequência mínimo é também maior, pois Dpossui um valor pequeno, fornecendo pouco amortecimento. Assim, para M≈0 s e D≈0, a frequência apresentará uma variação similar aquela obtida com o inversor PQ (ver Figura 5.6, pág. 112). As curvas apresentadas na Figura 5.24 comprovam novamente as observações efetuadas. A variação do valor de Dinfluencia o valor mínimo da frequência. Já o valor de Mpouco afeta o valor mínimo da frequência, mas altera significativamente o instante de ocorrência deste mínimo. Por exemplo, para D=0,318 quando M=0,159 s o valor mínimo da frequência vale 49,7657 Hz, demorando 1,2402 s a ser alcançado. Já quando M=0,318 s, o valor mínimo da frequência será de 49,7841 Hz, demorando 2,4238 s a ser alcançado. Os parâmetros MeDapenas impactam o comportamento dinâmico do sistema nos primeiros instantes que sucedem à perturbação, sendo as ações de controlo posteriormente definidas pelo