Ajustes dos Parâmetros dos Controladores de Unidades...
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Ajustes dos Parâmetros dos Controladores de Unidades Geradoras para Recomposição Fluente do SIN em Estudos de Estabilidade Eletromecânica. Emilly Gonçalves de Andrade Bizon Orientador: Prof.° Robson Francisco da Silva Dias, D.Sc. Co-orientador: Antônio de Pádua Guarini, M.Sc. Rio de Janeiro Janeiro, 2015 Projeto de Graduação apresentado ao Curso de Engenharia Elétrica da Escola Politécnica, Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte dos requisitos necessários à obtenção do título de Engenheiro.
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Ajustes dos Parâmetros dos Controladores de Unidades Geradoras para
Recomposição Fluente do SIN em Estudos de Estabilidade
Eletromecânica.
Emilly Gonçalves de Andrade Bizon
Orientador: Prof.° Robson Francisco da Silva Dias, D.Sc.
Co-orientador: Antônio de Pádua Guarini, M.Sc.
Rio de Janeiro
Janeiro, 2015
Projeto de Graduação apresentado ao
Curso de Engenharia Elétrica da Escola
Politécnica, Universidade Federal do Rio
de Janeiro, como parte dos requisitos
necessários à obtenção do título de
Engenheiro.
ii
Ajustes dos Parâmetros dos Controladores de Unidades Geradoras para
Recomposição Fluente do SIN em Estudos de Estabilidade
Eletromecânica.
Emilly Gonçalves de Andrade Bizon
PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO DE
ENGENHARIA DE ELÉTRICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE
FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS
PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRA ELETRICISTA.
Examinada por:
_______________________________________
Prof. Robson Francisco da Silva Dias, D.Sc.
(Orientador)
_______________________________________
Eng. Antonio de Pádua Guarini, M.Sc.
(Co-Orientador)
_______________________________________
Prof. Sebastião Ércules Melo de Oliveira, D.Sc.
_______________________________________
Eng. Paulo Eduardo Martins Quintão, M.Sc.
RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL
JANEIRO de 2015
iii
Bizon, Emilly Gonçalves de Andrade
Ajustes dos Parâmetros dos Controladores de Unidades
Geradoras para Recomposição Fluente do SIN em Estudos de
Estabilidade Eletromecânica / Emilly Gonçalves de Andrade
Bizon. – Rio de Janeiro: UFRJ/Escola Politécnica, 2015.
VIII, 111 p.: il.; 29, 7cm.
Orientador: Robson Francisco da Silva Dias
Co-orientador: Antonio de Pádua Guarini
Projeto de Graduação – UFRJ/Escola Politécnica/
Departamento de Engenharia Elétrica, 2015.
Referências Bibliográficas: p. 104 – 105.
1. Fluent Restoration. 2. Speed Regulators. 3. Automatic
Voltage Regulator. 4. Power System Stabilizers. I. Dias,
Robson Francisco da Silva. II. Universidade Federal do Rio de
Janeiro, Escola Politécnica, Departamento de Engenharia
Elétrica. III. Ajustes dos Parâmetros dos Controladores de
Unidades Geradoras para Recomposição Fluente do SIN em
Estudos de Estabilidade Eletromecânica
iv
Agradecimentos
Primeiramente a Deus em quem sempre busquei forças para nunca desistir dos
meus objetivos e ultrapassar todas as barreiras que apareceram.
Aos meus pais Cassia Bizon e Célio Bizon, que me apoiaram em todos os
momentos de desânimo e comemoraram a cada vitória, sempre com muito carinho e
apoio para que eu chegasse até aqui e para que eu possa ainda ir muito além.
Aos meus avós Dalva Gonçalves e Ary Andrade, por me apoiarem em todos os
momentos que não pude estar presente e pelas palavras de carinho e apoio. E a
minha avó Celina Brum, em memória.
Ao meu namorado Luis Guilherme Aragão pela paciência nas horas de nervosismo
e por todo o apoio nesses anos.
Aos meus orientadores, o Eng. Antonio Guarini pela proposta de realizar esse
projeto que me proporcionou grande aprendizado e por todo o auxílio para a
elaboração e a conclusão deste trabalho e ao Prof. Robson Dias, por ter aceitado a
proposta de embarcar nessa área e por todas as críticas feitas até a conclusão.
A toda a equipe da GPE do ONS, em especial ao Eng. Paulo Quintão, por toda a
ajuda na elaboração e correção minuciosa deste trabalho. Ao Eng. Carlos Marcelo,
pelas horas de discussão e apoio na elaboração. E ao Eng. Alexandre Nohara, pelas
horas em que se dispôs a ajudar no conteúdo base para a elaboração deste projeto.
Ao Prof. Sebastião de Oliveira pela sua dedicação em sala de aula e por participar
da banca examinadora.
Aos amigos que fiz nesses cinco anos de engenharia, que sempre estiveram
próximos durante longas horas de estudo no LASP, nos pequenos momentos de
pausa para o café dentre outros momentos que jamais serão esquecidos. Em especial
a Nathália Tavares, Brenno Delorme, Clarissa Eccard, Thiago Duarte, Thuanne
Baptista e Paulo Shor.
Aos meus amigos e familiares, que de alguma forma compreenderam a minha
ausência nesses anos de engenharia e que nunca deixaram de me apoiar, em
especial à minha afilhada Inaê Gonçalves.
E aos funcionários do Departamento de Engenharia Elétrica, em especial à Katia
Tripolli.
v
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/UFRJ como parte
dos requisitos necessários para obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.
Ajustes dos Parâmetros dos Controladores de Unidades Geradoras para
Recomposição Fluente do SIN em Estudos de Estabilidade Eletromecânica.
Emilly Gonçalves de Andrade Bizon
Janeiro 2015
Orientador: Robson Francisco da Silva Dias
Co-orientadores: Antonio de Pádua Guarini
Curso: Engenharia Elétrica
A partir da necessidade de se estabelecer uma nova área de recomposição fluente
por conta da necessidade de modernização (“retrofit”) das unidades geradoras da
Usina Hidrelétrica (UHE) Passo Fundo que era responsável pela recomposição desta
área, iniciou-se os estudos a partir da UHE Foz do Chapecó, por esta já possuir
capacidade de autorrestabelecimento (“black-start”). Foi então criada a Área Foz do
Chapecó.
O trabalho apresenta resultados de análise, do ponto de vista de regime
permanente, para avaliação do perfil de tensões na energização das linhas e nas
tomadas de carga, de utilidade para definição do corredor de recomposição e de
transitórios eletromecânicos; para avaliação, verificação e adequação dos parâmetros
dos reguladores de velocidade (RV), dos reguladores automático de tensão (RAT) e
dos sinais adicionais Estabilizadores de Sistema de Potência (ESP).
Efetivamente, os estudos referidos têm o intuito de garantir a fluência do corredor
de recomposição para o atendimento das cargas prioritárias de uma região do Rio
Grande de Sul. Além disso, foram realizadas análises para verificação do instante de
entrada de operação do ESP pois, caso seja conectado no momento errado da
recomposição, pode provocar a perda da estabilidade do sistema.
vi
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of
the requirements for the degree of Electrical Engineer.
Dynamic Controller Models of Power Plant Generator Units Validation of Fluent
Restoration Process of BIPS (Brazilian Interconnected Power System) in Transient
Stability Studies.
Emilly Gonçalves de Andrade Bizon
January 2015
Advisor: Robson Francisco da Silva Dias
Co advisor: Antonio de Pádua Guarini
Course: Electrical Engineering
From the need to develop a new area of fluent Restoration due to the need for retrofit
of the generating units of the Hydroelectric Power Plant (HPP) Passo Fundo, which
was responsible for the restoration of this area, began studies from HPP Foz of
Chapecó began since it already has black-start. And then, created the area of Foz of
Chapecó.
In this work we performed the analysis of the steady-state point of view, in order to
assess the voltage profile of the behavior on power lines and decision-loads for the
development of the corridor restoration and electromechanical transient, for evaluation,
verification and adjustment of parameters of speed regulators (SR), automatic voltage
regulators (AVR) and additional signs of Power System Stabilizers (PSS).
These studies AIM to ensure the flow of recovery corridor to meet the priority loads of
the Rio Grande de Sul region. In addition, analyzes were performed to verify the PSS
operation entry point, as if connected in wrong time of recovery may result in loss of
system stability.
vii
Sumário
1. Introdução.............................................................................................................. 9
1.1 Apresentação ...................................................................................................... 9
1.2 Motivação do Trabalho ...................................................................................... 10
1.3 Objetivo e Metodologia ...................................................................................... 11
1.4 Organização do Trabalho .................................................................................. 11
2. O Processo de Recomposição do Sistema Interligado Nacional .......................... 13
2.1 Filosofia Básica do Processo de Recomposição do Sistema Interligado
Brasileiro ................................................................................................................. 13
2.1.1 Recomposição Fluente .......................................................................... 13
2.1.2 Recomposição Coordenada .................................................................. 16
2.1.3 Fase Fluente e Coordenada .................................................................. 17
2.2 Os Avanços do Processo de Recomposição do SIN ..................................... 17
2.3 Critérios para Estudos de Recomposição ..................................................... 18
2.3.1. Estudo de Regime Permanente ................................................................. 18
2.3.1.1 Programa Anarede para Análise da Recomposição do Sistema em Regime
Permanente ......................................................................................................... 19
2.3.1.2 Critérios que Devem ser Observados em Estudos de Regime
Permanente ......................................................................................................... 20
2.3.2. Estudo de Estabilidade Eletromecânica ..................................................... 23
2.3.2.1. Programa Anatem ................................................................................... 24
2.3.2.2 Critérios a serem Observados em estudos de Estabilidade
Eletromecânica .................................................................................................... 24
3. Controladores ...................................................................................................... 33
3.1. Considerações Iniciais .................................................................................. 33
3.1.1. Máquina Síncrona.................................................................................. 33
3.1.2. Estabilidade de Sistemas de Potência ................................................... 34
3.2. Regulador Automático de Tensão ................................................................. 39
3.3. Estabilizador de Sistemas de Potência (ESP) ............................................... 41
3.4. Regulador de Velocidade .............................................................................. 46
viii
3.4.1. Gerador Operando Isolado (Isócrono) ................................................... 47
3.4.2. Gerador Operando em Paralelo ............................................................. 48
3.4.3. Geradores Operando em Paralelo com um Sistemas de Potência de
Grande Porte ....................................................................................................... 51
4. Estudo de Caso ................................................................................................... 52
4.1. Área Foz do Chapecó ....................................................................................... 52
4.1.1. Estudo de Regime Permanente ................................................................. 53
4.1.1.1. Estudo do corredor da Área Foz do Chapecó sem a UHE Passo Fundo. 54
4.1.1.2. Estudo do corredor da Área Foz do Chapecó com a UHE Passo Fundo. 56
4.1.2 Estudos de Transitórios Eletromecânicos ................................................... 58
4.1.2.1 Modelagens dos Controladores da UHE Foz do Chapecó ....................... 59
4.1.2.2 Análises dos Casos de Estabilidade Eletromecânica ............................... 64
4.1.2.2.1. Recomposição da Área Foz do Chapecó sem a UHE Passo Fundo .... 64
4.1.2.2.2. Desempenho Dinâmico do ESP conectado no processo de
recomposição ...................................................................................................... 83
4.1.2.2.3. Recomposição da Área Foz do Chapecó considerando a entrada da
UHE Passo Fundo. .............................................................................................. 89
5. Conclusões e Recomendações ......................................................................... 103
6. Referências ....................................................................................................... 104
7. Apêndices .......................................................................................................... 106
9
1. Introdução
1.1 Apresentação
Embora a probabilidade de que blecautes generalizados ocorram seja reduzida,
quando ocorrem, trazem graves consequências à sociedade, hoje em dia tão
dependente da eletricidade. Os sistemas elétricos por mais bem planejados,
construídos e operados, não estão imunes a blecautes.
Historicamente, as ações de recomposição em todas as empresas eram efetuadas
através dos seus próprios Centros de Operação (COS), de maneira centralizada. Os
operadores das subestações somente executavam as instruções fornecidas pelos
seus Centros de Operação e se reportavam ao mesmo para comunicar qualquer
ocorrência.
Após um blecaute, as instalações procuravam se comunicar com os seus
respectivos Centros de Operação e instalações adjacentes, a fim de solicitar
providências para o restabelecimento da tensão.
A falta de uma estratégia pré-definida levava a um aumento excessivo dessas
comunicações e, consequentemente, ao aumento do tempo de recomposição, além
dos problemas decorrentes da centralização das responsabilidades, por parte dos
Centros de Operação.
Com o sistema elétrico cada vez mais complexo, visando minimizar a ocorrência
de perturbações de grandes proporções, foram elaborados e implantados diversos
Esquemas de Controle de Emergências (ECE), buscando resguardar o todo ou partes
do sistema elétrico, tendo se mostrado eficientes em suas atuações ao longo do
tempo.
No início da década de 80, em função dos blecautes ocorridos na região Sul do
Brasil foram elaborados relatórios pelo Grupo Coordenador da Operação Interligada
(GCOI), estabelecendo uma nova filosofia e os critérios para a recomposição da malha
principal do Sistema da região Sul. Posteriormente, esse trabalho foi ampliado a todas
as empresas que compõem o Sistema Sul/Sudeste/Centro Oeste [1].
A "Filosofia de Recomposição do Sistema Interligado Brasileiro" [1] baseou-se num
estudo estruturado, dividido basicamente, em três partes, que são:
A filosofia básica do processo de recomposição e suas diretrizes gerais;
10
Os fundamentos necessários para que a filosofia básica seja aplicada com
sucesso; e,
Os procedimentos de recomposição, através de uma precisa descrição de suas
etapas nas diversas áreas envolvidas.
O estudo de recomposição do sistema elétrico se dá a partir da necessidade do
restabelecimento do sistema devido à ocorrência de um blecaute parcial ou total de
uma região ou pela entrada em operação de novos sistemas de geração e/ou
transmissão.
Para a elaboração dos estudos de recomposição, são necessárias as avaliações
de: Fluxo de Potência (Regime Permanente), Transitórios Eletromecânicos e
Transitórios Eletromagnéticos.
Os Estudos de Regime Permanente são feitos para analisar as condições do
sistema nas diversas etapas e configurações da recomposição, verificando os perfis
de tensão, os carregamentos em equipamentos e a capacidade das unidades
geradoras das áreas geoelétricas do SIN nas situações pré e pós-manobras
(energizações).
Os Estudos de Transitórios Eletromecânicos são feitos para analisar o
comportamento das oscilações de frequência e de tensão durante manobras de
energização de linhas de transmissão, transformadores (em carga) e nas tomadas
e/ou rejeição de carga, caso em que os reguladores de tensão e de velocidade das
usinas deverão estar presentes. Há níveis determinados que são considerados
aceitáveis para oscilações de frequência e de tensão dinâmica para o estudo de
recomposição, conforme será mostrado posteriormente.
Os Estudos de Transitórios Eletromagnéticos são feitos para definir os valores
máximos de tensão a que os equipamentos, linhas de transmissão e transformadores,
durante sua energização. Também são realizados estudos de rejeição de carga em
regime transitório que permitem definir o conjunto mínimo de reatores no corredor em
recomposição e os montantes máximos de carga a serem recompostos nesta área.
1.2 Motivação do Trabalho
A partir da necessidade do “retrofit” na UHE Passo Fundo, foi necessário que outra
usina que possuísse “Black-start” passasse a comandar o corredor de recomposição
para o restabelecimento das cargas. Isso posta surgiu à necessidade de realização de
11
estudos para a definição do novo corredor de recomposição incluindo os estudos de
regime permanente e transitórios eletromecânicos.
1.3 Objetivo e Metodologia
O objetivo deste projeto de fim de curso foi definir critérios para estudos de regime
permanente (fluxo de potência), assim como foram realizadas simulações cujo objetivo
foi confirmar a adequação dos ajustes dos reguladores das unidades geradoras para
que as mesmas apresentassem desempenho adequado quando participando de um
corredor fluente de recomposição. Foi verificado o desempenho dos reguladores de
tensão, regulador de velocidade e do estabilizador de sistemas de potência (ESP).
Para verificação dos ajustes, foram realizados estudos de estabilidade transitória
eletromecânica.
Desta forma, foram utilizados os programas Anarede, para estudos de fluxo de
potência e Anatem, para estudos de transitórios eletromecânicos. No presente
trabalho, são apresentados os resultados do estudo e da análise de desempenho do
corredor de recomposição da Área Foz do Chapecó, de modo que se tornou
necessário fazer ajustes nos parâmetros dos reguladores para a fase fluente de
recomposição a fim de flexibilizar as tomadas de carga. Foram feitas avaliações do
sistema operando com ou sem ESP tanto no modo isolado quanto no modo interligado
do regulador de velocidade, verificando-se o comportamento na tomada e rejeição de
carga.
Não fez parte do escopo deste trabalho as avaliações dos transitórios
eletromagnéticos, e sim do ponto de vista de transitórios eletromecânicos; para
avaliação, verificação e adequação dos parâmetros dos reguladores de velocidade, de
tensão e dos sinais adicionais dos Estabilizadores de Sistema de Potência.
Os ajustes dos parâmetros propostos para os reguladores foram feitos com base
na teoria de controle moderno e a verificação de seu desempenho dinâmico dos
mesmos utilizando simulações de estabilidade transitória. Também não se constituiu
escopo do presente trabalho, dada sua complexidade, a realização de estudos de
estabilidade à pequenos sinais (análise linear). Dessa forma quando o termo
estabilidade eletromecânica é mencionado o mesmo se refere a estabilidade
transitória, a menos que especificamente mencionado.
1.4 Organização do Trabalho
Este trabalho está dividido em cinco capítulos. No Capítulo 1, é apresentada uma
introdução mostrando a necessidade do estudo realizado, objetivo deste trabalho.
12
No Capítulo 2, é apresentada a filosofia básica do processo de recomposição e os
critérios a serem seguidos para a elaboração do estudo.
No Capitulo 3, introduz-se um breve resumo sobre máquinas síncronas e
estabilidade de sistemas elétricos, seguido pela descrição do Regulador Automático
de Tensão (RAT), do Estabilizador de Sistemas de Potência (ESP) e do Regulador de
Velocidade (RV).
No Capítulo 4, é analisado o desempenho do corredor de recomposição, utilizando
todo o conteúdo descrito nos capítulos 2 e 3 para os estudos de regime permanente e
transitórios eletromecânicos, respectivamente.
No Capítulo 5, é apresentado as conclusões e recomendações para trabalhos
futuros.
13
2. O Processo de Recomposição do Sistema Interligado Nacional
Neste capítulo é apresentado um breve histórico do desenvolvimento dos estudos
de recomposição e suas motivações. Além disso, os critérios utilizados para a
realização dos estudos e as análises que devem fazer parte da elaboração de um
corredor de recomposição são também discutidos.
2.1 Filosofia Básica do Processo de Recomposição do Sistema Interligado
Brasileiro
A filosofia básica do Processo de Recomposição do SIN inicia-se a partir de uma
usina de autorrestabelecimento. Esse processo de recomposição poderá fluir sem a
necessidade de comunicação entre os agentes envolvidos até o momento em que
restrições operativas impeçam sua continuidade (como a indisponibilidade de algum
equipamento), ou nos casos em que para atender determinados estágios impliquem
em certas condições de sistema (fechamento de interligação em paralelos, por
exemplo), onde as informações deverão estar concentradas nos Centros de Operação,
assumindo estes a coordenação das demais etapas.
Nessa filosofia, a recomposição do sistema se processaria em duas fases,
denominadas de Recomposição Fluente e Recomposição Coordenada.
2.1.1 Recomposição Fluente
A recomposição fluente é a fase em que as ações são executadas pelos
operadores das instalações, de acordo com procedimentos pré-estabelecidos nas
instruções de operação. Essa fase permite o restabelecimento de centros importantes
de forma simultânea e independente das demais áreas, minimizando o trabalho de
coordenação e garantindo agilidade ao processo.
Para que haja fluência no processo de recomposição são necessários que alguns
critérios (como por exemplo, limites de tensão) sejam cumpridos. A princípio, deve-se
levar em consideração as áreas geoelétricas de recomposição que são configurações
mínimas de rede que possuem uma ou mais usinas de autorrestabelecimento,
permitindo-se a recomposição de cargas prioritárias da forma mais rápida e segura
possível [2].
Na definição do processo de recomposição fluente, os seguintes aspectos são
importantes:
14
As áreas geoelétricas de recomposição devem estar totalmente
desenergizadas.
Inicia-se o processo de recomposição a partir das usinas de
autorrestabelecimento de alta confiabilidade ou usinas com “black-start”. O
grau de confiabilidade das usinas de autorrestabelecimento é definido da
seguinte forma:
Alta confiabilidade: essas usinas são capazes de se estabelecer sem
nenhuma alimentação externa (SIN) e com suas unidades geradoras em
repouso, ou seja, desligadas elétrica e mecanicamente, utilizando então,
para dar a partida em suas máquinas, um grupo diesel-gerador auxiliar,
conforme mostrado na Figura 1.
Média confiabilidade: neste caso as unidades geradoras são capazes de
alimentarem seus serviços auxiliares a partir da tensão terminal.
Necessitando então que as máquinas permaneçam girando mecanicamente
e excitadas após a ocorrência de uma perturbação, modo de operação
conhecido como “speed-no-load”. Geralmente essas usinas são
complementares à fase fluente da recomposição, para possibilitar o
atendimento de montantes de adicionais de carga nessa fase.
Baixa confiabilidade: há necessidade de alimentação externa, fornecida
pelo SIN, para seus serviços auxiliares no intuito de que suas unidades
geradoras possam partir após a ocorrência de uma perturbação no sistema,
estas devem estar desligadas elétrica e mecanicamente.
Figura 1 - Grupo diesel para restabelecimento das unidades geradoras de Itaipu
Os critérios para definir uma área geoelétrica de recomposição fluente são os
seguintes:
Para cada procedimento prioritário de recomposição fluente devem estar
estabelecidos a tensão de partida e o número mínimo de unidades geradoras
necessárias para a usina de autorrestabelecimento;
15
As usinas devem manter o maior número possível de unidades geradoras
sincronizadas durante a recomposição, a menos que haja alguma restrição;
Em cada área geoelétrica é preciso definir qual usina irá assumir o controle da
frequência daquela região, evitando assim que usinas distintas dentro de uma
mesma área tentem fazer o controle de frequência, como será explicado mais a
frente.
Os procedimentos operacionais previamente definidos permitirão a
recomposição de áreas geoelétricas, com compatibilização de carga e geração
em uma configuração mínima de rede, para evitar desvios de tensão e
frequência e atuações indevidas das proteções;
Tensões de pré-energização para circuitos, reatores e transformações entre a
usina de autorrestabelecimento e o centro de carga da área geoelétrica
referida.
Os critérios para o restabelecimento de carga das áreas geoelétricas são os seguintes:
Se possível, o atendimento do máximo das cargas prioritárias dos agentes
distribuidores de cada área;
Deve-se levar em consideração os patamares extremos de carga (leve, horário
de menor consumo de energia elétrica e pesada, horário de maior consumo de
energia elétrica) para garantir a viabilidade do processo em qualquer horário.
A tomada de carga deve ser feita de forma gradativa dando preferência a
montantes reduzidos. A melhor definição da tomada de carga leva ao aumento
da segurança e confiabilidade da área geoelétrica a ser recomposta. Desta
forma, os operadores devem aguardar o tempo aproximado de um minuto entre
as tomadas dos patamares de carga de modo a evitar quedas acentuadas de
tensão e de frequência.
O aparente aumento do tempo de recomposição associado à melhor definição
da tomada de carga é compensado pelo aumento da segurança e
confiabilidade da área geoelétrica nesta fase fluente.
Desta forma, as seguintes vantagens e/ou benefícios ficam assegurados com a fase
de recomposição fluente:
Permitir que cada área de autorrestabelecimento execute, isoladamente, as
ações de recomposição de centros importantes de carga (centros econômicos,
16
hospitais, metrô) de forma simultânea e independente das demais áreas,
minimizando o trabalho de coordenação.
As ações para recompor o corredor são executadas pelos operadores das
subestações (SE), de acordo com procedimentos pré-estabelecidos nas
instruções operativas definidas com base em estudos, com o mínimo de
comunicação possível. Usualmente feitos sem a interferência dos Centros de
Operação;
Estes procedimentos garantem agilidade nos processos de recomposição
fluente.
Os Centros de Operação dos Agentes acompanharão a evolução da
recomposição fluente de suas áreas e devem comunicar aos Centros de
Operações Regionais do Sistema (COSR) a conclusão das mesmas.
2.1.2 Recomposição Coordenada
A recomposição coordenada somente se inicia após as empresas comunicarem
aos Centros de Operação a conclusão da recomposição fluente de suas áreas e, além
disso, após a verificação dos seguintes requisitos:
Ausência de sobrecargas em equipamentos da área considerada;
Estabilização da frequência;
Níveis de tensão compatíveis com a configuração mínima da área geoelétrica
para os montantes de tomada de carga prioritária;
A conexão de áreas geoelétricas só deverá ser efetuada quando as áreas
apresentarem-se em situação estável.
É nesta fase da recomposição em que as ações dos operadores são coordenadas
pelos Centros de Operação Nacional e Regionais e repassadas aos Centros de
Operação dos Agentes envolvidos. Consiste na recomposição gradativa adicional das
cargas em função da disponibilidade de geração e de transmissão, controlando-se
adequadamente a frequência, tensão e o carregamento dos componentes do sistema,
compondo-se das seguintes ações coordenadas pelos Centros de Operação Nacional
e Regionais do Sistema (CNOS e COSR):
A energização dos circuitos paralelos dos corredores;
A interligação de áreas geoelétricas, através de fechamento de paralelos ou de
anéis e;
17
A liberação de montantes de cargas adicionais.
Salienta-se que o processo de recomposição fluente passa a ser coordenado caso
ocorra alguma situação de impedimento no processo preferencial (ex: indisponibilidade
de equipamentos), ou seja:
Sempre que possível além do procedimento prioritário de recomposição,
devem estar previstos procedimentos alternativos para cobrir situações de
indisponibilidade de equipamentos neste procedimento principal.
2.1.3 Fase Fluente e Coordenada
Há também a situação em que se tem uma indisponibilidade de equipamento (linha
de transmissão, reator) ao longo do corredor de recomposição de uma determinada
área. Desta forma o procedimento é feito de forma fluente até onde os equipamentos
estejam indisponíveis e coordenadamente utiliza-se um procedimento alternativo para
contornar esta indisponibilidade, até que seja possível retornar ao procedimento
fluente desta área de recomposição.
2.2 Os Avanços do Processo de Recomposição do SIN
Em função das perturbações ocorridas em 1999 e 2002 e com a entrada de novas
usinas de autorrestabelecimento, novos equipamentos de transmissão e de
compensação reativa, novas subestações e transformações, a partir da década de 90,
já sob a coordenação do ONS, foram propostas alterações e melhorias na filosofia de
recomposição para as regiões Sul, Sudeste e Centro Oeste do Sistema Interligado
Nacional (SIN). [3]
Nos processos de recomposição total ou parcial da Rede Básica, e
consequentemente das áreas envolvidas, toda a sequência está hoje definida através
de Instruções Operativas (IO), onde estão claramente definidas as responsabilidades
dos operadores das subestações, dos Centros de Operações dos Agentes, e dos
Centros Regionais e Nacional do ONS [4].
Toda e qualquer alteração na Rede Básica, seja pela entrada em operação de
novos sistemas de geração e/ou de transmissão, necessitam de estudos, que são
feitos pelo ONS em conjunto com os Agentes envolvidos, de forma a contemplar:
Reavaliação dos processos de recomposição fluentes e coordenados
existentes;
Criação de novos corredores e de alternativas de recomposição para situações
de indisponibilidades de equipamentos na recomposição prioritária principal, e;
18
Posteriormente, o ONS em conjunto com os Agentes definirão novos
procedimentos de recomposição ou alterarão os já existentes.
Para a realização do estudo de recomposição, deve-se ter como base o
Procedimento de Rede do ONS, submódulo 23.3 [4] em que nele se tem a definição
dos procedimentos e critérios estabelecidos para a operação e estudos do sistema
elétrico.
2.3 Critérios para Estudos de Recomposição
Para a elaboração do estudo de recomposição tem-se três frentes de estudos. São
elas: de regime permanente (fluxo de potência), de transitórios eletromecânicos e de
transitórios eletromagnéticos [4].
2.3.1. Estudo de Regime Permanente
Nesses estudos são analisados vários cenários de fluxo de potência para analisar
as condições do sistema nas diversas etapas e configurações da recomposição,
verificando os perfis de tensão, os carregamentos em equipamentos e a capacidade
das unidades geradoras das áreas geoelétricas do SIN nas situações pré e pós-
manobras (energizações).
Para estes estudos as seguintes premissas / critérios devem ser levadas em conta:
Disponibilidade Inicial de Geração:
Define a potência inicial disponível nas usinas de autorrestabelecimento de
acordo com a seguinte equação:
(1)
Em que:
n: número de unidades geradoras existentes na usina
(n-1) ou n mínimo: número mínimo de unidades
P disponível: potência nominal disponível por unidade
P inicial: potência total inicial disponibilizada pela usina
O montante de carga tomado não pode exceder a disponibilidade inicial de
potência ativa em cada área geoelétrica.
Controle de Tensão nas Áreas Geoelétricas (Fase Fluente)
Para o controle de tensão podem ser considerados os seguintes artifícios:
19
Reatores (“shunt”), utilização de reatores na linha ou na barra a fim de
fazer o controle de tensão;
Tomadas de cargas necessárias, que podem ser utilizadas também
como controle de tensão; e,
Os recursos de capacitores shunt e/ou compensadores síncronos ou
estáticos não são considerados em princípio como critério geral para o
controle de tensão durante o processo de recomposição fluente, a
menos que sua utilização esteja definida nos procedimentos.
A Tabela 1 apresenta os níveis de tensão aceitáveis em regime permanente para
estudos de recomposição do SIN [4] estabelecidos pelo ONS. Estes valores podem
ser alterados pelos Agentes quando da análise de cada corredor de recomposição.
Tabela 1 - Níveis de tensão aceitáveis em regime permanente para o estudo de
recomposição.
Tensão [kV] Fase Fluente [%] Fase Coordenada [%]
Mínimo Máximo Mínimo Máximo
≤138 90 110 90 110
230 90 110 90 110
500 90 110 90 110
525 90 105 90 105
765 90 104,5 90 104,5
2.3.1.1 Programa Anarede para Análise da Recomposição do Sistema em Regime
Permanente
Os estudos de regime permanente são realizados com o programa Anarede do
CEPEL.
O Anarede a partir da Versão 9.1.3 já possui funções específicas para a avaliação
dos corredores para recomposição [5], que são:
Os estudos de regime permanente para recomposição passaram a ser
automatizados;
Verificação dos limites de tensão (extrapolação dos limites máximos e
mínimos):
20
Durante o processo de simulação dos trechos de recomposição, caso
algum limite (definido pelo usuário) seja violado, o processo é interrompido
e o controle retorna para o usuário;
Verificação da capacidade das unidades geradoras:
Para a curva de capabilidade das unidades geradoras, o próprio programa
determina os valores de potência ativa e reativa;
Analise de diversas combinações de manobras, bastando para isto que sejam
selecionados os trechos correspondentes às mesmas;
A individualização de equipamentos permite ligar e desligar os equipamentos
individualmente;
Equipamentos shunt, reatores e capacitores, são representados em bancos,
podendo ser de linha ou de barra;
Divisão da carga em blocos; e,
Individualização das unidades geradoras.
2.3.1.2 Critérios que Devem ser Observados em Estudos de Regime Permanente
Para esses estudos devem-se levar em consideração os critérios a seguir:
Controle de Tensão:
A Figura 2 e a Figura 3 mostram as tensões nas barras com e sem o
reator de barra da SE Milagres conectado, respectivamente, ilustrando
a importância desses equipamentos para o controle de tensão. Caso o
reator de barra da SE Milagres não esteja conectado (Figura 1Figura 2)
são observadas sobretensões nas barras das SE Quixadá e Fortaleza
II.
21
Figura 2 - Trecho de corredor com reator conectado
Figura 3 - Trecho de corredor com reator desconectado
Restabelecimento da Carga:
Para a modelagem da carga deve-se considerá-la como 100% potência
constante tanto para a parte ativa quanto para a reativa, para que o
estudo seja realizado de forma conservativa.
A Figura 4 mostra o afundamento de tensão ao tentar restabelecer o
terceiro bloco de carga na SE Bom Jardim. Nesta situação o limite
inferior de tensão (subtensão) é atingido fazendo com que os
montantes de carga tomada nesta SE tenham que ser reduzidos.
22
Figura 4 - Influência da tomada de carga na tensão do barramento
Curva de Capabilidade da Unidade Geradora:
Na Figura 5 observa-se o diagrama de capabilidade para um gerador de polos
salientes que indicam os limites da curva para a operação da unidade geradora.
Na Figura 6 observa-se a Curva de Capabilidade da Usina de Taquaruçú quando
operando com apenas uma unidade geradora sincronizada no corredor de
recomposição da Área Porto Primavera. Nesta situação, por exemplo, tem-se um limite
de potência ativa (1) máxima de aproximadamente 105 MW e de potência reativa (2)
variando aproximadamente entre -105 e 65 Mvar por unidade geradora, e caso haja
uma extrapolação de potência reativa que a máquina possa suprir, haverá a
P.PRIMA-05GR
510
0.950
PPRIMAV--440
544
0.975
TAQUARUC-440
547
0.975
ASSIS----440
552
0.950
TAQUARUC-3GR
513
0.950
TAQUARUCU138
548
1.049
SUMARE---440
570
0.842
SBARBARA-440
567
0.952
BOMJARDIM440
574
0.828
RIBPRETO-440
563
0.971
AVERMELH-440
536
1.048
A.VERMEL-4GR
500
1.050
B.JARDIM-088
576
0.766
RIBPRETO-138
564
1.020
SBARBARA-138
568
0.990
SUMARE---138
571
0.932
-81.2
-63.8-63.8
G479.6
G258.1
G80.0 80.0
AVERMELHA138
537
1.049
60.0 100.0 100.0
30.0 80.0 SUMARE---AGV
9570
0.950
100.0
-169.6
100.0
50.0
100.0
Figura 5 - Diagrama de capabilidade para um gerador de pólos salientes
23
necessidade de inserir outro gerador. O asterisco (3) representa um exemplo de ponto
de operação da unidade geradora [5].
2.3.2. Estudo de Estabilidade Eletromecânica
Esses estudos são feitos para analisar o comportamento dinâmico da frequência e
de tensão durante manobras de energização de linhas de transmissão,
transformadores (com carga) e nas tomadas de carga e/ou rejeição de carga. Nestas
análises os reguladores de tensão e de velocidade das usinas deverão estar presentes
e modelados adequadamente para a operação da usina conectada a um sistema
isolado.
Os estudos de estabilidade eletromecânica também definem o número mínimo de
unidades geradoras com o intuito de evitar a possibilidade de autoexcitação das
unidades geradoras em caso de rejeição de carga. Nas áreas geoelétricas com mais
de uma usina de autorrestabelecimento participando da recomposição, o controle de
frequência deverá ser feito por apenas uma delas, de forma a evitar conflitos de
controle.
A Tabela 2 e a Tabela 3 apresentam respectivamente os valores mínimo e máximo
de frequência e tensão para estudos de estabilidade eletromecânica definidos no
submódulolo 23.3 dos Procedimentos de Rede do ONS – Estudo de Recomposição
[4].
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
-110 -99 -89 -78 -68 -57 -46 -36 -25 -15 -4 6 17 28 38 49 59 70
Potencia Reativa Gerada (Mvar/p.u.)
Curva de Capacidade Ponto de Operacao 513 TAQUARUC-1GR(Mvar)
(1)
(2)
(3)
Figura 6 - Curva de capacidade da Usina de Taquaruçú
24
Tabela 2 – Valores mínimos e máximos de frequência para estudos de estabilidade
eletromecânica
Usina Frequência [Hz]
Mínimo Máximo
Hidroelétrica 56,0 66,0
Termoelétrica 57,0 63,0
Tabela 3 - Valores mínimos e máximos de tensão para estudos de estabilidade
eletromecânica
Tensão
nominal de
operação
Tensão Dinâmica
Mínimo Máximo
[kV] [kV] [pu] [kV] [pu]
ou 5% abaixo do
ajuste da proteção
de sobretensão
temporizada
< 138 ─ 0,85 ─ 1,25
138 117 0,85 173 1,25
230 195 0,85 288 1,25
345 293 0,85 430 1,25
440 374 0,85 550 1,25
500 425 0,85 655 1,30
525 425 0,80 655 1,25
765 650 0,85 956 1,25
2.3.2.1. Programa Anatem
Para o estudo de estabilidade eletromecânica (estabilidade transitória) utiliza-se o
programa Anatem do CEPEL, que permite a modelagem de diversos equipamentos de
um sistema de potência, incluindo seus controladores, podendo ser utilizados modelos
pré-definidos (“built-in”). Também é permitido que o usuário defina seus próprios
modelos (“.cdu”), sendo os modelos “cdu” mais utilizados por permitir uma modelagem
precisa dos controladores.
2.3.2.2 Critérios a serem Observados em estudos de Estabilidade
Eletromecânica
Para esses estudos deve-se levar em consideração os critérios a seguir:
25
Critério para avaliar a autoexcitação:
O critério para se avaliar a autoexcitação de unidades geradoras de uma
determinada usina, em termos práticos, é o de verificar a ocorrência de
crescimento descontrolado da tensão das máquinas síncronas após a ocorrência
de rejeição de carga ou abertura do disjuntor do circuito. Isso ocorre por conta do
efeito capacitivo dos circuitos de transmissão que, após a rejeição de carga ou
abertura do disjuntor, permaneçam conectados aos geradores podendo resultar
uma elevação de tensão muito rápida em seus terminais.
Os aumentos na tensão e na frequência podem ser de tal magnitude (dezenas
de pu) e ocorrer em intervalo de tempo tão pequeno (da ordem de milissegundos)
que a proteção de sobretensão não seja capaz de atuar em tempo hábil para evitar
danos aos equipamentos.
Na Figura 7 está representado o circuito utilizado para ilustrar o problema de
autoexcitação. Esse trecho foi por representar um circuito longo de transmissão e
com efeito capacitivo significativo (susceptância de 131,97 MVAr). A UHE Jirau
possui unidades geradoras de potência nominal 70 MW, nas simulações foi
implementado um fluxo de potência de 60 MW (80% da potência máxima da
usina). Foi simulada a abertura do trecho entre Jirau e Porto Velho, fazendo-se a
abertura do circuito na SE Coletora Porto Velho.
Figura 7 - Circuito para simulação autoexcitação
Foi testado o corredor com 1, 2 e 3 unidades geradoras na UHE Jirau, a fim de
exemplificar a importância da capacidade de absorção de potência reativa das
máquinas com relação ao efeito de autoexcitação. Os resultados obtidos são
apresentados na Figura 8.
26
Figura 8 - Comportamento da tensão terminal da máquina da UHE Jirau
Na curva vermelha, observa-se que o efeito capacitivo da linha fez com que a
tensão elevasse bruscamente, muitas das vezes sem tempo hábil para a atuação da
proteção de sobretensão. Esse comportamento pode trazer danos aos equipamentos
submetidos a esta sobretensão. Quando há participação de mais unidades geradoras,
portanto com maior capacidade total de absorção de potência reativa, observa-se que
apesar da elevação de tensão esta não cresce descontroladamente, apresentando
apenas o efeito de sobretensão que pode ser eliminado pela proteção de sobretensão
instantânea. Essa análise é de grande importância para os estudos de transitórios
eletromecânicos e de recomposição.
Variação da Frequência Durante a Tomada e Rejeição de Carga:
Como exemplo, pode-se observar o diagrama unifilar de recomposição
fluente da Área de Foz do Chapecó na Figura 9.
27
Figura 9 - Diagrama unifilar da recomposição fluente da área Foz do Chapecó
.
Na Figura 10, pode-se observar a tomada e rejeição de 53 MW de carga a
partir da SE Guarita. É mostrada a variação de frequência na unidade geradora
da UHE Foz do Chapecó quando da tomada de carga que provoca um
afundamento de frequência chegando a 53,7 Hz, que supera o limite mínimo de
56 Hz. Na rejeição de carga, há uma elevação na frequência que atinge o valor
de 65,7 Hz, mas não ultrapassa o limite máximo de 66 Hz.
28
Variação da Tensão Dinâmica na Tomada e Rejeição de Carga
Na Figura 11 está mostrada a tensão nas barras de interesse a serem
monitoradas quando da tomada e de rejeição de carga cujos limites estão definidos
na Tabela 3. Para este exemplo foi utilizado o mesmo caso da Área de Foz do
Chapecó apresentado anteriormente. Como pode-se observar, neste caso não
houve extrapolação dos limites de tensão.
Figura 10 - Variação de frequência dinâmica a partir da tomada e rejeição de carga
29
Figura 11 - Variação de tensão dinâmica a partir da tomada e rejeição de carga
Representação dos Controladores no Anatem
Os reguladores de tensão (Vref) são normalmente ajustados para manter a
tensão terminal da máquina em um valor pré-determinado e podem possuir o
auxílio do ESP para o amortecimento de oscilações. Os ESP geralmente são
ajustados para modos interárea (como a interligação Norte – Sul) e/ou locais que
podem sofrer sensíveis modificações de frequência para as quais os mesmos
foram sintonizados, ou até mesmo não existir, como no caso dos modos interárea
no momento da recomposição. Essas modificações de frequência irão provocar a
perda de sintonia dos ESP que será avaliada no Capítulo 4.
Os reguladores de velocidade operam, em geral, no denominado modo de
controle de potência (ou modo sistema interligado), conveniente para que seja
definido um valor mínimo de potência ativa para as unidades geradoras
determinado pelos centros de controle, além de proporcionar às unidades
geradoras a possibilidade de participarem do Controle Conjunto de Potência (a
nível de usina) e do Controle Automático de Geração (CAG). Esse modo de
operação, apesar de possuir uma sensibilidade a variações de frequência, tende a
ser menos sensível a essas variações. Isso se deve, ao fato de que em um
30
sistema interligado o controle primário de frequência é dividido por todas as
unidades geradoras proporcionalmente, através de seus respectivos estatismos.
No caso de uma rede de recomposição, os reguladores de velocidade das
unidades geradoras são comutados para um modo de operação denominado
controle de frequência (ou modo rede isolada), em que as unidades geradoras
passam a ser mais sensíveis a variações de frequência (estatismo nulo ou muito
pequeno, da ordem de 2,5%) por serem as mesmas responsáveis pelo controle de
frequência da área em recomposição fluente.
Procedimento para fechamento de paralelos e anéis:
Na ocorrência de fechamento de anéis e/ou paralelos devem ser analisadas as
tensões dinâmicas, verificando-se a manutenção da estabilidade eletromecânica
do sistema. Deve ser definida qual usina, dentro de cada área geoelétrica, irá
assumir o controle de frequência da região, mantendo as demais usinas com a
responsabilidade de assumir carga, a fim de garantir uma folga na geração da
usina responsável pelo controle de frequência para a continuação do processo.
• Procedimentos para Fechamento de Paralelos:
Para o fechamento de paralelo de disjuntores, é obrigatória a verificação de
condições de fechamento de paralelo. Os estudos dinâmicos são realizados para
determinar os valores máximos para a diferença de tensão, ângulo, e frequência
em relação às barras (subestações) onde o paralelismo será estabelecido,
evitando que as unidades geradoras sofram esforços no rotor superiores aos que
elas podem suportar. Os valores limites sugeridos na ausência de estudos
específicos definidos no Procedimento de Rede do ONS são:
Frequência: diferença máxima igual a 0,2 Hz entre as áreas;
Tensão: diferença máxima de 10% em relação as tensões entre as
barras de fechamento;
Ângulo: defasagem máxima de 10°. Essa diferença angular é aplicada
quando o fechamento do paralelo é próximo a uma usina. Estudos são
importantes para definição de um valor superior ao indicado, de modo
a não ficar tão restritivo em demais partes do sistema.
31
• Procedimentos para Fechamento de Anéis:
No caso de fechamento de anel, os estudos dinâmicos têm o intuito de reduzir
a causa dos esforços excessivos nos eixos das máquinas nesse caso baseando-
se na variação percentual de potência ativa gerada pela unidade, conforme
podemos observar na equação [2].
(2)
Em que,
: Potência ativa gerada imediatamente antes do fechamento do
anel
: Potência ativa gerada imediatamente após o fechamento do
anel
Define-se que a variação de potência ativa da unidade geradora
deve ser igual ou menor a 50% da potência nominal aparente (MVA da
unidade geradora). A partir daí, o fechamento de anel é permitido para
unidades hidrelétricas e termoelétricas. Para valores superiores a 50%
o agente proprietário da usina deve ser consultado sobre essa
possibilidade levando em conta as características de seus
equipamentos.
A título de ilustração, na Figura 12 está representada as quatro subáreas
pertencentes a região Nordeste, Áreas Xingó, Paulo Afonso IV, Luiz Gonzaga e
Itapebi. A UHE Luiz Gonzaga é responsável por 3 áreas (Norte, Oeste e Sudeste), por
conta da UHE Sobradinho ainda não ser uma usina de autorrestabelecimento. A UHE
Luiz Gonzaga é também a responsável pelo controle de frequência.
32
Figura 12 – Quatro subáreas de recomposição fluente da Região Nordeste
Da mesma forma, na Figura 13 estão representados os fechamentos de paralelos
e de anéis entre as subáreas da região Nordeste.
Figura 13 - Interligação das Áreas da Região Nordeste - Fechamento de Paralelos e Anéis
33
3. Controladores
3.1. Considerações Iniciais
Neste capítulo são apresentados os princípios básicos de operação dos
reguladores de tensão e de velocidade e do estabilizador de sistema de potência
(ESP), que têm como objetivo manter o sistema operando dentro de limtes pré
estabelecidos. Por conta disto, é de grande importância a compreensão dos princípios
básicos da máquina síncrona e dos conceitos de estabilidade de sistemas de potência,
que são apresentados a seguir.
3.1.1. Máquina Síncrona
Em um gerador síncrono, um campo magnético é produzido (através de ímãs
permanentes ou eletroímãs) no rotor ou através da aplicação de uma corrente CC a
um enrolamento desse rotor. O rotor do gerador é então acionado por uma máquina
motriz primária (turbinas a gás, a vapor, hidráulicas e motores a diesel), que produz
um campo magnético girante dentro da máquina. Esse campo magnético girante induz
um conjunto de tensões trifásicas nos enrolamentos do estator do gerador [6],
conforme representado na Figura 14.
Figura 14 - Acoplamento máquina primária a máquina síncrona
A máquina síncrona tem como característica principal sua velocidade mecânica de
rotação constante e proporcional a frequência do sistema. É a principal máquina para
a geração de energia em um sistema de potência. Na Figura 15 pode-se observar a
ilustração de uma máquina síncrona de polos lisos.
34
Figura 15 - Diagrama máquina síncrona trifásica de rotor cilíndrico de 2 polos
3.1.2. Estabilidade de Sistemas de Potência
A ocorrência de algum distúrbio no sistema elétrico pode ocasionar a perda de
estabilidade das máquinas síncronas do sistema.
O IEEE e o Cigré definem estabilidade como: “Habilidade do sistema de, a partir de
uma condição de operação inicial, retornar a uma situação de equilíbrio após ter
sofrido um distúrbio, de forma que praticamente todo o sistema permaneça intacto.”
Em regime permanente, existe um equilíbrio entre o torque mecânico motriz e o
torque elétrico da carga em cada máquina, fazendo com que a velocidade do rotor
permaneça constante. Caso ocorra uma perturbação no sistema, este desequilíbrio é
alterado, resultando na aceleração ou desaceleração dos rotores das máquinas. Caso
um gerador acelere em relação a outro gerador, a posição angular do seu rotor em
relação ao rotor da máquina mais lenta irá avançar. Com isso haverá uma
redistribuição das cargas entre os geradores, o que está girando mais rápido assumirá
parte da carga do gerador mais lento. Com isso o sistema tende a voltar para a
condição estável de operação, reduzindo as diferenças de velocidade,
consequentemente reduzindo a diferença angular entre os geradores [7].
O estudo de estabilidade do sistema de potência pode ser dividido em três partes:
Estabilidade eletromecânica ou angular: relacionada à capacidade das
máquinas síncronas permanecerem em sincronismo mesmo da ocorrência de
algum distúrbio no sistema.
ω
Eixo magnético
do rotor
Eixo magnético
da fase a
a
a’
b
b’
c
c’
35
Estabilidade de frequência: relacionada à capacidade do sistema recuperar o
valor da frequência estabelecido mediante ao desequilíbrio de potência ativa
entre geração e carga.
Estabilidade de tensão: relacionada à capacidade do sistema elétrico manter
as tensões nas barras dentro dos limites estabelecidos mesmo após a
ocorrência de uma perturbação no sistema.
A Figura 16 mostra o resumo com os tipos de estabilidade descritos anteriormente.
Figura 16 – Diagrama Estabilidade de Sistemas de Potência
A estabilidade pode ser analisada também com relação ao impacto causado:
Grandes impactos: geram problemas de estabilidade transitória, em que o
período transitório é o tempo que o sistema leva para atingir seu novo ponto de
operação, sua atuação está na ordem de um segundo. Como por exemplo,
curto-circuitos, perda de um gerador, etc.
Pequenos impactos: geram problemas de estabilidade dinâmica, causando
efeitos menos severos ao sistema, sua atuação está na ordem de vários
segundos. Como por exemplo, perda de carga. Para essa análise há
necessidade de se fazer uma análise linear do sistema [8].
36
A instabilidade de um sistema é a perda de sincronismo das máquinas síncronas
com o sistema, esse fenômeno pode ser observado de forma mais compreensível pela
análise da Figura 17. Na curva azul, observa-se que a máquina passou por um
transitório que provocou uma oscilação mas, a partir de um determinado período de
tempo, a máquina consegue se estabilizar ou seja, a oscilação do seu rotor é
amortecida. Já nas curvas verde e laranja a máquina perde o sincronismo,
ocasionados pela falta de torque de sincronismo e pela falta de torque de
amortecimento, respectivamente.
Figura 17 - Representação da variação do ângulo do rotor com o tempo
O estudo mais elementar para o entendimento de estabilidade da máquina leva em
consideração apenas uma unidade geradora, podendo então dessa forma considerar o
sistema linearizado. Para o caso de mais de uma unidade geradora, a filosofia é a
mesma, sendo que a análise apresenta maior complexidade. Para a análise de
estabilidade, deve-se levar em consideração a curva Potência versus Ângulo da Figura
18.
Tempo [s]
Ân
gulo
do
ro
tor
[δ]
37
Figura 18 – Curva de Pxδ
O sistema é considerado estável quando há equilíbrio entre potência mecânica
(Pm) e potência elétrica (Pe) (carga consumida), no equilíbrio a Pe = Pm, como pode ser
observado no ponto amarelo no gráfico. Mas podem haver oscilações de acordo com a
variação da carga. Em um instante t0+, a potência mecânica é constante ou seja, não
sofre variação instantaneamente, por conta da inércia da máquina. Enquanto que a
potência elétrica varia instantaneamente.
Quando há um aumento de carga no sistema, a potência elétrica torna-se maior
que a potência mecânica (Pe ˃ Pm), observado no ponto azul no gráfico, provocando
uma desaceleração na máquina. Quando há uma redução na carga, a potência
elétrica é menor que a potência mecânica (Pe < Pm), observado no ponto verde,
ocasionando o aumento de velocidade da máquina.
Esses pontos podem variar até um ângulo máximo, o ângulo crítico (δcritico). A partir
desse valor a máquina não consegue voltar ao equilíbrio e perde a estabilidade,
conforme mostrado no ponto vermelho do gráfico.
As equações que regem a base desse estudo são:
Equação de oscilação:
(3)
Em que:
: Constante de inércia da máquina que relaciona,
38
: velocidade de rotação síncrona
: ângulo do rotor em relação a uma referência
Com base na Figura 19 obtém-se a equação da potência elétrica que flui do
gerador para a carga.
Figura 19 - Unifilar do sistema de potência
Equação potência ângulo:
(4)
Em que:
: Tensão dos barramentos
: impedância entre os barramentos
: diferença entre as fases dos barramentos
Na ocorrência de aceleração ou desaceleração das máquinas, outra variável
importante para a estabilidade é o torque elétrico ( ). A componente do torque
elétrico pode ser dividida em duas componentes, como pode ser visto na Figura 20.
39
Figura 20 - Componentes do torque elétrico
Da Figura 20 obtém-se:
[5]
Em que:
Ƭs (torque sincronizante): componente em fase com a variação do ângulo de
carga. Sua ausência acarreta na perda de sincronismo da máquina.
Ƭd (torque de amortecimento, do inglês “damping”): componente em fase
com o desvio da velocidade do rotor. Sua ausência gera instabilidade
transitória.
Por conta da necessidade de se manter a estabilidade do sistema de potência, a
utilização de reguladores torna-se de fundamental importância para a operação do
sistema.
3.2. Regulador Automático de Tensão
O Regulador Automático de Tensão (RAT) tem como objetivo principal, o controle
da tensão terminal da máquina a fim de garantir que mesmo com a ocorrência de
distúrbios no sistema, como tomada ou rejeição de carga, o valor da tensão terminal
irá retornar ao seu valor de referência. O sistema de excitação da máquina vai
fornecer a corrente necessária para obter a tensão de excitação desejada, conforme
representado na Figura 21. A efetividade desse tipo de controle depende da habilidade
do sistema de excitação da máquina em responder às variações de tensão
rapidamente [9].
40
Figura 21 - Excitatriz da máquina síncrona de pólos salientes
O RAT depende apenas de grandezas elétricas ou seja, sua resposta para a
regulação de tensão para o ponto de ajuste (“setpoint”) é muito rápida. Conforme pode
ser visto na Figura 22, o ajuste de tensão provocado pela corrente de excitação da
máquina vai atuar variando na tensão interna da máquina (Eg) a fim de corrigir a
variação de tensão no terminal da máquina (VT).
Figura 22 - Representação unifilar do gerador
Além do controle de tensão, distem outras funções associadas a esse regulador
como, por exemplo:
Controle da corrente de campo, a fim de manter a máquina em sincronismo
quando operando a fator de potência unitário ou adiantado;
Regulação da divisão de potência reativa entre as máquinas em paralelo
conectadas a um mesmo barramento (controle em paralelo, do inglês “line
droop”), evitando que as máquinas entrem em conflito para o controle de
tensão. Cria-se um barramento fictício para que não percebam a conexão no
mesmo barramento; e,
Efd (DC)
41
Aumentar a excitação de curto circuito no sistema para manter a máquina em
sincronismo com os demais geradores no sistema. Essa operação requer
rapidez e sensibilidade da resposta.
A Figura 23 apresenta os principais componentes do sistema de excitação de uma
máquina síncrona. [9]
Figura 23 - Componentes do sistema de excitação de uma máquina síncrona
Tem-se:
Regulador de Tensão: verifica a tensão no terminal da máquina e compara-o
com um valor de referência, fazendo correções caso haja alguma diferença
nessa medição (erro).
Excitatriz: fornece uma corrente contínua para o campo do gerador mantendo
uma tensão de excitação de campo na máquina que irá implicar na tensão de
saída da máquina.
Estabilizador de Sistemas de Potência: fornece um sinal de entrada
adicional para o regulador de tensão a fim de amortecer as oscilações
eletromecânicas associadas ao sistema de potência. Os sinais de entrada mais
comuns são: desvio de frequência, potência elétrica, integral da potência
acelerante, etc. [9].
Controles auxiliares: compensação de corrente reativa, estabelecimento de
limite de sobre e subexcitação, limitador (Volt/Hz) etc.
3.3. Estabilizador de Sistemas de Potência (ESP)
O ESP, tem como objetivo manter o sistema operando dentro dos limtes pré
estabelecidos. Por conta disto, é de grande importância a compreensão dos princípios
básicos da máquina síncrona e do conceito de estabilidade de sistemas de potência, já
apresentados.
Estabilizador de
Sistemas de Potência
Controles Auxiliares
GeradorExcitatrizRegulador de TensãoRef
Sistema de
Potência
42
O Estabilizador de Sistemas de Potência funciona em conjunto com o RAT
conforme se observa na Figura 24. O ESP é utilizado com o intuito de amortecer
oscilações de baixa frequência. É inserido na referência do RAT, produzindo uma
parcela (Ƭd) do torque elétrico em fase com o desvio de velocidade do rotor,
contribuindo então com o amortecimento (“damping”) das oscilações [9].
Figura 24 - Atuação RAT e ESP
Classificação da instabilidade oscilatória:
Modos intra-planta: entre unidades geradoras de uma mesma usina.
Modos locais: entre unidades geradoras de uma usina e o resto do sistema.
Modos inter-áreas: regiões do sistema oscilando entre si.
Modos de controle: ajustes inadequados de controladores nos equipamentos.
Modos torcionais: interação entre os componentes do eixo turbina-gerador
em relação ao sistema ou entre si.
As faixas de frequência podem ser vista na Figura 25.
Figura 25 – Frequência Característica dos Modos de oscilação
O RAT e o ESP atuam em conjunto para manter a máquina síncrona no ponto
de operação ideal. O RAT vai atuar na componente do torque de sincronismo
enquanto o ESP vai atuar na componente do de amortecimento. Na Figura 26 será
mostrado o comportamento da máquina síncrona na ocorrência de um defeito, no
43
caso um curto circuito, em que será verificado o comportamento da máquina com e
sem a atuação do ESP.
Figura 26 - Máquina e barramento infinito
Na Figura 27 está apresentado o resultado de uma simulação no Anatem com
relação ao comportamento de uma máquina síncrona após a aplicação de um
curto circuito no terminal da máquina com duração de 100 ms. Neste caso, a
máquina conseguiu retornar ao seu ponto de operação, podendo então o
desempenho dinâmico do sistema ser classificado como estável. O RAT atuou a
fim de manter o sincronismo e o ESP para amortecer as oscilações. De acordo
com a Figura 18 mostrada anteriormente, a variação angular máxima do gerador
(150°) não ultrapassa o ângulo crítico (δcrítico), e o mesmo mantém o sincronismo.
Figura 27 – Desempenho dinâmico de um sistema estávelEstável
Na Figura 28, é mostrado o comportamento da máquina após a ocorrência de um
curto-circuito com duração de 120 ms. Comparando com a ocorrência da Figura
27, o curto foi aplicado por mais 20 ms, essa ocorrência de maior duração fez com
que a máquina ultrapassasse o ângulo crítico, levando a mesma a instabilidade.
Nesse caso, a instabilidade é provocada pela falta de torque sincronizante (Ƭs)
levando a perda de sincronismo por instabilidade transitória.
44
Figura 28 – Instabilidade transitória causada por torque de sincronismo insuficiente
Na Figura 29, é feita novamente a aplicação de um curto-circuito de 100 ms, no
entanto o ESP foi desligado. Nesse caso observa-se a instabilidade oscilatória da
máquina ocasionado pela falta de torque de amortecimento (Ƭd, imposto pelo ESP
que neste caso está desligado), tornando o sistema instável.
Figura 29 – Instabilidade oscilatória por falta de torque de amortecimento
Nas figuras a seguir, estão representadas a influência das componentes do
torque, com relação ao desempenho dinâmico de uma máquina síncrona.
45
Figura 30 - Gráfico δ x t - Sistema Estável
Figura 31 - Gráfico δ x t Instabilidade não oscilatória
Figura 32 - Gráfico δ x t Instabilidade oscilatória
46
Figura 33 - Instabilidade por falta de sincronismo e amortecimento
Para o caso do estudo de recomposição, o ESP permanecerá desligado. Pois
durante o restabelecimento das cargas na maioria dos casos, a presença do ESP
reduz o amortecimento, por razões que serão explicadas nos próximos capítulos.
3.4. Regulador de Velocidade
A máquina primária é a responsável pelo acionamento mecânico do gerador de
energia elétrica, geralmente utilizada para produzir potência motriz, as máquinas
primárias podem ser as turbinas à vapor, à gás e hidráulicas e os motores a diesel. A
máquina motriz vem associada a um regulador de velocidade (RV), cuja principal
função é controlar a velocidade pelo ajuste do suprimento de potência mecânica, de
acordo com a carga elétrica solicitada nos terminais do gerador e que acarretará no
controle da frequência. Sua atuação será na estabilidade dinâmica ou angular, que é a
capacidade das máquinas síncronas se manterem em sincronismo com o sistema,
mesmo da ocorrência de distúrbios.
O controle de frequência é feito através da variação de potência ativa do sistema,
como por exemplo, na ocorrência de um desequilíbrio entre a carga e a geração.
Supondo um aumento brusco de carga, a potência mecânica será menor que a
potência elétrica. Esse déficit será suprido momentaneamente pela utilização da parte
da energia cinética existente nas massas girantes do sistema (rotor),
consequentemente ocasionando na redução da frequência. [10]
É necessário que o controle de velocidade, no caso das turbinas hidráulicas, atue
na abertura ou fechamento dos distribuidores (mecanismo que controla a entrada de
mais ou menos água na turbina, gerando mais ou menos potência mecânica,
47
respectivamente). Esse controle é lento, pois depende diretamente da inércia da
máquina.
O RV possui diversas formas de operação, dentre elas pode-se destacar as
operações em modo isolado e em paralelo com outros geradores de grande porte,
dentre outras.
3.4.1. Gerador Operando Isolado (Isócrono)
Para o gerador operando no modo isolado tem-se a seguinte configuração: o
gerador está conectado diretamente a carga, ou seja, qualquer variação na carga irá
implicar diretamente na modificação da frequência do gerador (estatismo nulo),
fazendo-o acelerar, quando a potência elétrica aumenta ou desacelerar, quando a
potência elétrica reduz. O que não é um comportamento aceitável, pois irá provocar a
perda de estabilidade do sistema.
A atuação do RV faz com que a frequência seja mantida na frequência nominal de
forma constante, ou seja, independente do montante de potência ativa solicitada pelo
sistema, o gerador irá absorver essa carga e permanecer em sincronismo com o
sistema, não havendo alteração na frequência enquanto estiver dentro dos seus
limites operativos.
Figura 34 - Gerador isócrono
Conforme pode ser visto na Figura 35, tem-se a representação de uma máquina
que está absorvendo um aumento de potência ativa sem que haja variação na sua
frequência, que está diretamente ligada a velocidade de rotação do rotor da máquina.
48
Figura 35 - Comportamento do gerador isócrono e carga em regime com estatismo nulo
O Regulador Isócrono funciona como um integrador, representado na Figura 36. A
sua atuação só irá encerrar quando o desvio de frequência for igual a zero (∆f=0) [7].
Figura 36 - Modelo Regulador Isócrono
No caso de uma rede de recomposição, os reguladores de velocidade das
unidades geradoras responsáveis pelo controle de frequência da área são comutados
para esse modo de operação, em que uma única unidade geradora passa a ser
responsável pelo controle de frequência da área em recomposição fluente.
3.4.2. Gerador Operando em Paralelo
A operação em paralelo de unidades geradoras é a que ocorre em sistemas de
grande porte, no entanto, apresenta maior complexidade para a operação do sistema.
Para a operação em paralelo devem ser levadas em consideração algumas
condições para a entrada de um gerador em operação, como as tensões eficazes de
linha e ângulos de fase devem ser iguais, mesma sequência de fase e frequência com
valores bem próximos, de acordo com a Figura 37.
Pnom
49
Figura 37 – Geradores operando em paralelo
Essa configuração possui as seguintes vantagens em relação à isolada:
Diversos geradores alimentam uma carga maior do que uma máquina isolada;
Vários geradores operando aumentam a confiabilidade do sistema, pois
cumprem o critério (n-1), permitindo a possibilidade de manutenção de
equipamentos;
O regulador presente em uma máquina motriz sempre estará ajustado para
apresentar uma ligeira queda de velocidade com o aumento da carga. Esta queda de
velocidade (ou estatismo permanente, ou ainda, do inglês, “droop”) está relacionada
ao controle de estabilidade da regulação de velocidade. No caso do Brasil, os
Procedimentos de Rede do ONS especificam um estatismo de 5% para todas as
unidades geradoras. Isto é, a tomada de carga de um gerador da condição em vazio
(Pe = 0) até a plena carga, provocará uma queda de velocidade de 5% para todos os
geradores do SIN, levando em consideração sua característica linear, em regime
permanente. Nesse caso, as cargas serão distribuídas de acordo com a capacidade
de cada máquina, de uma forma natural.
A característica linear obedece a seguinte equação:
(5)
P: Potência de saída do gerador
SP: Inclinação da curva (estatismo)
fvazio: frequência do sistema em vazio, sem carga
fsistema: frequência do sistema
A partir daí, é possível obter a curva característica da queda de velocidade, como
mostra a Figura 38.
Gerador Carga
Gerador
S1
50
Figura 38 - Comportamento do gerador com estatismo não nulo
Nesta situação, deve ser determinada qual máquina fará o controle de frequência
da região, ou seja, qual terá estatismo nulo. As demais máquinas deverão
obrigatoriamente ter um estatismo, evitando assim conflitos de controle, devido a mais
de uma unidade geradora tentar fazer o controle de frequência.
Essa característica de regulação pode ser obtida adicionando-se um sinal de
realimentação, que é o estatismo (R), como mostra a Figura 39 [7].
Figura 39 - Regulador com estatismo
Na fase fluente de recomposição do sistema elétrico, as máquinas operam de
forma isolada. Na fase coordenada, em que há o fechamento entre as áreas, as
unidades geradoras passam a operar no modo com estatismo.
51
3.4.3. Geradores Operando em Paralelo com um Sistema de Potência de
Grande Porte
Nesta situação, o sistema se configura de forma tão robusta que as alterações de
carga não são muito significativas, pois a carga acaba se distribuindo entre as
máquinas do sistema e as variações provocadas são muito pequenas para cada
máquina no sistema, de acordo com a Figura 40.
Figura 40 - Gerador em paralelo com barramento infinito
O Sistema de Grande Porte, como por exemplo, o Sistema Interligado Nacional,
neste caso, é caracterizado como um barramento infinito, em que se pode considerar
tensão e frequência constante, independente da potência ativa e reativa consumida ou
fornecida ao sistema.
Esta situação se compara com o descrito anteriormente, geradores operando em
paralelo, os critérios e operações descritas anteriormente são válidos para esta
situação. O que diferencia um caso do outro é que neste último, a carga está sendo
representada pelo SIN.
Gerador
Gerador
S1
52
4. Estudo de Caso
Neste capítulo serão realizadas as avaliações de regime permanente e de
transitórios eletromecânicos da Área Foz do Chapecó. Para este corredor serão
realizadas as avaliações dos reguladores da usina, a fim de obter melhorias no
comportamento dos reguladores, garantindo maior flexibilidade para tomada de carga
durante o processo de recomposição fluente dessa região. Estas avaliações incluem
também o comportamento do ESP no momento da interligação entre as usinas UHE
Foz do Chapecó e a UHE Passo Fundo.
4.1. Área Foz do Chapecó
A motivação para o estudo da Área Foz do Chapecó partiu da necessidade de
modernização (“retrofit”) da UHE Passo Fundo, que anteriormente era a responsável
pela recomposição dessa área, por ser uma usina de autorrestabelecimento. A UHE
Passo Fundo ficará com uma das duas unidades geradoras fora de operação por um
longo período (tempo previsto de oito meses), não cumprindo, então, o critério (n-1). A
partir daí surgiu à necessidade de se buscar uma alternativa para recompor o corredor
formado a partir da UHE Foz do Chapecó independente da UHE Passo Fundo. Como
a UHE Foz do Chapecó já estava sendo inserida ao final do processo da Área Passo
Fundo, sendo esta também uma usina de autorrestabelecimento integral, optou-se por
avaliar a possibilidade desta usina passar a ser responsável pelo corredor da Área
Passo Fundo. O corredor a partir da UHE Foz do Chapecó mostrou-se viável, criando-
se então a Área Foz do Chapecó.
A nova Área Foz do Chapecó, está localizada no Rio Grande do Sul e restabelece
um montante de carga na fase fluente de 152 MW nesta região. Esta área é composta
por cinco Usinas Hidrelétricas (UHE), UHE Foz do Chapecó, UHE Passo Fundo, UHE
Monte Claro, UHE Castro Alves e UHE 14 de Julho.
O corredor de recomposição fluente inicia-se a partir da UHE Foz do Chapecó com ou
sem a necessidade de sincronizar uma unidade geradora da UHE Passo Fundo, UHE
Monte Claro, UHE Castro Alves e UHE 14 de Julho. O diagrama unifilar na Área Foz
do Chapecó está representado na Figura 41.
53
Figura 41 – Diagrama Unifilar da Área Foz do Chapecó
Na Tabela 4 estão representadas as potências das usinas presentes no
corredor de recomposição [11, 12, 13]
Tabela 4 - Dados das Usinas Hidrelétricas da Área Foz do Chapecó
UHE UG Potência/UG [MW] Total [MW]
Foz do Chapecó 4 213 852
Passo Fundo 2 113 226
Monte Claro 2 65 130
Castro Alves 3 43,3 129,9
14 de Julho 2 50 100
Os casos a serem estudados consideram a recomposição dessa área com a
participação da UHE Passo Fundo, em que há interligação entre usinas de Passo
Fundo e Foz do Chapecó, e também uma análise sem a UHE Passo Fundo.
4.1.1. Estudo de Regime Permanente
O estudo de regime permanente foi realizado utilizando-se o Anarede versão
10.00.01.
54
Primeiramente será realizado o estudo de regime permanente a partir da UHE Foz
do Chapecó, sem a presença da UHE Passo Fundo. Em seguida será realizado o
estudo de regime permanente com a presença da UHE Passo Fundo.
4.1.1.1. Estudo do corredor da Área Foz do Chapecó sem a UHE Passo Fundo
A sequência de casos apresentados neste item tem por objetivo avaliar o corredor
de recomposição fluente da Área Foz do Chapecó, considerando apenas a UHE Foz
do Chapecó para o restabelecimento das cargas prioritárias. Serão consideradas as
usinas Monte Claro, Castro Alves e 14 de Julho conectadas a SE Monte Claro,
lembrando que essas usinas não precisam obrigatoriamente estar sincronizadas para
o restabelecimento do montante de carga dessa área. Foi adotada a seguinte
sequência de manobras de equipamentos:
Caso 1: Partida uma unidade geradora da UHE Foz do Chapecó com
tensão terminal em 13,1 kV (0,950 pu);
Caso 2: Energização da LT 230 kV Foz do Chapecó / Guarita;
Caso 3: Energização de um dos transformadores 230/69 kV da SE
Guarita, com tape na posição nominal;
Caso 4: Tomada de 23 MW de carga da SE Guarita 69 kV;
Caso 5: Energização do segundo transformador 230/69 kV da SE
Guarita, com tape na posição nominal e tomada de carga de
30MW na SE Guarita 69kV, totalizando 53 MW;
Caso 6: Energização da LT 230 kV Guarita / Passo Fundo;
Caso 7: Energização de um dos transformadores 230/138 kV de Passo
Fundo, com tape na posição nominal, energização da LT 138
kV Passo Fundo / Erechim 1 e tomada de carga de 10 MW em
Passo Fundo 23 kV;
Caso 8: Energização do segundo banco de transformadores 230/138 kV
de Passo Fundo com tape na posição nominal, da LT 138 kV
Passo Fundo / Erechim 1, energização da LT 138 kV Erechim 1 /
Erechim 2 e tomada de até 24 MW de carga a partir da SE
Erechim 1 138 kV com fator de potência de 0,95;
55
Caso 9: Energização da LT 230 kV Passo Fundo / Nova Prata 2 e um
dos transformadores 230/138 kV de Nova Prata 2 com tape na
posição nominal;
Caso 10: Tomada de 10 MW de carga da SE Nova Prata 2 69 kV;
Caso 11: Energização do segundo banco de transformadores 230/138 kV
de Nova Prata 2 com tape na posição nominal e tomada de
20MW de carga, totalizando 30 MW;
Caso 12: Energização da LT 230 kV Nova Prata 2 / Monte Claro;
Caso 13: Sincronização da UHE Monte Claro com uma unidade geradora,
com tensão terminal em 13,1 kV (0,950 pu) e fechamento do
paralelo entre as UHE Passo Fundo com a UHE Monte Claro.
Elevar a geração da UHE Monte Claro para 20MW.
Caso 14: Sincronização da UHE Castro Alves com uma unidade
geradora, com tensão terminal em 13,1 kV (0,950 pu) e
fechamento do paralelo entre as UHE Passo Fundo com a UHE
Monte Claro e a UHE Castro Alves. Elevar a geração da UHE
Castro Alves para 10 MW;
Caso 15: Sincronização da UHE 14 de Julho com uma unidade geradora,
com tensão terminal em 13,1 kV (0,950 pu) e fechamento do
paralelo entre as UHE Passo Fundo, UHE Monte Claro, UHE
Castro Alves e UHE 14 de Julho. Elevar a geração da UHE 14
de Julho para 10 MW;
Caso 16: Energização da LT 230 kV Passo Fundo / Monte Claro com o
terminal da SE Monte Claro em aberto;
Caso 17: Fechamento do anel através da LT 230 kV Passo Fundo /
Monte Claro;
Caso 18: Energização da LT 230 kV Monte Claro / Farroupilha;
Caso 19: Energização da LT 230 kV Passo Fundo / Santa Marta.
Caso 20: Energização da LT 230 kV Guarita / Santa Rosa 1 e um dos
transformadores 230/138 kV de Santa Rosa 1 com tape na
posição nominal.
Caso 21: Tomada de 35 MW de carga da SE Santa Rosa 1 69 kV;
56
Caso 22: Energização da LT 230 kV Santa Rosa 1 / Santo Ângelo;
Caso 23: Energização da LT 230 kV Foz do Chapecó / Xanxerê.
Com base na análise de regime permanente descrita neste item, é apresentado
nas Tabela Apêndice 1 e Tabela Apêndice 2, o perfil de tensão dos barramentos
enquanto que na Tabela Apêndice 3 são apresentadas as potências ativas e
reativas, geradas ou absorvidas, pela UHE Foz do Chapecó na avaliação do
procedimento de recomposição fluente da Área Foz do Chapecó. Destaca-se que
esta análise foi feita sem a UHE Passo Fundo, com a entrada das UHE Monte
Claro, Castro Alves e 14 de Julho ao final do processo.
A partir dessa análise verificou-se que esse corredor é viável a partir da
sequência descrita anteriormente, conforme pode ser visto, sendo que o perfil de
tensão se manteve dentro dos limites mínimos e máximos permitidos.
4.1.1.2. Estudo do corredor da Área Foz do Chapecó com a UHE Passo Fundo
Nesse item será apresentado o processo de recomposição fluente da Área Foz
do Chapecó para a condição em que a UHE Passo Fundo esteja disponível e com
as usinas conectadas a Monte Claro. Este procedimento pode ser feito com ou sem
as unidades geradoras sincronizadas das UHE Monte Claro, Castro Alves e 14 de
Julho. Foi adotada a seguinte sequência de manobras de equipamentos:
Caso 1: Sincroniza uma unidade geradora da UHE Foz do Chapecó com
tensão terminal em 13,1 kV (0,950 pu);
Caso 2: Energização da LT 230 kV Foz do Chapecó / Guarita;
Caso 3: Energização de um dos transformadores 230/69 kV da SE
Guarita, com tape na posição nominal;
Caso 4: Tomada de 23 MW de carga da SE Guarita 69 kV;
Caso 5: Energização do segundo transformador 230/69 kV da SE
Guarita, com tape na posição nominal e tomada de carga de 30
MW na SE Guarita 69kV, totalizando 53 MW;
Caso 6: Energização da LT 230 kV Guarita / Passo Fundo;
Caso 7: Sincronização de uma unidade geradora da UHE Passo Fundo
com e com tensão terminal em 12,4 kV (0,900pu);
Caso 8: Energização de um dos transformadores 230/138 kV da SE
Passo Fundo, com tape na posição nominal, energização da LT
57
138kV Passo Fundo / Erechim 1 e tomada de carga de 10 MW
em Passo Fundo 23 kV;
Caso 9: Energização do segundo banco de transformadores 230/138 kV
de Passo Fundo com tape na posição nominal, da LT 138 kV
Passo Fundo / Erechim 1 LT 138 kV Erechim 1 / Erechim 2 e
tomada de até 25 MW de carga a partir da SE Erechim 1 138 kV
com fator de potência de 0,95;
Caso 10: Energização da LT 230 kV Passo Fundo / Nova Prata 2 e de
um dos transformadores 230/138 kV de Nova Prata 2 com tape
na posição nominal;
Caso 11: Tomada de 10 MW de carga da SE Nova Prata 2 69 kV;
Caso 12: Energização do segundo banco de transformadores 230/138 kV
de Nova Prata 2 com tape na posição nominal e tomada de
20MW de carga, totalizando 30 MW;
Caso 13: Energização da LT 230 kV Monte Claro / Passo Fundo;
Caso 14: Sincronização da UHE Monte Claro com uma unidade geradora,
com tensão terminal em 13,1 kV (0,950 pu) e fechamento do
paralelo entre as UHE Passo Fundo com a UHE Monte Claro.
Elevar a geração da UHE Monte Claro para 20MW;
Caso 15: Energização da LT 230 kV Monte Claro / Nova Prata 2;
Caso 16: Sincronização da UHE Castro Alves com uma unidade
geradora, com tensão terminal em 13,1 kV (0,950 pu) e
fechamento do paralelo entre as UHE Passo Fundo com a UHE
Monte Claro e com a UHE Castro Alves;
Caso 17: Sincronização da UHE 14 de Julho com uma unidade geradora,
com tensão terminal em 13,1 kV (0,950 pu) e fechamento do
paralelo entre as UHE Passo Fundo, UHE Monte Claro, UHE
Castro Alves e UHE 14 de Julho;
Caso 18: Energização da LT 230 kV Monte Claro / Farroupilha;
Caso 19: Energização da LT 230 kV Passo Fundo / Santa Marta;
58
Caso 20: Energização da LT 230 kV Guarita / Santa Rosa 1 e de um dos
transformadores 230/138 kV de Santa Rosa 1 com tape na
posição nominal;
Caso 21: Tomada de 35 MW de carga da SE Santa Rosa 1 69 kV;
Caso 22: Energização da LT 230 kV Santa Rosa 1 / Santo Ângelo;
Caso 23: Energização da LT 230 kV Foz do Chapecó / Xanxerê.
Com base na análise de regime permanente descrita neste item, é apresentado
nas Tabela Apêndice 4 e Tabela Apêndice 5, o perfil de tensão dos barramentos,
enquanto que na Tabela Apêndice 6 são apresentadas as potências ativas e
reativas, geradas ou absorvidas, pela UHE Foz do Chapecó na avaliação do
procedimento de recomposição fluente da Área Foz do Chapecó. Destaca-se que
esta análise foi feita com a UHE Passo Fundo, com a entrada das UHE Monte
Claro, Castro Alves e 14 de Julho ao final do processo.
A partir dessa análise verificou-se que esse corredor é viável a partir da
sequência descrita anteriormente, conforme pode ser visto, sendo que o perfil de
tensão se manteve dentro dos limites mínimos e máximos permitidos.
Os estudos de fluxo de potência dos itens anteriores mostram apenas as
análises de regime permanente (fluxo de potência). Como se trata de um sistema
dinâmico, há a necessidade se fazer estudos que analisam o no comportamento
dinâmico do sistema, como será feito a seguir:
4.1.2 Estudos de Transitórios Eletromecânicos
Nesse caso, será verificado o comportamento das oscilações de frequência e
de tensão durante as tomadas e/ou rejeição de carga e as manobras de
energização de linhas de transmissão e de transformadores em vazio, seguindo os
critérios descritos na seção 2.3.2. Estudo de Estabilidade Eletromecânica Nestes
estudos também serão realizadas análises para fechamento de paralelos ou de
anéis, já vistos na seção 2.4.2.4.32.3.2.2 em que são investigadas as sobretensões
dinâmicas e a estabilidade eletromecânica do sistema.
Na Tabela 5 estão representados os níveis de oscilações de frequência e de
tensão mínima e máxima admitidos, considerados para os estudos de estabilidade
eletromecânica em estudos de recomposição já apresentados anteriormente nas
tabelas Tabela 2 e Tabela 3.
59
Tabela 5 – Valores mínimo e máximo de frequência e tensão admitidos
Grandeza Elétrica Valores
Mínimo Máximo
Frequência (Hz) 56 66
Tensão Dinâmica (% Vnom) 85 125
A partir dos resultados obtidos em regime permanente, serão realizadas as
seguintes análises de estabilidade eletromecânica:
Tomada e rejeição de 53 MW de carga a partir da SE Guarita;
Tomada e rejeição de 10 MW de carga a partir da SE Passo Fundo;
Tomada e rejeição de 24 MW de carga a partir da SE Erechim 1 e Erechim2;
Tomada e rejeição de 30 MW de carga a partir da SE Nova Prata 2; e,
Tomada e rejeição de 35 MW de carga a partir da SE Santa Rosa 1.
4.1.2.1 Modelagens dos Controladores da UHE Foz do Chapecó
Nesta seção serão apresentados os diagramas de blocos dos RV, RAT e do ESP
com os valores definidos no comissionamento da UHE Foz do Chapecó [14].
Como será visto posteriormente, alguns parâmetros são fixos, pois são limitados
pelo tempo de ação de mecanismos mecânicos, por exemplo, e os parâmetros de
controle que podem ser alterados. Esses valores são definidos quando da entrada em
operação da usina, nos estudos de comissionamento. O processo de
comissionamento consiste em assegurar que os sistemas e componentes estejam
projetados, instalados, testados e mantidos de acordo com as necessidades e
requisitos operacionais. [15]
Modelo do Regulador de Velocidade das Unidades Geradoras da UHE Foz
do Chapecó
No RV, os principais parâmetros a serem ajustados são os que compõem o
regulador PID (Proporcional, Integral e Derivativo) [16]. O ganho proporcional (Kp) no
diagrama de blocos apresentado na Figura 42 tem o objetivo de observar o sinal de
60
erro de velocidade e multiplica-lo pelo seu valor. Conforme o aumento do erro o valor
de Kp torna o sistema mais ágil para retornar ao valor determinado, porém valores
elevados, acima da capacidade de regulação da turbina tendem instabilizar o
regulador. A parcela integral garante erro zero em regime permanente. A saída do
integrador só fornecerá um sinal constante se sua entrada for nula (no regime). A
parcela derivativa reage em função da taxa de variação de frequência (erro),
influenciando principalmente os instantes transitórios, tornando a regulação mais
efetiva transitoriamente.
A equação a seguir representa os componentes do regulador PID.
(6)
Na Figura 42 está representado o diagrama de blocos do regulador de velocidade.
Na Tabela 6, estão descritos cada parâmetro representado no diagrama de blocos e
os seus possíveis valores ou intervalos.
Figura 42 - Diagrama de blocos do RV
A seguir serão apresentados na Figura 42 e Figura 43 os diagramas de blocos
completos do regulador de tensão e estabilidade de sistemas de potência
respectivamente.
61
Tabela 6 - Parâmetros do RV
Regulador de Velocidade Foz do Chapecó
Parâmetro Descrição Faixa de ajuste
Td Constante de tempo de ação derivativa 0,05 - 10 s
Ti Constante de tempo de ação integradora 1 - 100 s
Kp = 1/Bt Ganho proporcional 0,1 - 10
Bp Estatismo permanente 5%
N Ganho de ação derivativa 10
to Tempo de manobra de abertura 30 s
tf Tempo de manobra de fechamento 10 s
ti Constante de tempo da válvula distribuidora 0,15 s
tj Constante de tempo integral do servomotor 0,1 s
tfil Constante de tempo do filtro do sistema de medição de velocidade 0,1 s
Modelo do Regulador Automático de Tensão da UHE Foz do Chapecó
Na Figura 43 está representado o diagrama de blocos do regulador automático
de tensão. Na Tabela 7, estão descritos cada um dos parâmetros representados
no diagrama de blocos e sua faixa de ajuste.
62
Figura 43 - Diagrama de blocos RAT
Tabela 7 - Parâmetros do RAT
Regulador de Tensão Foz do Chapecó
Parâmetro Descrição Valor Unidade Faixa de ajuste
grv11 ganho proporcional da malha principal 40 pu 10 ... 100
trv2 Contante de tempo do integrador 5 s 1 ... 15
trv1 Contante de tempo do numerador do filtro
avanço/atraso de fase 1 s 1 ... 10
trv3 Contante de tempo do denominador do filtro
avanço/atraso de fase 1 s 0,03 ... 10
prv6 Contante de tempo do numerador da realimentação
de tensão 1 s 0,5 ... 15
trv6 Contante de tempo do denominador da
realimentação de tensão 1 s 0,5 ... 15
uex max Tensão de teto positiva com tensão nominal no
gerador 5,4 pu -
uex min Tensão de teto negativa com tensão nominal no
gerador -5,4 pu -
Modelo do Estabilizador de Sistemas de Potência da UHE Foz do Chapecó
Na Figura 44 está representado o diagrama de blocos do estabilizador de
sistemas de potência. Na Tabela 8Tabela 6, estão descritos cada um dos
parâmetros representados no diagrama de blocos e sua faixa de ajustes.
63
Figura 44 - Diagrama de blocos ESP
Tabela 8 - Parâmetros do ESP
Estabilizador de Sistemas de Potência de Foz do Chapecó
Parâmetro Descrição Valor Unidade Faixa de ajuste
ks3 Ganho do canal mecânico 1 pu 0 ou 1
tw1 Constante de tempo wash-out do canal de
velocidade 2 s 1 ... 10
tw2 Constante de tempo wash-out do canal de
velocidade 2 s 1 ... 30
tw3 Constante de tempo wash-out do canal de
potência 2 s 1 ... 10
ks2 Ganho do canal de potência 0,25 pu 0 ... 1
t7 Constante de tempo de alta frequência de
avanço/atraso de fase
2 s 1 ... 30
t8 0,4 s 0 ... 2
t9 0,1 s 0,1 ... 0,5
m Parâmetro do filtro de rampa
4 Inteiro 1 ... 5
n 1 Inteiro 1 ... 4
ks1 Ganho do ESP 5 pu 0 ... 150
t1 Constante de tempo do numerador do filtro de
avança/atraso de fase 0,31 s 0 ... 10
t2 Constante de tempo do denominador do filtro
de avança/atraso de fase 0,83 s 0,015 ... 3
t3 Constante de tempo do numerador do filtro de
avança/atraso de fase 0,31* s 0 ... 10
t4 Constante de tempo do denominador do filtro
de avança/atraso de fase 0,83* s 0,015 ... 3
mxsp Limitação da saída 0,05 pu 0 ... 0,1
64
4.1.2.2 Análises dos Casos de Estabilidade Eletromecânica
4.1.2.2.1. Recomposição da Área Foz do Chapecó sem a UHE Passo Fundo
Caso 5 - Tomada e rejeição de 53 MW de carga a partir da SE Guarita
Será simulado para esse caso a tomada e rejeição de carga de 53 MW a fim
de observar os valores da frequência e da tensão dinâmica no barramento da
SE Guarita. Para esta análise o ESP está desligado, por estar na fase de
recomposição fluente e o RV operando no modo isolado, pois apenas a UHE
Foz do Chapecó está realizando a regulação de frequência do corredor.
Será feita a análise seguindo os passos da Tabela 9.
Tabela 9 - Tempo para tomada e rejeição de carga
Eventos Tempo (s)
Tomada de 53MW de carga a partir da SE Guarita 69 kV 0,5
Rejeição Total desta carga 120,5
Fim da simulação 240
Na Figura 45 pode-se observar o comportamento da frequência da máquina
da UHE Foz do Chapecó.
Figura 45 - Variação de frequência da UHE Foz Chapecó
65
Pela análise do comportamento da frequência no barramento da UHE Foz do
Chapecó, com as frequências mínima e máxima delimitadas em azul, percebe-se
que a frequência superou o limite mínimo permitido pela análise dinâmica. O valor
mínimo permitido para a frequência dinâmica é de 56 Hz e neste caso a frequência
dinâmica mínima foi de 53,7 Hz. A frequência dinâmica máxima não foi superada.
O fato de o limite mínimo ter sido superado determina que essa tomada de carga
não pode ser realizada.
Como o valor da frequência não estava dentro do limite pré-estabelecido, alguma
medida precisa ser tomada para viabilizar a tomada desse montante de carga. Duas
medidas poderiam ser tomadas, como a redução do montante de carga, dividindo em
dois patamares de carga, por exemplo, ou ajustar os parâmetros do regulador de
velocidade a fim de que a tomada de carga possa ser realizada em apenas um
patamar de carga, agilizando o processo de recomposição do sistema. Nesse caso a
segunda opção foi adotada.
Os parâmetros sugeridos no relatório do ONS referente a Área Foz do Chapecó
[17] estão mostrados na Tabela 10, em parâmetros de estudo de caso 1.
Tabela 10 - Parâmetros do Regulador de Velocidade com ajustes
RV Modo Isolado
Parâmetros de Campo Parâmetros Estudo de Caso 1
Kp 1,5 4,5
Td 0,2 0,4
Ti 4 4
Bp 0,025 0,025
Td/N 0,02 0,04
A alteração no ganho Kp (ganho proporcional) foi realizada a fim de se obter uma
resposta mais rápida do sistema, fazendo com que o mesmo retorne o mais rápido
para o ponto de referência, diminuindo sua excursão.
O parâmetro Td (parcela derivativa), foi alterado a fim de obter uma atuação mais
rápida do RV para variação transitória de frequência. Esses valores foram estimados
através da análise do comportamento das curvas ao variar os parâmetros.
O estatismo Bp é definido com o valor baixo pois, como o corredor está operando
de modo isolado, as unidades geradoras da UHE Foz do Chapecó estão fazendo o
controle de frequência da área.
66
Após essas alterações nos parâmetros do RV, obteve-se o resultado mostrado na
Figura 46.
Figura 46 - Variação de frequência da UHE Foz Chapecó
Conforme pode ser observado na Figura 46, o comportamento da frequência
mudou, passando a ficar dentro dos limites mínimo e máximo pré-estabelecidos para
as análises dinâmicas, obtendo seu valor mínimo em 56,15 Hz (> fmin = 56 Hz) e valor
máximo de 63,52 Hz (< fmax = 66 Hz).
No entanto, ao analisar o comportamento de todas as tomadas de cargas da área
Foz do Chapecó no modo isolado, observou-se que a máquina apresentou um
comportamento inadequado na tomada de carga de 30 MW na SE Nova Prata em que
a máquina perde a instabilidade, conforme pode ser visto na Figura 47.
67
Figura 47 - Variação de frequência da UHE Foz Chapecó
A máquina apresenta um comportamento de falta de amortecimento, perdendo
então a estabilidade, o que indica que uma máquina de 213 MW de potência, que
poderia suportar um montante de até 170,4 MW (80% da potência da máquina), não
deveria ter esse comportamento ao estar restabelecendo um montante de carga de
117 MW, indicando que os parâmetros do regulador não estão adequados. Por conta
disto, um novo ajuste deve ser testado a fim de obter o comportamento adequado para
a máquina.
Esses ajustes foram definidos após diversas análises alterando os parâmetros que
interferem no regulador PID (Kp, Td e Ti), de acordo com o comportamento verificado
nos gráficos de frequência e tensão obtidos, até se obter um valor que se enquadrasse
no comportamento adequado da máquina.
Os novos parâmetros estão definidos na Tabela 11, em parâmetros de estudo de
caso 2.
Tabela 11 - Parâmetros do RV
RV
Modo Isolado
Parâmetros de Comissionamento
Parâmetros Estudo de Caso 1
Parâmetros Estudo de Caso 2
Kp 1,5 4,5 2,5
Td 0,2 0,4 1,2
Ti 4,0 4,0 5,0
Bp 0,025 0,025 0,025
Td/N 0,02 0,04 0,12
68
Nesse novo conjunto de ajustes para o RV, o ganho proporcional (Kp) foi reduzido
porque poderia estar causando a instabilidade da turbina devido seu valor elevado.
Quanto mais rápido se fizer o sistema retornar ao valor determinado, maior é o
impacto na máquina. A distância entre a carga e a máquina pode ter influenciado na
perda de sincronismo da máquina. O parâmetro Td foi aumentado a fim de obter uma
resposta mais rápida no período transitório. O parâmetro Ti (parcela integral) atua para
trazer a máquina para a frequência nominal e foi aumentado para não interferir no
período transitório.
As curvas do comportamento da máquina com os três ajustes estão representadas
na Figura 48 e os parâmetros estão descritos anteriormente na Tabela 11 - Parâmetros
do RV.
Figura 48 - Variação de frequência da UHE Foz Chapecó
Com o novo ajuste do regulador de velocidade, será analisado novamente o
comportamento da tomada e rejeição de carga de todas as SE da Área Foz do
Chapecó, operando no modo isolado.
Caso 5 – Tomada e Rejeição de 53 MW carga a partir da SE Guarita
Após a UHE Foz do Chapecó ter partido através do “black-start”, será tomado o
montante de carga em Guarita. Na simulação foi realizado o montante de carga
total de 53 MW, a fim de mostrar que do ponto de vista dinâmico esse montante de
carga pode ser restabelecido de uma só vez.
69
Os resultados que se seguem foram obtidos seguindo-se os passos mostrados
na Tabela 12.
Tabela 12 - Tempo para tomada e rejeição de carga
Eventos Tempo (s)
Tomada de 60MW de carga a partir da SE Guarita 69 kV; 0,5
Rejeição Total desta carga; 120,5
Fim da simulação. 240
Na Figura 49 observa-se o comportamento da frequência da máquina no
momento da tomada e rejeição da carga.
Figura 49 - Variação de frequência da UHE Foz Chapecó
Conforme pode-se observar a frequência não superou os seus limites, obtendo
seu valor mínimo em 56,31 Hz (> fmin = 56 Hz) e valor máximo de 63,3 Hz (< fmax = 66
Hz).
A seguir, na Figura 50 será mostrado o comportamento do perfil de tensão na SE
Guarita.
70
Figura 50 - Perfil de tensão da Área Foz do Chapecó
Conforme pode ser observado, o perfil de tensão permaneceu dentro dos limites,
obtendo tensão mínima de 0,922 pu (> Vmin = 0,85pu) de tensão dinâmica mínima e
valor máximo de 1,008 pu (< Vmax = 1,25 pu).
Em seguida serão mostrados o comportamento da potência na máquina na Figura
51 e a potência da carga restabelecida Figura 52.
71
Figura 51 - Potências na UHE Foz do Chapecó
Figura 52 - Potência Ativa e Reativa da carga em Guarita
Caso 7 - Tomada de 10MW na SE Passo Fundo
Em seguida, será restabelecido um montante de carga de carga de 10 MW na
SE Passo Fundo. Seguindo os passos descritos na Tabela 13.
72
Tabela 13 - Tempo para tomada e rejeição de carga
Eventos Tempo (s)
Tomada de 10MW de carga a partir da SE Passo Fundo 23kV 0,5
Rejeição Total desta carga 120,5
Fim da simulação 240
A partir da simulação obteve-se os seguintes resultados:
Figura 53 - Variação de frequência da UHE Foz Chapecó
Conforme pode ser visto na Figura 53, os limites de frequência máximo e mínimo
não foram superados, obtendo seu valor mínimo em 59,28 Hz (> fmin = 56 Hz) e valor
máximo de 60,65 Hz (< fmax = 66 Hz).
Na Figura 54 está representado o perfil de tensão da Área Foz do Chapecó.
73
Figura 54 - Perfil de tensão da Área Foz do Chapecó
Como pode ser observado, o perfil de tensão dinâmica, mínimo e máximo, não
foram superados, obtendo tensão mínima de 0,944 pu (> Vmin = 0,85pu) de tensão
dinâmica mínima e valor máximo de 0,99 pu (< Vmax = 1,25 pu).
Em seguida, será representado o comportamento das potências na UHE Foz do
Chapecó na Figura 55 e do montante de carga restabelecido na SE Passo Fundo
na Figura 56.
74
Figura 55 - Potências na UHE Foz do Chapecó
Figura 56 - Potência Ativa e Reativa da carga em Passo Fundo
75
Caso 8 - Tomada de 24 MW na SE Erexim
Após a tomada de carga na SE Passo Fundo, será feita a tomada de carga na
SE Erexim, sendo 20 MW na SE Erexim e 4 MW na SE Erexim 2, conforme
descrito na Tabela 14.
Tabela 14 - Tempo de Tomada e rejeição de Carga
Eventos Tempo (s)
Tomada de 24 MW de carga a partir da SE Erexim 138kV; 0,5
Rejeição Total desta carga; 120,5
Fim da simulação. 240
Na Figura 57, pode-se observar o comportamento da frequência da UHE Foz
do Chapecó.
Figura 57 - Variação de frequência da UHE Foz Chapecó
Conforme se pode observar, a variação da frequência não superou os seus limites,
obtendo seu valor mínimo em 58,06 Hz (> fmin = 56 Hz) e valor máximo de 61,57 Hz
(< fmax = 66 Hz). O sistema está estável na tomada e rejeição desse bloco de carga.
Na Figura 58 está representada as tensões em pu no momento da tomada e
rejeição de carga, conforme pode ser visto, não extrapola os limites dinâmicos,
obtendo tensão mínima de 0,893 pu (> Vmin = 0,85pu) de tensão dinâmica mínima
e valor máximo de 0,991 pu (< Vmax = 1,25 pu).
76
Figura 58 - Perfil de tensão em pu nos barramentos da Área Foz do Chapecó
Na Figura 59, está mostrado o comportamento das potências ativas mecânica e
elétrica e da potência elétrica reativa.
Figura 59 - Potências na UHE Foz do Chapecó
77
Na Figura 60 está representado a potência ativa e reativa na SE Erexim.
Figura 60 - Potência Ativa e Reativa da carga em Erexim
Passo 11 - Tomada de 30 MW na SE Nova Prata 2
Após a tomada de carga na SE Erexim, será feita a tomada de carga na SE
Nova Prata 2, conforme descrito na Tabela 15.
Tabela 15 - Tempo de Tomada e rejeição de Carga
Eventos Tempo (s)
Tomada de 10 MW de carga a partir da SE Nova Prata 2 138kV 0,5
Tomada do segundo bloco de 20 MW de carga totalizando um montante de
30 MW a partir da SE Nova Prata 2 138kV 60,5
Rejeição Total desta carga 120,5
Fim da simulação 240
Na Figura 61, pode-se observar o comportamento da frequência da UHE Foz
do Chapecó.
78
Figura 61 - Variação de frequência da UHE Foz Chapecó
Conforme pode-se observar, a variação da frequência não superou os seus limites,
obtendo seu valor mínimo em 58,14 Hz (> fmin = 56 Hz) e valor máximo de 62,17 Hz
(< fmax = 66 Hz). O sistema está estável na tomada e rejeição desse bloco de carga.
Na Figura 62 estão representadas as tensões, em pu, no momento da tomada e
rejeição de carga, conforme pode ser visto, não extrapola os limites dinâmicos,
obtendo tensão mínima de 0,928 pu (> Vmin = 0,85pu) de tensão dinâmica mínima e
valor máximo de 1,001 pu (< Vmax = 1,25 pu).
Figura 62 - Perfil de tensão em pu nos barramentos da Área Foz do Chapecó
79
Na Figura 63, está mostrado o comportamento das potências ativa, mecânica e
elétrica e da potência elétrica reativa.
Figura 63 - Potências na UHE Foz do Chapecó
Na Figura 64 está representado a potência ativa e reativa na SE Nova Prata 2.
80
Figura 64 - Potência Ativa e Reativa da carga em Nova Prata 2
Passo 21 - Tomada de 35 MW na SE Santa Rosa
Após a tomada de carga na SE Nova Prata 2, será feita a tomada de carga na
SE Santa Rosa, conforme descrito na Tabela 16 - Tempo de Tomada e rejeição de
Carga.
Tabela 16 - Tempo de Tomada e rejeição de Carga
Eventos Tempo (s)
Tomada de 15 MW de carga a partir da SE Santa Rosa 138 kV 0,5
Tomada do segundo bloco de 20 MW de carga totalizando um montante de
35 MW a partir da SE Santa Rosa 138 kV 60,5
Rejeição Total desta carga 120,5
Fim da simulação 240
Na Figura 65, pode-se observar o comportamento da frequência da UHE Foz
do Chapecó.
81
Figura 65 - Variação de frequência da UHE Foz Chapecó
Conforme se pode observar, a variação da frequência não superou os seus limites,
obtendo seu valor mínimo em 57,02 Hz (> fmin = 56 Hz) e valor máximo de 63,41 Hz
(< fmax = 66 Hz). O sistema está estável na tomada e rejeição desse bloco de carga.
Na Figura 66, está representada as tensões em pu no momento da tomada e
rejeição de carga, conforme pode ser visto, não extrapola os limites dinâmicos,
obtendo tensão mínima de 0,922 pu (> Vmin = 0,85pu) de tensão dinâmica mínima e
valor máximo de 1,008 pu (< Vmax = 1,25 pu).
82
Figura 66 - Perfil de tensão em pu nos barramentos da Área Foz do Chapecó
Na Figura 67 está mostrado o comportamento das potências ativa, mecânica e
elétrica e da potência elétrica reativa.
Figura 67 - Potências na UHE Foz do Chapecó
Na Figura 68 está representada a potência ativa e reativa na SE Santa Rosa.
83
Figura 68 - Potência Ativa e Reativa da carga em Santa Rosa
Após a verificação do comportamento da frequência e da tensão dinâmica em
todas as tomadas de carga presentes na Área de Foz Chapecó, pode-se concluir que
o ajuste proposto para o regulador de velocidade operando no modo isolado está
adequado, permitindo o restabelecimento de um montante total de 152 MW com uma
unidade geradora da UHE Foz do Chapecó, agilizando o processo de
restabelecimento das cargas prioritárias.
4.1.2.2.2. Desempenho Dinâmico do ESP conectado no processo de
recomposição
O ESP só deve ser ligado após o término do corredor de recomposição fluente,
pois sua conexão durante esse processo traz prejuízos à estabilidade do sistema,
podendo causar a perda de estabilidade da máquina. Esse fato é de grande
importância pois em processos de recomposição há casos em que o ESP foi ligado no
momento errado e o processo de recomposição teve de ser reiniciado pois a máquina
perdeu a estabilidade, atrasando o restabelecimento das cargas.
Para verificar o comportamento do ESP serão feitos os comparativos com o ESP
ligado e desligado, nas SE Guarita, no início do processo e na SE Santa Rosa, por ser
a última tomada de carga no modo isolado.
84
Nessa análise, serão usados os ajustes novos, propostos na seção 4.1.2.2.1.
Recomposição da Área Foz do Chapecó sem a UHE Passo Fundo com o ESP ligado e
desligado.
I. Comportamento da tomada e rejeição de carga com o ESP ligado na SE
Guarita
Caso 5 – Tomada e Rejeição de 53 MW carga a partir da SE Guarita
Seguindo os passos descritos na Tabela 17:
Tabela 17 – Processo de tomada e rejeição de carga
Eventos Tempo (s)
Tomada de 53 MW de carga a partir da SE Guarita 69 kV 0,5
Rejeição Total desta carga 120,5
Fim da simulação 240
Primeiramente será verificado o comportamento com relação à variação da
frequência da máquina da UHE Foz do Chapecó.
Figura 69 - Variação de frequência da UHE Foz Chapecó
Conforme pode ser verificado na Figura 69 - Variação de frequência da UHE Foz Chapecó,
não houve superação dos limites de frequência dinâmica e a máquina conseguiu se
estabilizar após a ocorrência da tomada e rejeição da carga. Neste caso foi
representado no gráfico na curva vermelha contínua o comportamento do ESP ligado
e na o ESP desligado
85
Figura 70 - Perfil de tensão da Área Foz do Chapecó
Pela análise da Figura 70, comparando o comportamento das tensões quando o
ESP está ligado (linha contínua) e desligado (linha tracejada), percebe-se que quando
o ESP está desligado, as variações de tensão são instantâneas, ocorrem no momento
da tomada e rejeição de carga (de cor vermelho, azul e verde). Quando o ESP está
ligado, ocorre uma oscilação no perfil de tensão até o seu amortecimento conforme
pode ser visto nas linhas tracejadas (de cor preto, rosa e azul claro). Ou seja, o ESP
está prejudicando o sistema pois com ele ligado o limite de tensão dinâmica mínimo foi
superado, pois obteve tensão mínima de 0,945 pu (> Vmin = 0,85pu).
As oscilações inseridas no perfil de tensão quando o ESP está conectado é devido
a inserção da componente oriunda da frequência que após passar pelo ESP tem seu
sinal de saída um valor de tensão (Vpss) que será inserido como referência no RAT.
Esse comportamento indesejado também pode ser visto no gráfico de potências da
UHE Foz do Chapecó na Figura 71 seguir.
86
Figura 71 - Potências na UHE Foz do Chapecó
Neste caso, a potência mecânica (Pmec) com o ESP ligado (curva verde contínua)
e a potência mecânica com o ESP desligado (curva azul claro tracejada) não tiveram
grandes variações, mostrando que a máquina suportou a tomada de carga. No
entanto, o comportamento das potências elétricas (ativa e reativa) com o ESP ligado
apresentaram oscilações na tomada e rejeição de carga, em relação ao
comportamento dessas grandezas quando o ESP está desligado. Fazendo a
comparação entre a potência elétrica ativa (Pele) com o ESP ligado (curva contínua
vermelha) e com ESP desligado (curva tracejada preta). E a potência elétrica reativa
(Qele) com o ESP ligado (curva contínua azul marinho) e com o ESP desligado (curva
tracejada rosa).
Passo 21 - Comportamento da tomada e rejeição de carga com o ESP ligado
na SE Santa Rosa
Seguindo os passos descritos na Tabela 18:
Tabela 18 – Processo de tomada e rejeição de carga
Eventos Tempo (s)
Tomada de 15 MW de carga a partir da SE Santa Rosa 69kV 0,5
Tomada de 20 MW de carga totalizando um montante de 35 MW a partir da SE
Santa Rosa 69kV 60,5
Rejeição Total destas cargas 120,5
Fim da simulação 240
87
Primeiramente será verificado o comportamento com relação à variação da
frequência da máquina da UHE Foz do Chapecó.
Figura 72 - Variação de frequência da UHE Foz Chapecó
O comportamento da frequência da máquina quando o ESP está ligado na tomada
de carga da SE Santa Rosa mostrado na Figura 72, a máquina perde a estabilidade,
não conseguindo amortecer a oscilação provocada pela tomada e rejeição do
montante de carga. Caso o ESP seja conectado nesse momento a proteção do
sistema irá atuar desligando o corredor, sendo necessário recomeçar o processo de
recomposição.
Esse comportamento de falta de amortecimento das oscilações também pode ser
verificado no comportamento do perfil de tensão e das potências mecânica e elétrica
(ativa e reativa), mostradas nas figuras a seguir.
88
Figura 73 - Perfil de tensão da Área Foz do Chapecó
A título de ilustração só estão sendo representados, na Figura 73, os barramentos
do terminal da máquina de Foz do Chapecó e da SE Santa Rosa. Fazendo um
comparativo do comportamento do perfil de tensão quando o ESP está ligado (linha
contínua vermelho e azul) e desligado (linha tracejada verde e preto), pode-se verificar
que quando o ESP está desligado, as variações de tensão são instantâneas, ocorrem
no momento da tomada e rejeição de carga. Quando o ESP está ligado, ocorre uma
oscilação no perfil de tensão que não são amortecidas. Esse comportamento é
inaceitável. O processo de recomposição não chegaria até esse ponto pois a proteção
já teria atuado antes, no entanto serve para ratificar que o ESP deve estar desligado
durante o processo de recomposição fluente. Sendo conectado apenas na fase
coordenada.
Esse comportamento indesejado também pode ser visto no gráfico de potências da
UHE Foz do Chapecó na Figura 72.
89
Figura 74 - Potências na UHE Foz do Chapecó
Neste caso o comportamento da potência mecânica (Pmec) com o ESP ligado (linha
contínua verde) apresentaram oscilações na tomada e rejeição de carga, em relação
ao comportamento dessas grandezas quando o ESP está desligado (curva tracejada
azul claro). Fazendo a comparação entre a potência elétrica ativa (Pele) com o ESP
ligado (curva contínua vermelha) e com ESP desligado (curva tracejada preta), e a
potência elétrica reativa (Qele) com o ESP ligado (curva contínua azul marinho) e com
o ESP desligado (curva tracejada rosa) observa-se que também não houve
amortecimento na tomada e rejeição do montante de carga quando o ESP está ligado.
Como pode ser verificado nas curvas anteriores que mostram o comportamento o
ESP ligado durante o processo de recomposição mostra que ele apresenta um
comportamento inadequado, ao invés de melhorar o amortecimento acaba
prejudicando.
4.1.2.2.3. Recomposição da Área Foz do Chapecó considerando a entrada da
UHE Passo Fundo.
Conforme descrito no processo de recomposição em regime permanente na seção
4.1.1. Estudo de Regime Permanente, a tomada de carga na SE Guarita de 53 MW
tanto com a presença da UHE Passo Fundo ou sem ela, a tomada de carga em
Guarita tem a presença apenas da UHE Foz do Chapecó. Ou seja, estará operando no
90
modo isolado. Por conta disto, esse caso já foi avaliado na seção 4.1.2.2.1.
Recomposição da Área Foz do Chapecó sem a UHE Passo Fundo
Quando o sistema passa a operar no modo interligado, o ESP pode ser conectado,
contribuindo para o amortecimento das oscilações, conforme poderá ser visto a seguir.
Caso 8 - Tomada de 10MW na SE Passo Fundo
Após a tomada de carga em Guarita (caso 5), A UHE Passo Fundo será
sincronizada (caso 7). A partir deste momento, as usinas passam a operar no modo
interligado com a UHE Foz do Chapecó fazendo o controle de frequência e a UHE
Passo Fundo de potência.
Os parâmetros do RV passaram a ter os valores descritos na Tabela 19.
Tabela 19 - Parâmetros do RV - Modo Interligado
RV Modo Interligado
Parâmetros Base de Dados
Kp 2
Td 0,55
Ti 5,5
Bp 0,05
Td/N 0,055
Após o restabelecimento da UHE Passo Fundo o corredor fluente de recomposição
será feito até o final no modo interligado.
Tabela 20 - Tempo para tomada e rejeição de carga
Eventos Tempo (s)
Tomada de 10MW de carga a partir da SE Passo Fundo 23 kV 0,5
Rejeição Total desta carga 120,5
Fim da simulação 240
A partir da simulação descrita nos passos da Tabela 20, obteve-se os seguintes
resultados.
A Figura 75 mostra o comportamento da frequência da máquina após a tomada de
10 MW na SE Passo Fundo.
91
Figura 75 - Variação de frequência da UHE Foz Chapecó
Neste caso foi feita a comparação do ESP ligado (curva vermelho) e do ESP
desligado (curva azul) com intuito de ilustrar o benefício do ESP conectado e no
momento correto, quando usinas estiverem operando no modo interligado. Conforme
pode-se observar, a variação da frequência não extrapolou os seus limites máximos e
mínimos. O sistema está estável na tomada e rejeição desse bloco de carga.
Na Figura 76 está representado o comportamento do sinal de saída do ESP para
as unidades geradoras das UHE Foz do Chapecó e Passo Fundo. Analisando a figura,
observa-se que o ESP da UHE Passo Fundo está desligado (valor nulo). Esse fato
ocorre pois existe uma estratégia de desligamento do ESP por potência ativa mínima
do gerador, nesse caso esse valor de potência mínima está ajustado em 55% da
potência base da máquina em MVA (110 MVA). No caso da UHE Passo Fundo a
unidade geradora deve estar gerando pelo menos 60,5 MW de potência ativa para o
ESP ser habilitado. Na simulação realizada a unidade geradora está gerando apenas
20 MW de potência ativa ficando, dessa forma, o ESP desligado.
92
Figura 76 - Sinal de saída do ESP
Na Figura 77, está representado às tensões em pu no momento da tomada e
rejeição de carga, conforme pode ser visto, não extrapola os limites dinâmicos,
obtendo tensão mínima de 0,931 pu (> Vmin = 0,85 pu) de tensão dinâmica mínima e
valor máximo de 0,952 pu (< Vmax = 1,25 pu).
93
Figura 77 - Perfil de tensão em pu nos barramentos da Área Foz do Chapecó sem ESP
Figura 78 - Perfil de tensão em pu nos barramentos da Área Foz do Chapecó com ESP
As oscilações inseridas no perfil de tensão quando o ESP está conectado são
devidas a inserção do sinal de frequência do rotor (variável de entrada do ESP), que
após passar pelo controle do ESP tem seu sinal de saída um valor de tensão (Vpss)
94
que será inserido na referência do RAT, causando o perfil oscilatório. Apesar desse
comportamento oscilatório o ESP tem um efeito benéfico, como será visto na Figura
79 a seguir.
Figura 79 - Potência elétrica com ESP ligado e desligado
Na Figura 79, fazendo-se uma comparação entre as potências elétricas quando o
ESP está ligado e desligado observa-se que o efeito do ESP tende amortecer as
oscilações da potência elétrica mais rapidamente se comparada a curva com o ESP
desligado.
Na Figura 80, está mostrado o comportamento das potências ativa, mecânica e
elétrica e da potência elétrica reativa.
95
Figura 80 - Potências na UHE Foz do Chapecó
Na Figura 81 está representada a potência ativa e reativa na SE Passo Fundo.
96
Figura 81 - Potência Ativa e Reativa da carga em Passo Fundo
Caso 9 - Tomada de 24 MW na SE Erexim
Após a tomada de carga na SE Passo Fundo, será feita a tomada de carga na SE
Erexim.
Tabela 21 - Tempo de Tomada e rejeição de Carga
Eventos Tempo (s)
Tomada de 24 MW de carga a partir da SE Erexim 138 kV 0,5
Rejeição Total desta carga 120,5
Fim da simulação 240
A partir da simulação descrita na Tabela 21 obteve-se os seguintes resultados:
97
Figura 82 - Variação de frequência da UHE Foz Chapecó
Conforme pode-se observar na Figura 82, a variação da frequência não extrapolou
os seus limites, obtendo seu valor mínimo em 58,57 Hz (> fmin = 56 Hz) e valor
máximo de 61,2 Hz (< fmax = 66 Hz). O sistema está estável na tomada e rejeição
desse bloco de carga.
Na Figura 83 estão representadas as tensões em pu no momento da tomada e
rejeição de carga, conforme pode ser visto, não extrapola os limites dinâmicos,
obtendo tensão mínima de 0,901 pu (> Vmin = 0,85 pu) de tensão dinâmica mínima e
valor máximo de 0,952 pu (< Vmax = 1,25 pu).
Figura 83 - Perfil de tensão em pu nos barramentos da Área Foz do Chapecó
98
Na Figura 84, está mostrado o comportamento das potências ativa, mecânica e
elétrica e da potência elétrica reativa.
Figura 84 - Potências na UHE Foz do Chapecó
Na Figura 85 está representada a potência ativa e reativa na SE Erexim.
Figura 85 - Potência Ativa e Reativa da carga em Erexim
99
Caso 12 - Tomada de 30 MW em Nova Prata
Após a tomada de carga na SE Erexim, será feita a tomada de carga na SE
Nova Prata.
Tabela 22 - Tempo para tomada e rejeição de carga
Eventos Tempo (s)
Tomada de 10 MW de carga a partir da SE Nova Prata 69 kV; 0,5
Tomada de 20 MW de carga totalizando um montante de 30 MW a partir da SE
Nova Prata 69 kV; 60,5
Rejeição Total destas cargas; 120,5
Fim da simulação. 240
A partir da simulação descrita na Tabela 22, obteve-se os seguintes resultados:
A Figura 86 mostra o comportamento da frequência da máquina após a tomada de
2 blocos de carga na SE Nova Prata, um primeiro bloco de 10 MW e um segundo
bloco após um intervalo de 1 minuto de 20 MW, totalizando um montante de 30 MW na
SE Nova Prata.
Figura 86 - Variação de frequência da UHE Foz Chapecó
100
Conforme pode-se observar, a variação da frequência não extrapolou os seus
limites máximos e mínimos. O sistema está estável na tomada e rejeição desse bloco
de carga.
Na Figura 87, está representada as tensões em pu no momento da tomada e
rejeição de carga. Conforme pode ser visto, não extrapolam os limites dinâmicos
máximo (125%) e mínimo (85%) de tensão. No entanto, é possível observar que o
comportamento da tensão apresentou maiores oscilações quando o ESP está ligado.
Figura 87 - Perfil de tensão da Área Foz do Chapecó – ESP Ligado
Caso 21 - Tomada de 35 MW em Santa Rosa
Após a tomada de carga na SE Nova Prata, será feita a tomada de carga na
SE Santa Rosa
Tabela 23 - Tempo para tomada e rejeição de carga
Eventos Tempo (s)
Tomada de 15 MW de carga a partir da SE Nova Prata 69 kV; 0,5
Tomada de 20 MW de carga totalizando um montante de 35 MW a partir da
SE Nova Prata 69 kV; 60,5
Rejeição Total destas cargas; 120,5
Fim da simulação. 240
101
A partir da simulação descrita na
Tabela 23, obteve-se os seguintes resultados:
A Figura 88 mostra o comportamento da frequência da máquina após a tomada de
2 blocos de carga na SE Santa Rosa, um primeiro bloco de 15 MW e um segundo
bloco após um intervalo de 1 minuto de 20 MW, totalizando um montante de 35 MW na
SE Santa Rosa.
Figura 88 - Variação de frequência da UHE Foz Chapecó
Conforme pode-se observar, a variação da frequência não extrapolou os seus
limites máximo e mínimo. O sistema está estável na tomada e rejeição desse bloco de
carga.
Na Figura 89, está representada as tensões em pu no momento da tomada e
rejeição de carga, conforme pode ser visto, não extrapola os limites dinâmicos máximo
(125%) e mínimo (85%) de tensão. No entanto, é possível observar que o
comportamento da tensão apresentou maiores oscilações quando o ESP está ligado.
102
Figura 89 - Perfil de tensão da Área Foz do Chapecó – ESP Ligado
103
5. Conclusões e Recomendações
Após as observações feitas em cada análise realizada nos itens anteriores, os
pontos principais das análises realizadas foram destacados abaixo.
O autorrestabelecimento na atualidade tem sido de grande importância para
minimizar o tempo de restabelecimento das cargas dos centros urbanos. Inicialmente
as usinas estão definidas para operar no modo interligado com o sistema e não de
forma radial (isolado) como ocorre no processo de recomposição. A partir da
necessidade de se definir os corredores de recomposição e as usinas que serão de
autorrestabelecimento é que são realizados estudos a fim de determinar os
parâmetros dos reguladores para operação no modo isolado. Incluindo também a
redundância dos equipamentos, critério n-1, para no caso das indisponibilidades haver
a possibilidades da criação dos procedimentos alternativos aumentando a
confiabilidade do sistema.
A Área Foz do Chapecó se tornou viável a partir dos ajustes corretos dos
parâmetros do regulador de velocidade, viabilizando um montante de 152 MW de
carga durante a fase de recomposição fluente, sem a necessidade da participação de
outras usinas como UHE Monte Claro, Castro Alves e 14 de Julho.
Além disso, são de suma importância os ajustes, de forma correta, dos reguladores
a fim de que o sistema permaneça estável e restabeleça a maior quantidade de carga
na fase fluente de forma rápida e segura. Incluindo também a ordem da entrada de
operação do ESP que como foi verificado, caso seja inserido no momento errado da
recomposição pode trazer prejuízos, podendo levar o sistema a instabilidade. Em
geral, o ESP só é conectado a partir da interligação de duas ou mais usinas de um
mesmo corredor ou através da interligação de áreas.
Os parâmetros definidos nos estudos devem ser comissionados nas máquinas em
campo, a fim de verificar se estão tendo o comportamento esperado, caso contrário,
esses parâmetros poderão sofrer novas alterações.
Por fim, deve-se levar em consideração, em trabalhos futuros, as análises
linearizadas utilizando o software PacDyn, a fim de se obter o ajuste otimizado para a
definição dos valores dos parâmetros dos reguladores. E os estudos de transitórios
eletromagnéticos, para os estudos de energização de linhas, transformadores dentre
outros equipamentos, para definir os limites de tensão suportados.
104
6. Referências
[1] Relatório 01/97 - Filosofia de Recomposição do Sistema Sul/Sudeste/Centro-
Oeste”, GCOI, 09/10/1997.
[2] ONS_RE3_107_2011_Usinas de Auto Restabelecimento para Recomposição do
SIN_Final.
[3] GUARINI A. P., GOMES P., MUNIZ M. P., SILVA R. L. B., AQUINO A. F. C.,
OLIVEIRA A. M. S., A Evolução do Processo de Recomposição do Sistema
Interligado Nacional, XIII SEPOPE, Foz do Iguaçu (PR), Brasil, 2014.
[4] Procedimentos de Rede – Módulo 23 – Submódulo 23.3 – Critérios para Estudos
Elétricos.
[5] GUARINI A. P., SOUZA L. M., HENRIQUES R. M., FILHO J. A. P., ALVES F. R. M,
“ESTUDOS AUTOMATIZADOS DE RECOMPOSIÇÃO DO SISTEMA INTERLIGADO
NACIONAL UTILIZANDO NOVAS FACILIDADES COMPUTACIONAIS NO
PROGRAMA ANAREDE”, XIX SNPTEE, Rio de Janeiro (RJ), Brasil, 2007.
[6] CHAPMAN, S. J., Fundamentos de Máquinas Elétricas, 5 ed, New York,
McGraw-Hill, 2013.
[7] TARANTO, G. N., Dinâmica e Controle de Sistemas de Potência, UFRJ, Rio de
Janeiro, 2010.
[8] GUIMARÃES, G. C., Dinâmica de Sistemas Elétricos, UFU, 2008.
[9] KUNDUR, P., Power System Stabilitiy and Control, McGraw-Hill, EPRI, Power
System Enginering Series New York, 1994.
[10] X. Vieira Filho, Operação de Sistemas de Potência com Controle Automático
de Geração, Editora Campus, 1984.
[11] http://www.fozdochapeco.com.br/index.html, visualizado em 05/11/2014
[12] http://www.tractebelenergia.com.br/wps/portal/internet/parque-gerador/usinas-
hidreletricas/uhe-passo-fundo, visualizado em 05/11/2014
[13] http://www.ceran.com.br/session/viewPage/pageId/60/language/pt_BR/,
visualizado em 05/11/2014
[14] UHE Foz do Chapecó, Ensaio de Comissionamento, 2010
[15] http://pt.wikipedia.org/wiki/Comissionamento, visualizado em 26/11/2014 as 15:13
105
[16] STEPHAN, R. M., Acionamentos, Comandos e Controle de Máquinas
Elétricas, Editora Ciência Moderna, Rio de Janeiro, 2013.
[17] ONS RE-3-138/2013, Estudo para avaliação dos Procedimentos de
Recomposição Fluente da Área Foz do Chapecó, Rio de Janeiro, 2013.
106
7. Apêndices
Tabela Apêndice 1 - Perfil de tensão da Área Foz do Chapecó sem a UHE Passo Fundo
N° Nome da barra Caso 1 Caso 2 Caso 3 Caso 4 Caso 5 Caso 6 Caso 7 Caso 8 Caso 9 Caso 10 Caso 11 Caso 12
1070 FChapeco-1GR 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500
1071 FChapeco-230 0,9737 0,9814 0,9814 0,9758 0,9671 0,9756 0,9643 0,9641 0,9635 0,9697 0,9687 0,9655
1213 Guarita--230 - 0,9859 0,9859 0,9712 0,9492 0,9680 0,9453 0,9439 0,9410 0,9543 0,9515 0,9439
1214 Guarita---69 - - 0,9859 0,9568 0,9318 0,9510 0,9278 0,9264 0,9234 0,9370 0,9342 0,9263
1041 PFundo---230 - - - - - 0,9744 0,9398 0,9363 0,9297 0,9514 0,9466 0,9341
917 PFundo---1GR - - - - - - 0,9000 0,9000 0,9000 0,9000 0,9000 0,9000
1042 PFundo---138 - - - - - - - 0,9344 0,9271 0,9486 0,9438 0,9313
2069 Erexim---138 - - - - - - - - 0,9077 0,9289 0,9239 0,9110
1228 NPrata2--230 - - - - - - - - - 0,9828 0,9666 0,9263
1226 NPrata2---69 - - - - - - - - - 0,9828 0,9566 0,9097
963 MClaro---230 - - - - - - - - - - - -
1159 MClaro---1GR - - - - - - - - - - - -
1166 CAlves---1GR - - - - - - - - - - - -
1168 14Julho--1GR - - - - - - - - - - - -
962 Farroupi-230 - - - - - - - - - - - -
1281 StaMarta-230 - - - - - - - - - - - -
1283 StaRosa--230 - - - - - - - - - - - -
1282 StaRosa---69 - - - - - - - - - - - -
1046 SAngelo--230 - - - - - - - - - - - -
1069 Xanxere--230 - - - - - - - - - - - -
107
Tabela Apêndice 2 - Perfil de tensão da Área Foz do Chapecó sem a UHE Passo Fundo
N° Nome da barra Caso 13 Caso 14 Caso 15 Caso 16 Caso 17 Caso 18 Caso 19 Caso 20 Caso 21 Caso 22 Caso 23
1070 FChapeco-1GR 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500
1071 FChapeco-230 0,9727 0,9715 0,9734 0,9729 0,9725 0,9726 0,9750 0,9777 0,9733 0,9763 0,9857
1213 Guarita--230 0,9594 0,9576 0,9619 0,9613 0,9610 0,9613 0,9664 0,9713 0,9611 0,9674 0,9741
1214 Guarita---69 0,9422 0,9404 0,9447 0,9441 0,9438 0,9442 0,9494 0,9543 0,9439 0,9504 0,9572
1041 PFundo---230 0,9595 0,9565 0,9635 0,9629 0,9629 0,9635 0,9718 0,9732 0,9690 0,9716 0,9743
917 PFundo---1GR 0,9000 0,9000 0,9000 0,9000 0,9000 0,9000 0,9000 0,9000 0,9000 0,9000 0,9000
1042 PFundo---138 0,9965 0,9815 0,9816 0,9796 0,9793 0,9807 0,9827 0,9831 0,9821 0,9827 0,9834
2069 Erexim---138 0,9568 0,9538 0,9608 0,9602 0,9602 0,9608 0,9691 0,9705 0,9663 0,9690 0,9717
1228 NPrata2--230 0,9374 0,9343 0,9414 0,9408 0,9408 0,9414 0,9501 0,9515 0,9472 0,9499 0,9527
1226 NPrata2---69 0,9537 0,9505 0,9795 0,9775 0,9773 0,9786 0,9815 0,9820 0,9805 0,9815 0,9824
963 MClaro---230 0,9377 0,9344 0,9640 0,9620 0,9617 0,9630 0,9660 0,9665 0,9650 0,9660 0,9669
1159 MClaro---1GR - 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500
1166 CAlves---1GR - - - 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500
1168 14Julho--1GR - - - - 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500
962 Farroupi-230 - - - - - 0,9815 0,9835 0,9839 0,9829 0,9835 0,9841
1281 StaMarta-230 - - - - - - 0,9799 0,9805 0,9763 0,9790 0,9817
1283 StaRosa--230 - - - - - - - 0,9708 0,9488 0,9630 0,9697
1282 StaRosa---69 - - - - - - - 0,9618 0,9374 0,9519 0,9587
1046 SAngelo--230 - - - - - - - - - 0,9651 0,9717
1069 Xanxere--230 - - - - - - - - - - 0,9907
108
Tabela Apêndice 3 - Geração das usinas na análise de regime permanente sem a UHE Passo Fundo
Nº Nome da barra
Caso 1 Caso 2 Caso 3 Caso 4 Caso 5 Caso 6 Caso 7 Caso 8
GERAÇÃO GERAÇÃO GERAÇÃO GERAÇÃO GERAÇÃO GERAÇÃO GERAÇÃO GERAÇÃO
[MW] [Mvar] [MW] [Mvar] [MW] [Mvar] [MW] [Mvar] [MW] [Mvar] [MW] [Mvar] [MW] [Mvar] [MW] [Mvar]
1070 FChapeco-1GR 0 0 0,0285 -12,4 0,0119 -12,39 23,095 -3,172 53,746 11,658 53,311 -2,075 63,617 4,3999 88,466 15,979
917 PFundo---2GR 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1159 MClaro---2GR 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1166 CAlves---3GR 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1168 14Julho--2GR 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Nº Nome da barra
Caso 9 Caso 10 Caso 11 Caso 12 Caso 13 Caso 14 Caso 15 Caso 16
GERAÇÃO GERAÇÃO GERAÇÃO GERAÇÃO GERAÇÃO GERAÇÃO GERAÇÃO GERAÇÃO
[MW] [Mvar] [MW] [Mvar] [MW] [Mvar] [MW] [Mvar] [MW] [Mvar] [MW] [Mvar] [MW] [Mvar] [MW] [Mvar]
1070 FChapeco-1GR 89,075 -21,66 99,431 -12,69 120,88 11,704 121,39 3,8653 99,398 -1,75 88,898 -2,685 78,537 -3,304 78,839 -24,86
917 PFundo---2GR 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1159 MClaro---2GR 0 0 0 0 0 0 0 0 20 -5,804 20 -5,05 20 -5,324 20 -12,37
1166 CAlves---3GR 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10 -4,401 10 -4,627 10 -10,45
1168 14Julho--2GR 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10 -4,601 10 -9,864
Nº Nome da barra
Caso 17 Caso 18 Caso 19 Caso 20 Caso 21 Caso 22 Caso 23
GERAÇÃO GERAÇÃO GERAÇÃO GERAÇÃO GERAÇÃO GERAÇÃO GERAÇÃO
[MW] [Mvar] [MW] [Mvar] [MW] [Mvar] [MW] [Mvar] [MW] [Mvar] [MW] [Mvar] [MW] [Mvar]
1070 FChapeco-1GR 77,919 -12,92 78,576 -13,37 78,667 -20,91 94,26 -24,71 115,01 -14,34 115 -20,25 114,92 -37,87
917 PFundo---2GR 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1159 MClaro---2GR 20 -15,93 20 -17,9 20 -22,2 20 -22,97 20 -20,74 20 -22,15 20 -23,77
1166 CAlves---3GR 10 -13,39 10 -15,02 10 -18,57 10 -19,2 10 -17,36 10 -18,53 10 -19,86
1168 14Julho--2GR 10 -12,53 10 -14,01 10 -17,23 10 -17,81 10 -16,14 10 -17,19 10 -18,4
109
Tabela Apêndice 4 - Perfil de tensão da Área Foz do Chapecó com a UHE Passo Fundo
Nº Nome da barra Caso 1 Caso 2 Caso 3 Caso 4 Caso 5 Caso 6 Caso 7 Caso 8 Caso 9 Caso 10 Caso 11 Caso 12
1070 FChapeco-1GR 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500
1071 FChapeco-230 0,9737 0,9814 0,9814 0,9758 0,9671 0,9756 0,9718 0,9654 0,9887 0,9835 0,9694 0,9743
1213 Guarita--230 - 0,9859 0,9859 0,9712 0,9492 0,9680 0,9592 0,9441 0,9945 0,9830 0,9520 0,9626
1214 Guarita---69 - - 0,9859 0,9568 0,9318 0,9510 0,9420 0,9265 0,9780 0,9663 0,9347 0,9454
1041 PFundo---230 - - - - - 0,9744 0,9596 0,9343 1,0168 0,9981 0,9486 0,9658
1042 PFundo---138 - - - - - - 0,9578 0,9317 1,0144 0,9956 0,9458 0,9632
2069 Erexim---138 - - - - - - - 0,9123 0,9967 0,9773 0,9260 0,9439
1228 NPrata2--230 - - - - - - - - 1,0505 1,0203 0,9421 0,9721
1226 NPrata2---69 - - - - - - - - 1,0505 1,0109 0,9260 0,9565
963 MClaro---230 - - - - - - - - - - - 0,9730
1159 MClaro---1GR - - - - - - - - - - - -
1166 CAlves---1GR - - - - - - - - - - - -
1168 14Julho--1GR - - - - - - - - - - - -
962 Farroupi-230 - - - - - - - - - - - -
1281 StaMarta-230 - - - - - - - - - - - -
1283 StaRosa--230 - - - - - - - - - - - -
1282 StaRosa---69 - - - - - - - - - - - -
1046 SAngelo--230 - - - - - - - - - - - -
1069 Xanxere--230 - - - - - - - - - - - -
917 PFundo---1GR - - -
110
Tabela Apêndice 5 - Perfil de tensão da Área Foz do Chapecó com a UHE Passo Fundo
Nº Nome da barra Caso 13 Caso 14 Caso 15 Caso 16 Caso 17 Caso 18 Caso 19 Caso 20 Caso 21 Caso 22 Caso 23
1070 FChapeco-1GR 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500
1071 FChapeco-230 0,9768 0,9770 0,9770 0,9903 0,9829 0,9832 0,9879 0,9907 0,9852 0,9888 0,9997
1213 Guarita--230 0,9683 0,9691 0,9696 0,9985 0,9825 0,9831 0,9932 0,9988 0,9863 0,9942 1,0033
1214 Guarita---69 0,9513 0,9521 0,9526 0,9821 0,9658 0,9664 0,9767 0,9824 0,9697 0,9777 0,9870
1041 PFundo---230 0,9741 0,9752 0,9761 1,0234 0,9972 0,9982 1,0148 1,0176 1,0095 1,0146 1,0205
1042 PFundo---138 0,9715 0,9726 0,9735 1,0210 0,9947 0,9957 1,0123 1,0151 1,0070 1,0122 1,0181
2069 Erexim---138 0,9525 0,9536 0,9546 1,0035 0,9764 0,9774 0,9945 0,9974 0,9890 0,9943 1,0004
1228 NPrata2--230 0,9784 0,9780 0,9782 0,9903 0,9894 0,9910 0,9966 0,9976 0,9947 0,9965 0,9986
1226 NPrata2---69 0,9629 0,9624 0,9627 0,9749 0,9740 0,9756 0,9814 0,9824 0,9795 0,9813 0,9834
963 MClaro---230 0,9787 0,9781 0,9783 0,9845 0,9876 0,9893 0,9931 0,9937 0,9918 0,9930 0,9944
1159 MClaro---1GR 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500
1166 CAlves---1GR 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500
1168 14Julho--1GR 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500
962 Farroupi-230 - - - - - 0,9902 0,9938 0,9945 0,9926 0,9938 0,9952
1281 StaMarta-230 - - - - - - 1,0231 1,0253 1,0171 1,0223 1,0282
1283 StaRosa--230 - - - - - - - 0,9985 0,9748 0,9905 0,9999
1282 StaRosa---69 - - - - - - - 0,9895 0,9638 0,9797 0,9892
1046 SAngelo--230 - - - - - - - - - 0,9924 1,0018
1069 Xanxere--230 - - - - - - - - - - 1,0049
917 PFundo---1GR
111
Tabela Apêndice 6 - Geração das usinas na análise de regime permanente com a UHE Passo Fundo
Nº Nome da barra
Caso 1 Caso 2 Caso 3 Caso 4 Caso 5 Caso 6 Caso 7 Caso 8
GERAÇÃO GERAÇÃO GERAÇÃO GERAÇÃO GERAÇÃO GERAÇÃO GERAÇÃO GERAÇÃO
[MW] [Mvar] [MW] [Mvar] [MW] [Mvar] [MW] [Mvar] [MW] [Mvar] [MW] [Mvar] [MW] [Mvar] [MW] [Mvar]
1070 FChapeco-1GR 0 0 0,03 -12,4 0,01 -12,39 23,09 -3,17 53,75 11,66 53,31 -2,08 33,38 15,56 43,85 16,2
917 PFundo---1GR 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 20 -16,23 20 -12,87
1159 MClaro---1GR 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1166 CAlves---1GR 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1168 14Julho--1GR 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Nº Nome da barra
Caso 9 Caso 10 Caso 11 Caso 12 Caso 13 Caso 14 Caso 15 Caso 16
GERAÇÃO GERAÇÃO GERAÇÃO GERAÇÃO GERAÇÃO GERAÇÃO GERAÇÃO GERAÇÃO
[MW] [Mvar] [MW] [Mvar] [MW] [Mvar] [MW] [Mvar] [MW] [Mvar] [MW] [Mvar] [MW] [Mvar] [MW] [Mvar]
1070 FChapeco-1GR 67,75 17,98 68,23 8,06 78,54 10,19 99,76 16,55 99,79 4,94 79,14 5,64 78,28 2,47 68,27 2,81
917 PFundo---2GR 20 -6,65 20 -27,28 20 -22,7 20 -10,85 20 -35,03 20 -32,17 20 -38,75 20 -38,19
1159 MClaro---2GR 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 20 -8,98 20 -9,1 20 -6,76
1166 CAlves---3GR 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10 -5,81
1168 14Julho--2GR 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Nº Nome da barra
Caso 17 Caso 18 Caso 19 Caso 20 Caso 21 Caso 22 Caso 23
GERAÇÃO GERAÇÃO GERAÇÃO GERAÇÃO GERAÇÃO GERAÇÃO GERAÇÃO
[MW] [Mvar] [MW] [Mvar] [MW] [Mvar] [MW] [Mvar] [MW] [Mvar] [MW] [Mvar] [MW] [Mvar]
1070 FChapeco-1GR 58,06 3,12 58,09 2,87 57,89 -0,94 73,35 -4,61 94,08 3,48 94,03 -1,29 94 -16,58
917 PFundo---2GR 20 -38,22 20 -38,75 20 -46,69 20 -48,01 20 -44,04 20 -46,52 20 -49,12
1159 MClaro---2GR 20 -6,48 20 -8,11 20 -10,4 20 -10,78 20 -9,64 20 -10,35 20 -11,1
1166 CAlves---3GR 10 -5,59 10 -6,93 10 -8,82 10 -9,14 10 -8,19 10 -8,78 10 -9,4
1168 14Julho--2GR 10 -5,46 10 -6,67 10 -8,39 10 -8,68 10 -7,82 10 -8,36 10 -8,92
