Tese de mestrado integrado. Engenharia Electrotécnica e de Computadores (Energia). Faculdade de Engenharia. Universidade do Porto. 2012

Estágio realizado na SPI - Sociedade Portuguesa de Inovação e orientado pelo Eng.º João Medina / Tese de mestrado. Engenharia de Serviços e Gestão. Faculdade de Engenharia. Universidade do Porto. 2009

Ingeniero Civil Eléctrico / A nivel mundial existe un creciente aumento en la penetración de energías renovables no convencionales, específicamente la energía eólica que representa un 50,9% de la energía producida por este tipo de fuentes a nivel mundial. El caso de Chile no es la excepción debido a que hasta marzo del 2015 la energía eólica representaba un 39,8%(892 MW) de la capacidad instalada de energía renovable no convencional, siendo esta la de mayor participación de este tipo de energía. Debido a lo anterior, y al impacto que generan este tipo de parques tanto en la operación como en el comportamiento dinámico del sistema, cobra importancia los estudios dinámicos que modelen de forma correcta el comportamiento de los parques eólicos. Para poder realizar esto se utilizó un sistema pequeño de 9 barras (IEEE 9 Bus System), al que se le agregó un parque eólico de 100 MW con capacidad para aportar al control primario de frecuencia. El método utilizado para que el parque pudiese aportar al control de la frecuencia consiste en la operación deload de la turbina en conjunto con un control droop . Este último modifica la consigna de potencia entregada al conversor de forma proporcional a las variaciones de la frecuencia, mientras que la operación deload implica la conservación de un margen de reserva de potencia para las distintas turbinas. El estudio dinámico es realizado mediante el software Digsilent en el cual se simulan distintos niveles de agregación de las turbinas del parque eólico de manera de observar tanto el comportamiento dinámico del sistema, como el tiempo que le toma al software simular los distintos casos. Los resultados obtenidos muestran que al simular un mayor número de turbinas en el parque existe un fuerte aumento del tiempo de simulación. El caso donde se simulan la totalidad de las turbinas del parque de forma separada, es 27 veces más lento que el caso en que se simula el parque como una sola gran turbina. Por otro lado, al simular un mayor número de turbinas se observan fenómenos como la desconexión de turbinas que no son capaces de entregar la potencia requerida por el controlador para el aporte a la regulación de la frecuencia. Esto conlleva a que exista una diferencia en el comportamiento de la frecuencia ante los distintos casos y por ende, exista un compromiso entre el tiempo de simulación y la precisión de la simulación.

Tese (doutorado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica, Florianópolis, 2014. / Made available in DSpace on 2015-04-29T21:04:56Z (GMT). No. of bitstreams: 1 333227.pdf: 10694718 bytes, checksum: a50bb83118004a0e641464675cf56413 (MD5) Previous issue date: 2014 / Esta tese propõe um novo sistema de controle baseado na Teoria da Potencia Instantânea para um aerogerador com um gerador síncrono de ímãs permanentes (GSIP). Este gerador possui uma força eletromotriz trapezoidal por esta razão o controle proposto traz vantagens em relação aos usuais baseados na transformação de Park. Uma bancada de ensaios foi montada para a validação dos resultados simulados. Utilizou-se um conversor de frequência comandado por um controlador lógico programável (CLP) e estes conectados a uma maquina síncrona de ímãs permanentes, como simulador da turbina eólica, com a finalidade de produzir energia, para acionar o GSIP de 3 kW. O GSIP converte a energia rotacional mecânica em energia elétrica. Dois conversores do tipo fonte de tensão, conectados em topologia back-to-back, são utilizados para conectar este gerador à rede elétrica, nos quais o disparo das chaves se da por modulação PWM vetorial (SV-PWM). A estratégia de controle do conversor do lado do gerador foi implementada com um dSPACE, enquanto que o conversor do lado da rede foi controlado por um DSP. Para garantir a estabilidade do controle da corrente do gerador em toda a sua faixa de potencia, determinou-se matematicamente, em função da posição do rotor, a força eletromotriz (FEM) do GSIP. O sistema se auto ajusta para transferir o máximo de potencia à rede em função da velocidade do vento. A tensão do barramento de corrente contínua (CC) tem seu controle pelo conversor do lado do gerador garantindo a estabilidade do sistema frente a afundamentos simétricos e assimétricos da tensão da rede elétrica. São apresentados resultados de simulação em ambiente Matlab/Simulink, e experimentais coletados na bancada. Com os resultados fica evidente a possibilidade de implantar este sistema com a finalidade de garantir a qualidade de energia de um sistema de geração acoplado à rede elétrica, bem como cumprir as exigências impostas pelas agencias regulamentadoras das concessionarias de energia elétrica.<br> / Abstract : This thesis proposes a new control system based on the Theory of Instantaneous Power for a wind turbine with a permanent magnet synchronous generator (PMSG). This generator has a trapezoidal electromotive force, for this reason the proposed control brings advantages over the usual one based on the Park transformation. A test bench was set to validate the simulated results. We used an electrical drive controlled by a programmable logic controller (PLC) and these are connected to a permanent magnet synchronous machine, as a wind turbine simulator, in order to produce power to drive the 3 kW PMSG. The PMSG converts mechanical rotational energy into electrical energy. Two voltage source converters connected in back-to-back topology, are used to connect the generator to the grid, in which the switching is space vector modulated (SV-PWM). The control strategy of the generator-side converter has been implemented with a DSpace, while the network side converter is controlled by a DSP. To ensure the generator current control stability in its entire power band, the PMSG electromotive force (FEM) was determined mathematically as a function of the rotor position. The system automatically adjusts itself to transfer the maximum power to the network as a function of the wind speed. The generatorside converter control of the DC bus voltage ensures the stability of the system when facing symmetrical and asymmetrical voltage sags at the grid terminals. Matlab/Simulink simulation results are presented as well as experimental ones collected on the test bench. With the results it is evident the effectiveness of implementing this system in order to ensure the quality of energy of a generation system coupled to the power grid, as well as meet the requirements imposed by regulatory agencies of electricity concessionaires.

Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica, Florianópolis, 2015. / Made available in DSpace on 2016-02-09T03:04:33Z (GMT). No. of bitstreams: 1 337529.pdf: 45606384 bytes, checksum: 997153361cdc34b57601437e663e72a1 (MD5) Previous issue date: 2015 / A capacidade instalada da energia eólica, no Brasil e no mundo, vem aumentando a cada ano e, com isso, são necessários procedimentos de verificação da produção de energia de parques eólicos, com o intuito de quantificar se o que foi proposto está sendo entregue e como está o rendimento do parque. Por causa do alto custo de investimento, nem sempre é possível se ter uma torre anemométrica nos parques e, por isso, realizar a medição de acordo com a norma IEC 61400-12-1. Como alternativa para esta situação e pelo fato do parque eólico de Beberibe possuir apenas uma torre para 32 aerogeradores, o presente trabalho avalia a aplicação da função de transferência da velocidade do vento da nacele no cálculo da produção anual de energia e do fator de capacidade do parque. Também foram investigados quais os fatores, como velocidade e direção do vento, que mais influenciam na geração do parque. Os dados reais de velocidade e produção foram comparados com os calculados por meio do software WAsP. Por meio dos dados reais e das simulações, observou-se que alguns aerogeradores do parque possuíam produção abaixo da média deste, devido ao fato de trabalharem na esteira de aerogeradores vizinhos. Então, foram estudados e simulados alguns novos layouts e novos aerogradores para o parque de Beberibe, com o objetivo de se obter uma produção anual igual ou superior à atual com menor número de aerogeradores, através de uma melhora na disposição dos mesmos. Comisso, conseguiu-se reduzir o percentual de perdas por esteiras simuladas de 7,1% para 1,8% com uma das sugestões de layout. <br> / Abstract : The installed capacity of wind power in Brazil and in the world is increasingevery year and, procedures are necessary for verifying the energy production of wind farms. Because of the high cost of investment, is not always possible to have a meteorological mast in the wind farm and, therefore, to measure according to IEC 61400-12-1 standards. Beberibewind farm has only one mast for 32 wind turbines, so this work evaluatesthe application of a nacelle wind speed transfer function in thecalculation of annual energy production and the capacity factor of windfarm. The influence of wind speed and direction in power productionwas explored. Wind speed and power production data were comparedwith WAsP software outputs. Some wind turbines had low productionwhen compared with others, because of the wakes of neighboring windturbines. New layouts were explored to obtain the same or higher annualenergy production a lower number of turbines. The percentage of wake effects was reduced from 7.1% to 1.8% using new layout.

Tomando en cuenta la reciente incorporación de varios parques eólicos al SIC y la naturaleza estocástica de la velocidad del viento, se hace imprescindible contar con una herramienta que sea capaz de pronosticar el nivel de generación en un parque eólico, de manera de facilitar y optimizar la programación diaria manteniendo la calidad de suministro por parte del CDEC; organismo encargado de garantizar la operación de las instalaciones del sector eléctrico en Chile. El objetivo general de este trabajo es desarrollar un predictor de potencia activa para el Parque Eólico Canela para un horizonte máximo de 36 horas, entregándose los resultados no sólo en términos del valor esperado de la predicción, sino también a través de la generación de intervalos del 95% confianza. Para realizar este trabajo, se han analizado datos históricos de velocidad de viento y potencia activa del Parque Eólico Canela provistos por ENDESA ECO, así como predicciones diarias de velocidad de viento provistas por la DGAC. Los datos han sido tomados con un tiempo de muestreo de 1 hora. Para el desarrollo del modelo predictor se han probado modelos lineales FIR y ARX, que consideran como variables de entrada la velocidad de viento, la potencia y sus retardos; y un modelo no lineal (red neuronal MLP), que considera como entrada sólo la velocidad del viento. Además se implementó un modelo de referencia (modelo de referencia de Nielsen). El modelo que mostró mejores resultados es la red neuronal MLP con una mejora de un 62% en el error cuadrático medio con respecto al modelo de referencia, superando ampliamente al modelo ARX, que mostró una mejora del 25% y al modelo FIR, que mostró una mejora del 10%. Para la calibración de estos modelos se asume conocida con exactitud la velocidad del viento en el futuro, condición que es posteriormente relajada para dar paso a la utilización de la predicción de velocidad de viento de la DGAC. Luego, se ha realizado una caracterización del error de predicción de la velocidad del viento entregada por la DGAC en función del horizonte de predicción y del valor de la predicción. Como entrada al predictor se ha utilizado la predicción de velocidad de viento provista por la DGAC, la cual es perturbada con realizaciones del proceso estocástico que caracteriza el error de predicción ejecutándose una simulación de Monte Carlo. La salida del predictor es el valor medio de las salidas de cada iteración de la simulación. El intervalo de confianza es calculado como el menor rango de potencia que acumule el 95% de probabilidad de ocurrencia en el histograma de salida. El predictor ha logrado un error absoluto medio en torno al 12% en un horizonte de 36 horas, mejorando al método simple en 2,3 p.p. Este valor es cercano a los obtenidos por los mejores modelos de predicción desarrollados por empresas que prestan el servicio de predicción de potencia para parques eólicos. Además, se ha realizado una comparación con una predicción simple que consiste en calcular la potencia utilizando como entrada al modelo directamente la predicción de velocidad de viento. El método implementado mejora en hasta un 7% al método simple. El nuevo método implementado es muy exacto con un error medio cercano al 0%, a diferencia del método simple que tiene un error medio de un -8%. El método es computacionalmente eficiente, se requieren menos de 10 segundos para obtener una predicción de potencia para las próximas 36 horas. Como líneas de investigación futuras se propone principalmente estudiar las fuentes de error de la predicción de velocidad del viento de la DGAC e incorporarlas al modelo desarrollado con el objetivo de lograr mejores predicciones de potencia.

No description available.

No description available.

Os sistemas eólicos foram abundantes e muito comuns no início da Era Proterozoica Era, depois de 2.2 Ga. No entanto, a maioria das sucessões eólicas dessa idade são intensamente deformadas e fragmentadas, o que implica que até o momento, poucas tentativas foram feitas para aplicar uma abordagem de estratigrafia de sequências, para determinar os mecanismos de construção, acumulação e preservação das sequências eólicas, da mesma forma, não existem trabalhos realizados até o presente momento que utilizem os registros de acumulação eólica e reconstruções paleogeográficas para modelar a circulação atmosférica do Pré- Cambriano. A Formação Mangabeira é uma sucessão eólica de idade Mesoproterozóica bem preservada no Cráton do São Francisco, nordeste do Brasil. Duas unidades principais foram identificadas com base na arquitetura deposicional e na análise dos paleoventos. A unidade inferior da Formação Mangabeira (~ 500 m de espessura) compreende depósitos eólicos de duna, interdunas, lençóis de areia eólicos, assim como depósitos fluviais. Estes depósitos são organizados em ciclos sedimentares que se sucedem verticalmente, cada ciclo com 6 a 20 m de espessura, caracterizados por lençóis de areia eólicos e depósitos fluviais que são substituídos por dunas eólicas e depósitos interdunas indicando uma tendência de ressecamento para o topo. Os dados de paleoventos indicam um transporte atual dominantemente à norte. Estes ciclos surgem em resposta a oscilações climáticas de um clima relativamente úmido para condições climáticas áridas possivelmente relacionadas com forças orbitais. O limite entre a Unidade Inferior e a Unidade Superior sobrejacente é marcado por uma mudança na arquitetura deposicional e uma mudança brusca no padrão de paleoventos. A Unidade Superior (200 m de espessura) é caracterizada por sucessivos sets de estratos cruzados simples, cada set com ~ 3 a 10 m de espessura, que indicam a migração e acumulação de grandes dunas eólicas sem regiões de interdunas, e que se acumulou como um sistema eólico seco. Os dados de paleoventos indicam transporte atual predominantemente ao sul. Esta sucessão se acumulou durante um episódio de longa duração de hiperaridez. Localmente, a Unidade Superior inclui depósitos fluviais menores que registram um evento úmido de curta duração, ou uma inundação rara por sistemas fluviais provenientes das margens da bacia. A combinação dos dados de paleoventos com mapas paleogeográficos demonstra uma boa correlação entre a circulação atmosférica e distribuição das massas de terras. Entre 1,6-1,54 Ga o Cráton São Francisco estava localizado entre as latitudes médias e o equador. Os registros do regime de vento a partir dos estratos cruzados da Unidade Inferior são consistentes com as posições paleogeográficas do Cráton do São Francisco entre 25º a 35º S, prevalecendo um padrão de vento zonal. Entre 1,54-1,5 Ga a grande massa de terra (cratons do São-Francisco, Congo e Sibéria) derivou mais ao norte atingindo paleolatitudes entre 30º S e 30ºN. Nessa altura, o Cráton do São Francisco estava posicionado na zona equatorial. Esta paleogeografia é consistente com os paleoventos registrados na Unidade Superior, dominando um padrão de vento de monções. / Aeolian systems were abundant and widespread in the early Proterozoic Era, after 2.2 Ga. However, the majority of aeolian successions of such great age are intensely deformed and are preserved only in a fragmentary state meaning that, hitherto, few attempts have been made to apply a sequence stratigraphic approach to determine mechanisms of aeolian construction, accumulation and preservation in such systems, as the same way, no attempts to use the records of aeolian accumulation and palaeogeographic reconstructions of the land mass distribution to model Precambrian atmospheric circulation have been undertaken so far. The Mangabeira Formation is a well preserved Mesoproterozoic erg succession covering part of the São Francisco Craton, northeastern Brazil. Two main units are identified based on stratigraphic architecture and analysis of regional palaeo-sand transport directions. The lower unit of the Mangabeira Formation (~500 m thick) comprises aeolian deposits of dune, interdune, and sand-sheet origin, as well as some of water-lain origin. These deposits are organized into vertically stacked depositional cycles, each 6 to 20 m thick and characterized by aeolian sandsheet and water-lain deposits succeeded by aeolian dune and interdune deposits indicative of a drying-upward trend. Palaeocurrent data indicate aeolian sand transport dominantly to the presentday north. These cycles likely arose in response to climatic oscillations from relatively humid to arid conditions, possibly related to orbital forcing. The boundary between this lower unit and an overlying upper unit is an unconformity of regional extent marked by a change in the depositional architecture and an abrupt shift in palaeocurrent pattern. The Upper Unit (200 m thick) is characterized by stacked sets of simple cross strata, each ~3 to 10 m thick, which are indicative of the migration and accumulation of large aeolian dunes that lacked interdune flats of appreciable size, and which accumulated as a dry aeolian system. Palaeocurrent data indicates aeolian sand transport dominantly to the present-day south. This succession is interpreted to have accumulated during a long-lived episode of hyper-aridity. Locally, the upper unit includes minor fluvial deposits that may record a short-lived event of heightened humidity, or a rare flood event by fluvial systems sourced from the basin margin. The combination of the palaeowinds data with 1.6 - 1.5 Ga palaeogeographic maps demonstrate a good correlation between atmospheric circulation and land mass distribution. At 1.6 to 1.54 Ga São Francisco Craton has been located between mid-latitudes and equatorial zone. The wind regime records from the cross-strata of the Lower Unit are consistent with the palaeogeographic positions of São Francisco between 25º to 35º S, prevail a zonal wind pattern. At 1.54 to 1.5 Ga the large land mass (São-Francisco-Congo and Siberian cratons) drifted farther north reaching palaeolatitudes between 30º S and 30ºN. At that time the São Francisco Craton has been located in the equatorial zone. This palaeogeography is consistent with the northwestern palaeowinds directions recorded in the Upper Unit which dominates a monsoonal wind pattern.

Tese de mestrado integrado. Engenharia Electrotécnica e de Computadores - Major Energia. Faculdade de Engenharia. Universidade do Porto. 2008