UFSC – Abril 2004

Procedimentos para análise estática e dinâmica de Redes Eléctricas com fontes de

produção não convencionais

J. A. Peças Lopes

(jpl@fe.up.pt)

UFSC – Abril 2004

Introdução• Novos paradigmas de funcionamento do sistema de energia:

– Aumento da componente de energias renováveis no mix de produção;

– Aumento da produção descentralizada (produção distribuída e microgeração);

– Utilização de conceitos de mercado no relacionamento técnico e comercial

Yesterday Tomorrow: distributed/ on-site generation with fully integrated network management

Storage

Photovoltaicspower plant

Windpowerplant

House with domestic CHP

Powerqualitydevice

Storage

Central power station

House

Factory Commercialbuilding

Local CHP plant

Storage

Storage

Powerqualitydevice

FlowControl

Breaking the Rules

Transmission Network

Distribution Network

UFSC – Abril 2004

Produção Eólica na Europa

•

UFSC – Abril 2004

Problemas Técnicos

• Problemas técnicos resultantes da ligação da PD e PE às redes:– Quedas de tensão (regime permanente e transitório)

– Eventuais congestionamentos de ramos da rede;

– Eventual deterioração da qualidade da onda:• Distorção harmónica;

• Flicker;

– Problemas de comportamento dinâmico associados ao tipo de sistemas de conversão de energia e suas protecções (envolvendo também a operação dos geradores);

– Dificuldades de gestão técnico-comercial do sistema• Maior recurso à utilização de serviços de sistema (balanço e controlo de tensão);

• Funcionamento dos mercados;

• Validação das condições de exploração de curto prazo pelos Operadores de Sistema;

– Planeamento da expansão do Sistema Electroprodutor• Contribuições da PE para a capacidade

Solução: definir

condições técnicas

de ligação às redes

Novas abordagens para desenvolver eexplorar o sistema de energia

UFSC – Abril 2004

~

~

HV MV

~LV

MV

~

Tipos de Ligação à Rede

UFSC – Abril 2004

Ocorrência de Fluxos de Potência Bidireccional

~

~

HV MV

~LV

MV

Dependendo do períodoDo diagrama de cargas

Os fluxos de potência activa e reactiva podem apresentar sentidos diferentes

UFSC – Abril 2004

Principais Tipos de Estudos

• Análise em Regime estacionário:– Perfis de tensão;

– Níveis de congestionamento;

– Perdas;

– Posição dos taps dos transformadores;

– Análise de curto-circuito;

– Penetração harmónica.

• Comportamento dinâmico (após ligação / desligação de geradores, variações de potência produzida, curto-circuitos):– Variações de tensão;

– Variações de potência activa e reactiva;

– Variações de frequência (redes isoladas)

Load Flow

UFSC – Abril 2004

Fluxos de potência activa e reactiva

R X

P

Q

Vo V1

Source

Banco de condensadores

Gerador de indução

UFSC – Abril 2004

Variações dos perfis de tensão

Voltage

1 p.u.

A

B

C

D

E

Minimum load

Maximum loadAllowablevoltagevariation

Permissiblevoltage riseforembeddedgenerator

G

MV feeder LV feeder

UFSC – Abril 2004

Problemas com a regulação de tensão em redes de distribuição

• Em redes de distribuição com alimentadores longos a tensão é por vezes regulada recorrendo a esquemas tipo compound:

Vp = |VMT - I(RS+jXS)|

PRS jXS

AT MT

I

AT MT

I

ReléREG.

RS, XS

UFSC – Abril 2004

• Feeders diferentes apresentam perfis distintos

AT MT

V (kV)

Vn

1 (km)

AT MT

V (kV)

Vn

1 (km)lP

Os esquemas tipoCompoundnão são assimrecomendados

Problemas com a regulação de tensão em redes de distribuição

UFSC – Abril 2004

onde:

Sn é a potência aparente nominal da instalação de produção;

Sk é a potência de curto-circuito no ponto de ligação à rede;

ψk é o ângulo da impedância de curto-circuito vista para montante do ponto de ligação;

φ é o esfasamento da corrente injectada na rede pela instalação de produção (ou seja o ângulo do factor de potência);

R é a relação entre a potência de curto-circuito e a potência aparente nominal da máquina.

(%)lim)cos(100)cos(100(%) εϕψϕψε ≤+=+≅ kkk

nRS

S

A variação da tensão ε(%) no ponto de ligação pode ser avaliada através da seguinte relação:

Variações de tensão em regime estacionário

UFSC – Abril 2004

• Alguns resultados

O valor de limε(%)) tem variado de país para país: Alemanha - 3%; Grécia - de 8%. Limitações semelhantes em Portugal e Espanha, através da definição de limites na relação 1/R.

-10.0

-7.5

-5.0

-2.5

0.0

2.5

5.0

7.5

10.0

-180 -135 -90 -45 0 45 90 135 180

ψ k +φ (deg)

ε (%

)

R=1 0

R= 20

R=40

ψk + ϕ (graus)0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0 10 20 30 4 0 50Sh o rt circu it ra tio R

ε (%

)

PF=0.95 cap.

PF=0.95 ind.

PF=1.0

FP = 0,95 ind.

FP = 0,95 cap.

FP = 1.0

Taxa de curto-circuito R

Variações de tensão em regime estacionário

Procedimentos de rede de distribuição

UFSC – Abril 2004

• No caso de existirem vários geradores a ligar a uma mesma rede, a análise necessita de ser mais complexa.

Resolução do trânsito de potências nos seguintes cenários:• Cenário A - Consumo mínimo na rede (situação de vazio), com produção nos mínimos técnicos por

parte dos PI, funcionando com factor de potência unitário;• Cenário B - Consumo mínimo na rede (situação de vazio), com produção máxima por parte dos PI,

funcionando com factor de potência unitário;• Cenário C - Consumo máximo na rede (situação de ponta), com produção nos mínimos técnicos

por parte dos PI, funcionando com factor de potência capacitivo, no valor que vier a ser definido;• Cenário D - Consumo máximo na rede (situação de ponta), com produção máxima por parte dos PI,

funcionando com factor de potência capacitivo, no valor que vier a ser definido.

Variações de tensão em regime estacionário

UFSC – Abril 2004

Congestionamentos

~

~

ÃT M T

~BT

M T

~

~Sobrecargas

~

PI

UFSC – Abril 2004

• A identificação de congestionamentos pode resultar de saturaçõesnas redes de distribuição e ou rede de transmissão.

Necessidade de separar esta análise em duas etapas para um horizonte temporal de planeamento, correspondente à data previsível de entrada em serviço da instalação de produção distribuída:– Verificação de congestionamentos na rede de transporte;

– Verificação de congestionamentos nas redes de sub-transmissão e distribuição;

Congestionamentos

UFSC – Abril 2004

• Para a avaliação dos congestionamentos na rede de transporte (Rede Básica) devem ser simulados cenários de exploração considerando:– Regimes de carga nos nós de consumo (pontas e vazios);

– Previsão das injecções máximas de PI por zona de rede, considerando os projectos em curso com condições de acesso definidas;

– Situações típicas de despacho da produção convencional, relativas a cada um dos cenários de consumo, considerando as variações resultantes da integração prevista de PI;

– Situações típicas de configuração de exploração da rede;

– Situações associadas à ocorrência de contingências n-1.

Congestionamentos

UFSC – Abril 2004

• No que concerne às redes de sub-transmissão e redes de distribuição a avaliação dos congestionamentos deve passar pela simulação de vários cenários de exploração, considerando:

– Regimes de carga nos nós de consumo (pontas e vazios);

– Previsão das injecções máximas de PI por nó de rede, considerando os projectos em curso com condições de acesso definidas;

– Situações associadas a configuração de exploração normais e de recurso das redes.

Congestionamentos

UFSC – Abril 2004

• A potência injectada é a grandeza que efectivamente determina asvariações de tensão no sistema.

• Os limites à PI devem ser impostos à potência injectada e não à potência aparente:

– Situação particularmente interessante para a produção eólica;

– Implica a instalação de sistema de gestão da produção, recorrendo a gestão de interruptibilidade ou controlo de produção.

Potência instalada e potência injectada

UFSC – Abril 2004

Metodologia de Análise

• Análise da rede antes e depois de ligar a PD ;– Comparar a operação sistema em vários cenário de operação:

• Ciclos diários e semanais (especialmente quando existir cogeração)• Níveis de consumo em períodos de ponta e vazio;• Níveis de produção em Verão e Inverno para períodos de ponta e vazio

(Considerando as características dos geradores)• Considerar diferentes valores de tgϕ.

Modelização imprecisa de cargas ee PD pode ser uma alternativa interessante

Bom sensoUma vez que as probabilidades de alguns cenários são reduzidas

UFSC – Abril 2004

Modelização de geradores – Análise em Regime Estacionário

• Geradores síncronos com conversores de electrónica de potência podem ser modelizados como nós PV ou PQ, dependendo do tipo de controlo (V, Q);

• Geradores assíncronos podem ser modelizados como nós PQ especiais:– Existe uma dependência da potência reactiva consumida com a (V) e o

deslizamento (s), (pode ser incluída a saturação).

– Existe também uma dependência da potência activa produzida com V e s.

I1

RPXm

R2 X2R1 X1

R2(1-s)/sI'2

V1

Im

Q = f(V,s)

P = f(V,s)

UFSC – Abril 2004

O algoritmo de load flow necessita então de alguns ajustes nos nós PQ modificados

1. Assumem-se valores iniciais para P(0) e Q(0) admitindo (V(0)=1 p.u.);

2. As injecções de P(n) e Q(n) são ajustadas ao longo do processo iterativo de acordo com os novos valores calculados de V(n), uma vez que P(n)=f(V(n),s) e Q(n)=f(V(n),s).

• (O nº total de iterações pode aumentar ligeiramente).

Alterações aos algoritmos de trânsito de potências

UFSC – Abril 2004

Resultados de uma Análise Impacto sobre uma rede de Distribuição

11 gener.60 MVA

15,75 kV

UFSC – Abril 2004

Perfis de tensãoP erfis de tens ão: S aída S MC - Vilar inho

1

1 .0 1

1 .0 2

1 .0 3

1 .0 4

1 .0 5

1 .0 6

1 .0 7

P s Cs Vs Cfs Vfs ce n á ri o

p.u .

m áx e m in s/ P RE

P L s/ P RE

m áx e m in c / P RE

P L c/ P RE

Feeder 1

P erfis de tens ão: S aída S MC - Lameir inho

1

1 .0 1

1 .0 2

1 .0 3

1 .0 4

1 .0 5

1 .0 6

1 .0 7

P s Cs Vs Cfs Vfs ce n á ri o

p.u .

m áx e m in s/ P RE

P L s/ P RE

m áx e m in c / P RE

P L c/ P RE

Feeder 2

Resultados de uma Análise Impacto sobre uma rede de Distribuição

UFSC – Abril 2004

Perdas na rede

Perdas activas Perdas reactivas

Pe rdas acti vas n a S aída: S M C - Vi larin h o

0

1 0

2 0

3 0

4 0

5 0

6 0

P s Cs Vs Cfs Vfs ce n á ri o

k W

s/ P RE

c/ P RE

Pe rdas re activas n a S aída: S M C - Vi larin h o

02 0

4 06 08 0

1 0 0

1 2 01 4 0

P s Cs Vs Cfs Vfs ce n á ri o

k va r

s/ P RE

c/ P RE

Pe rdas acti vas n a S aída: S M C - Lam e irin h o

02 04 06 08 0

1 0 01 2 01 4 01 6 0

P s Cs Vs Cfs Vfs ce n á ri o

k W

s/ P RE

c/ P RE

Pe rdas re activas n a S aída: S M C - Lam e i ri n h o

0

50

100

150

200

250

300

P s C s Vs C fs Vfs ce n ário

k var

s/ P RE

c/ P RE

UFSC – Abril 2004

Perdas totais na rede

Perdas activas na rede em estudo

0100200300400500600700800900

Ps Cs Vs Cfs Vfs cenário

kW

s/ PRE

c/ PRE

Perdas reactivas na rede em estudo

0

500

1000

1500

2000

Ps Cs Vs Cfs Vfs cenário

kvar

s/ PRE

c/ PRE

UFSC – Abril 2004

Análise do comportamento dinâmico

• Análise de perturbações locais:– Ligar / desligar gerador;

– Variação da produção (produção eólica: rajada de vento, queda de vento);

– Comportamento perante c.c. ------- Desligar geração local;

– Funcionamento em rede isolada (« islanding »)

– Contribuições para Black start;

• Análise de perturbações de grande dimensão:– Variações de produção eólica devido a variações da velocidade do vento (atraso ou

avanço de uma frente meteorológica);

– Comportamento perante c.c. ------- Desligar geração;

• Participação no fornecimento de serviços de sistema:– Reserva primária;

– Reserva secundária.

UFSC – Abril 2004

Cenários de análise

• A análise de comportamento dinâmico deve incidir em:– Períodos de vazio (em que a produção distribuída assume uma penetração elevada):

• Análises nas redes de produção / transmissão;

• Tomar em consideração a composição do parque produtor em serviço.

– Períodos de ponta e vazio nas redes de distribuição, tendo em conta a estrutura do consumo e da produção local.

UFSC – Abril 2004

Modelos para simulação dinâmica

• Geradores convencionais:– Modelos convencionais simples sem regulação de frequência (com AVR no caso de

existir);

• Geradores eólicos:• Geradores de indução simples – modelo de 3º ordem:

( )emr TT

Hdtd

−⋅

=2

1ω

( )[ ]

( )[ ]⎪⎪⎩

⎪⎪⎨

⎧

××−×−+⋅−=

××+×−−⋅−=

''''

'

''''

'

1

1

dsdsqo

q

qsqsdo

d

esiXXeTdt

de

esiXXeTdt

de

ω

ω

O comportamento dinâmico da turbina pode ser importante para a estabilidade do sistema e o tipo de controlo das pás:

• Controlo stall passivo;• Controlo stall activo;• Controlo pitch.

UFSC – Abril 2004

Gerador de indução com controlo pitch

• Malha de controlo do ângulo θ

sk

k ip +

+

- Pmec_ref [pu]

Pmec [pu]

Ângulo de referêcia

+

1+Tsk

s1

Ângulo de pitch

θref [graus]

θ [graus]

-

0

Σ Σ

( )12.5116 , 0.22 0.4 5 (4.1)i

pi

C e λλ θ θλ

−⎛ ⎞= × − × − ×⎜ ⎟

⎝ ⎠

UFSC – Abril 2004

Modelos para simulação dinâmica

• DFIM requerem um modelo adequado, capaz de lidar com o evolução da corrente no rotor e a operação do crow-bar;

i s

Controller

i a

ac / dc C2 v a

vr

ir

dc / ac

C1

vs ig g

g jQ P +

Controller

ωr

vdc

CrowbarProtection

sKK I

P3

3 +

Vt

Vtref

- +

sKK I

P2

2 +

Idr

Idref

-+

v dr

Terminal voltage control

sKK I

P1

1 +

ω ra

ωref

+ -

sKK I

P2

2 +

Iqr

Iqref

-+

v qr

rotor speed control

1+sTK

v

v

1+sTK

t

t

UFSC – Abril 2004

Com controlo de frequência (primária)

1/R 1/(1+Tfs)ωsys

ωref Pref Pdfig+ ++

+Pmin

Pmax -- iqrφ∗

O gerador eólico deixa de produzir a sua potênciamáxima

v(m/s)

P(p.

u.)

Maximum power

In Julio Usaola

UFSC – Abril 2004

Modelos para simulação dinâmica

• Modelo simples para geradores eólicos de vel. variável comconversor electrónico (Slootweg):

UFSC – Abril 2004

Rede exemplo

Controle de Pitch

1 4 3 7 8

614 25

159 10 11 12 13

15

35 MW12.6 MVAr

25 MW9 MVAr39 MW

11 MVAr

27.5 MW10.5 MVAr

~

~

25 MW6 MVAr

Unid. Diesel Equivalente

Unid. Hídrica

36 MW2 MVAr

Parque Eólico Equivalente com GI conv. (17 máquinas de 660 kW)

Parque Eólico Equivalente com DFIM. (12 máquinas de 660kW)Barra Infinita

UFSC – Abril 2004

Variação das tensões – comportamento da rede local

• Variação de vento

UFSC – Abril 2004

Comportamento perante curto-circuito

UFSC – Abril 2004

Variação das tensões – comportamento da rede local

• Saída de serviço de uma unidade de PD

1.05141.05161.05181.052

1.05221.05241.05261.05281.053

1.0532

0 5 10 15 20 25

Perfil de tensão nó 2 (p.u.)

sec

1.0421.0431.0441.0451.0461.0471.0481.0491.05

1.051

0 5 10 15 20 25

sec

Perfil de tensão nó 3 (p.u.)

UFSC – Abril 2004FONTE: Mapa da RNT em 1 de Janeiro de 2003, REN

Problema de segurança – Sistemas interligados

0.5 p.u.

0.3 p.u.

0.8 p.u.Níveis de tensão durante o c.c.

Exemplo: c.c. que conduz à saída de serviço de PD e PE Devido a tensões muito baixasExemplo: c.c. que conduz à saída de serviço de PD e PE Devido a tensões muito baixas

UFSC – Abril 2004

Operação do AGC – Influência da regulação primária

~ ~B A

Gov

AGC AGC

Ptief f

Gov

ff1

RnRRRsys1...

21

11

11

+++=mRRRRsys '

1...2'

11'

12

1+++=

Rsys1<<Rsys2Em p.u. Em p.u.

A

( )[ ] syssys0sFinal R/)s(FR/)s(F)s(GslimPg ∆∆∆ −=−××= →

UFSC – Abril 2004

0 20 40 60 80 100 120

Import in tie line - North (MVA)

sec

Problema de segurança – Sistemas interligados

Problema de segurança:Sobrecarga em algumas linhas, depois da perda de produção da PD e PE

Problema de segurança:Sobrecarga em algumas linhas, depois da perda de produção da PD e PE

Carga nas linhas de interligação em(MVA)

Carga nas linhas de interligação em(MVA)

Desvio de frequência visto pelo AGC (Hz)Desvio de frequência visto pelo AGC (Hz)Valor importado medido AGC (MW)Valor importado medido AGC (MW)

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

0 20 40 60 80 100 120

sec

-0.25

-0.2

-0.15

-0.1

-0.05

0

0.05

0 20 40 60 80 100 120

sec

UCTE Requisitos:- MAX quasi-steady-state |∆f| < 0.18 Hz

- MIN instantâneo ∆f > - 0.8 Hz

0 20 40 60 80 100 120

Import in tie line - Northeast (MVA)

sec

UFSC – Abril 2004

Desenvolvimento de novos equipamentosEstratégias Ride through default

• A necessidade de proceder à implementação de novas estratégias de coordenação das protecções entre as redes e a produção renovável;

• A utilização de sistemas de conversão de energia eólica do tipo DFIM pode limitar a perda de produção na sequência de c.c. na rede

UFSC – Abril 2004

Redefinição dos Requisitos dos Códigos de Rede

• Produção eólica:– Actualmente alguns aerogeradores podem assegurar

• Não desligar para: V > 0,5 p.u. if t<0,5 s.

– Requisitos de « ride through default capability »

Voltage

(pu)

1

0,2

0,5 1 Time (sec.)

Beginning of the disturbance

0,80,95 pu

0 15

Clearance of the

fault

Duration of the fault

Voltage

(pu)

1

0,2

0,5 1 Time (sec.)

Beginning of the disturbance

0,80,95 pu

0 15

Clearance of the

fault

Duration of the fault

Espanha Irlanda

UFSC – Abril 2004

Protecções• Requisitos dos Sistemas de Protecção:

– O PI apenas poderá permanecer ligado à rede se existir tensão nas três fases da rede e estas tensões se encontrem dentro dos limites de operação;

– O PI deve ser desligado da rede pública se uma anomalia ocorrida no sistema provocar desvios não aceitáveis na tensão ou na frequência no ponto de conexão ( interligação);

– O PI deve ser desligado da rede se uma ou mais fases da rede é perdida no ponto de conexão;

– O PI deve ser desligado automaticamente ou manualmente da rede de distribuição pública se um qualquer falha de alimentação do equipamento de protecção inibe a sua correcta operação;

– Saída de serviço dos PI quando são detectados defeitos na rede, por forma a garantir a extinção dos arcos eléctricos associados a c.c. fugitivos e permitir o sucesso de religações.

UFSC – Abril 2004

Protecções

• a configuração mínima exigida às equipas de protecção consiste nos seguintes relés:– Relés de máximo e mínimo de tensão, 27 e 59;

– Relés de máximo e mínima de frequência, 81U e 81O;

– Relés de máximo de intensidade, com tempos de actuação instantâneos, 50, e temporizados, 51;

– Relés para detecção de defeito à terra com tempos de actuação instantâneos e temporizados, 50N e 51N;

ou

– Relé de tensão de sequência de zero ou homopolar, 59N.

UFSC – Abril 2004

Estabilidade de tensão

• No caso de geradores eólicos ligados em redes fracas, a proximidade ao colapso de tensão conduz à perda da estabilidadeapós incidentes nas redes.

Studies by SINTEF

UFSC – Abril 2004

Conclusões• A integração da PD exige um esforço de definição de procedimentos de rede e

regras de operação devidamente harmonizadas, envolvendo:– A definição e caracterização de estudos a realizar;

– A definição de modelos de análise da PD e PE para permitir a alimentação dos parâmetros dos seus modelos;

• Relativamente à produção eólica é necessário que os operadores de sistema definam procedimentos que envolvem:

– Localização dos recursos primários;

– Planeamento estratégico do reforço e expansão da rede.

• O estabelecimento de requisitos a impor à operação da PD e PE passa pelo desenvolvimento de um esquema de consulta e diálogo com o fabricantes de equipamento.