UNIVERSIDADE DO SUL DE SANTA CATARINA MARCOS SHIGUEO …
57
UNIVERSIDADE DO SUL DE SANTA CATARINA MARCOS SHIGUEO YAMASHITA RELATÓRIO DE ESTÁGIO OBRIGATÓRIO: MODERNIZAÇÃO DO REGULADOR DE TENSÃO DA UNIDADE GERADORA 4 DA USINA HIDRELÉTRICA ITÁ Tubarão 2018
Transcript of UNIVERSIDADE DO SUL DE SANTA CATARINA MARCOS SHIGUEO …
UNIVERSIDADE DO SUL DE SANTA CATARINA
MARCOS SHIGUEO YAMASHITA
RELATÓRIO DE ESTÁGIO OBRIGATÓRIO:
MODERNIZAÇÃO DO REGULADOR DE TENSÃO DA UNIDADE GERADORA 4
DA USINA HIDRELÉTRICA ITÁ
Tubarão
2018
MARCOS SHIGUEO YAMASHITA
RELATÓRIO DE ESTÁGIO OBRIGATÓRIO:
MODERNIZAÇÃO DO REGULADOR DE TENSÃO DA UNIDADE GERADORA 4
DA USINA HIDRELÉTRICA ITÁ
Relatório de Estágio Curricular Obrigatório
apresentado ao Curso de Engenharia Elétrica da
Universidade do Sul de Santa Catarina como
requisito parcial à obtenção do título de
Bacharel em Engenharia Elétrica.
Orientador: Prof. Luís Fernando Ferreira de Campos, Me. Eng.
Tubarão
2018
À minha esposa Verônica, minha filha Isadora,
aos mestres e amigos, pelo incentivo sempre
presente nas dificuldades e conquistas da vida.
AGRADECIMENTOS
Ao Professor Luís Fernando Ferreira de Campos pela orientação, compartilhamento
de conhecimento e disposição em ajudar sempre que necessário.
Ao amigo, colega e orientador do trabalho pela ENGIE, Engenheiro Gilberto
Dagostim Uggioni, pela amizade, incentivo, orientação e fornecimento de materiais
bibliográficos fundamentais para a realização deste trabalho.
Aos colegas e amigos da ENGIE, especialmente aqueles do Complexo Termelétrico
Jorge Lacerda, pela amizade, disponibilidade e grande apoio nas atividades do dia-a-dia.
Aos amigos e colegas do curso de Engenharia Elétrica do Campus Tubarão da
Unisul pelo incentivo e companheirismo nas atividades acadêmicas.
Agradeço aos colaboradores da ENGIE que não mediram esforços para auxiliar
sempre que possível possibilitando assim a conclusão deste trabalho.
Agradeço a todos os professores do curso de Engenharia Elétrica do Campus
Tubarão da Unisul pela disponibilidade e apoio prestado no desenvolvimento das atividades
acadêmicas.
“É muito melhor lançar-se em busca de conquistas grandiosas, mesmo expondo-se
ao fracasso, do que alinhar-se com os pobres de espírito, que nem gozam muito nem sofrem
muito, porque vivem numa penumbra cinzenta, onde não conhecem nem vitória, nem derrota”
(Theodore Roosevelt).
RESUMO
Este relatório apresenta as principais atividades desenvolvidas durante o estágio
curricular obrigatório do curso de Engenharia Elétrica. As atividades foram realizadas no setor
de Engenharia de Manutenção de Ativos de Geração (EMAG) situada em Capivari de Baixo-
SC e na Usina Hidrelétrica Itá (UHE Itá) localizada em Aratiba-RS, ambos pertencentes à
ENGIE Brasil Energia S.A. O estágio teve foco voltado à participação em três principais
atividades principais da modernização dos reguladores de tensão da UHE Itá sendo elas:
treinamento teórico do novo regulador de tensão, ensaios de descomissionamento do atual
regulador de tensão e comissionamento do novo regulador de tensão. Os resultados observados
foram relatados neste documento através de uma abordagem inicial focada na fundamentação
teórica sobre reguladores de tensão e seus principais componentes, breve relato sobre a
operação e manutenção do novo regulador de tensão com informações obtidas da participação
no treinamento teórico, relato dos ensaios e resultados obtidos dos ensaios de
descomissionamento e comissionamento do novo regulador de tensão instalado na Unidade
Geradora 4 da UHE Itá.
Palavras-chave: Regulador de tensão. Sistema de excitação. Modernização. Comissionamento.
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
Figura 1 – Configuração física dos componentes de um sistema de excitação. ....................... 15
Figura 2 – Sistema de excitação estático alimentado pelos terminais do gerador .................... 16
Figura 3 – Sistema de excitação estático e disjuntores de campo ............................................ 17
Figura 4 – Tiristor comercial utilizado em sistemas de excitação de geradores síncronos ...... 18
Figura 5 – Painel de sistema de excitação Voith modelo Thyricon para usinas hidrelétricas .. 19
Figura 6 – Retificador trifásico controlado............................................................................... 20
Figura 7 – Cartão de disparo dos tiristores (fabricação Voith) ................................................. 20
Figura 8 – Transformador a seco Siemens modelo GEAFOL, utilizado em sistemas de excitação
de usinas hidrelétricas ............................................................................................................... 21
Figura 9 – Diagrama de blocos simplificado de um regulador de tensão................................. 22
Figura 10 – Controlador lógico programável Siemens modelo SIMATIC S7-300, plataforma
modular e de uso industrial geral .............................................................................................. 24
Figura 11 – Interface homem-máquina Advantech modelo PPC-3150S de 15”, utilizado em
reguladores de tensão de usinas hidrelétricas de grande porte ................................................. 25
Figura 12 – Conversor CC/CC da Phoenix Contact modelo QUINT-PS, utilizado em sistemas
de excitação de usinas hidrelétricas de grande porte ................................................................ 26
Figura 13 – Isolador galvânico da Phoenix Contact modelo MINI MCR-2-U-U-PT com
conexão NFC para configuração .............................................................................................. 27
Figura 14 – Optoacoplador da Murrelektronik modelo MIRO TR 48VDC ............................. 28
Figura 15 – Relé modular de interface Finder série 4C de 16A............................................... 28
Figura 16 – Diagrama de blocos típico de um PSS .................................................................. 32
Figura 17 – Compensador de carga .......................................................................................... 33
Figura 18 – Diagrama de blocos simplificado de um regulador automático de tensão ............ 34
Figura 19 – Diagrama de blocos simplificado do modo de controle VAr ................................ 35
Figura 20 – Diagrama de blocos simplificado do modo de controle PF .................................. 35
Figura 21 – Curva de capabilidade de um gerador ................................................................... 37
Figura 22 – Controladores Hipase da Andritz Hydro em duas versões (tamanhos) diferentes com
Interface Homem-Máquina integrada: médio e grande ............................................................ 38
Figura 23 – Cartões de funções utilizados em reguladores de tensão com controladores Hipase
.................................................................................................................................................. 38
Figura 24 – Cartão de disparo LG6CDC do regulador Hipase (Andritz Hydro) ...................... 39
Figura 25 – Arquitetura de software do Hipase (4 camadas) ................................................... 40
Figura 26 – Ferramenta de acesso ao controlador Engineering Tool ....................................... 41
Figura 27 – Painel do regulador de tensão (ao centro) e instrumentação básica utilizada
(dispostos sobre a mesa). .......................................................................................................... 42
Figura 28 – Transformador de excitação (banco trifásico)....................................................... 44
Figura 29 – Botoeira para aplicação do degrau (esquerda) e computador utilizado para
manutenção do sistema. ............................................................................................................ 45
Figura 30 – Forma de onda esperada para os testes com carga leve ........................................ 49
Figura 31 – Resposta ao degrau de 5% no modo de controle AVR ......................................... 50
Figura 32 – Comissionamento do regulador de tensão............................................................. 51
Figura 33 – Registro da atuação do PSS (acima PSS desligado e abaixo PSS ligado) ............ 54
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO................................................................................................................. 12
2 A EMPRESA ..................................................................................................................... 13
2.1 SETOR DE ESTÁGIO .................................................................................................... 13
3 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA ................................................................................... 15
3.1 EXCITAÇÃO DE GERADORES SÍNCRONOS ........................................................... 15
3.2 EXCITATRIZES ............................................................................................................. 16
3.2.1 Conversor de potência ................................................................................................ 17
3.2.2 Circuito de disparo ...................................................................................................... 19
3.2.3 Transformador de excitação ...................................................................................... 21
3.3 REGULADORES DE TENSÃO ..................................................................................... 22
3.3.1 Controladores Lógicos Programáveis ....................................................................... 23
3.3.2 Fontes de alimentação ................................................................................................. 25
3.3.3 Isoladores galvânicos e relés de interface .................................................................. 26
3.4 CONTROLES AUXILIARES ......................................................................................... 29
3.4.1 Limitadores .................................................................................................................. 29
3.4.1.1 Limitador de sobreexcitação....................................................................................... 29
3.4.1.2 Limitador de subexcitação .......................................................................................... 30
3.4.1.3 Limitador de corrente estatórica ................................................................................. 30
3.4.1.4 Limitador de sobrefluxo ............................................................................................. 30
3.4.2 Estabilizador do sistema de potência ......................................................................... 31
3.4.3 Compensação de carga................................................................................................ 32
3.5 MODOS DE CONTROLE .............................................................................................. 33
3.5.1 Modo manual ............................................................................................................... 33
3.5.2 Modo Automático ........................................................................................................ 33
3.5.2.1 Regulador automático de tensão ................................................................................. 34
3.5.2.2 Controle da potência reativa ....................................................................................... 34
3.5.2.3 Controle do fator de potência ..................................................................................... 35
4 ATIVIDADES DESENVOLVIDAS ................................................................................ 36
4.1 TREINAMENTO DE REGULADORES DE TENSÃO ANDRITZ HYDRO ................. 36
4.1.1 Teoria dos reguladores de tensão ............................................................................... 36
4.1.2 Aspectos técnicos do regulador Andritz Hydro ......................................................... 37
4.1.2.1 Hardware .................................................................................................................... 38
4.1.2.2 Software ...................................................................................................................... 40
4.1.3 Ferramenta Engineering Tool .................................................................................... 40
4.2 DESCOMISSIONAMENTO DO SISTEMA DE EXCITAÇÃO DA UHE ITÁ ............ 42
4.2.1 Balanceamento de corrente entre pontes .................................................................. 43
4.2.2 Verificação do funcionamento dos ventiladores ....................................................... 43
4.2.3 Verificação do Transformador de Excitação ............................................................ 44
4.2.4 Resposta ao Degrau ..................................................................................................... 45
4.2.5 Partida e Parada da Unidade Geradora ................................................................... 46
4.2.6 Sincronização da Unidade Geradora ao Sistema Elétrico ....................................... 46
4.2.7 Rejeições de carga ....................................................................................................... 46
4.3 COMISSIONAMENTO DO NOVO SISTEMA DE EXCITAÇÃO ............................... 47
4.3.1 Pré-comissionamento .................................................................................................. 47
4.3.2 Comissionamento com unidade geradora desconectada do sistema elétrico ......... 49
4.3.2.1 Ensaios dinâmicos a vazio .......................................................................................... 50
4.3.2.2 Teste de limitadores a vazio ....................................................................................... 51
4.3.3 Comissionamento com unidade geradora sincronizada no sistema elétrico .......... 52
4.3.3.1 Sincronização ou sincronismo .................................................................................... 52
4.3.3.2 Rejeições de carga ...................................................................................................... 53
4.3.3.3 Ensaios dinâmicos com carga ..................................................................................... 53
4.3.3.4 Teste dos limitadores com carga ................................................................................ 53
4.3.3.5 Estabilizador do sistema de potência .......................................................................... 54
4.3.4 Testes finais e conclusão do comissionamento .......................................................... 55
5 CONCLUSÃO ................................................................................................................... 56
REFERÊNCIAS ..................................................................................................................... 57
12
1 INTRODUÇÃO
Para que um país se mantenha soberano e em ritmo de crescimento é fundamental
que existam recursos que possibilitem o crescimento econômico. Como um dos recursos
fundamentais em uma economia destaca-se a produção de energia elétrica que, no Brasil, tem
se desenvolvido para atender à crescente demanda causada por fatores ligados aos processos de
industrialização e urbanização, aumento populacional e desenvolvimento tecnológico nas
ofertas e uso da energia elétrica (Empresa de Pesquisa Energética, 2007).
Neste contexto se enquadra a ENGIE Brasil Energia como uma empresa de
comercialização, geração e transmissão de energia elétrica com ativos distribuídos em todo
território brasileiro. Para a manutenção dos indicadores de qualidade e operação contínua de
seu parque gerador, são previstos investimentos em diversos equipamentos ao longo do período
de concessão de seus ativos. Os maiores investimentos são aqueles destinados a equipamentos
considerados fundamentais para operação confiável e segura de suas plantas. Em uma planta
hidrelétrica um destes equipamentos que requer investimentos é o sistema de excitação, também
comumente conhecido como regulador de tensão, que agrega a principal função de
estabelecimento da tensão interna do gerador síncrono, sendo também responsável pelo fator
de potência e magnitude da corrente gerada pela máquina a ela conectada (Costa & Silva, 2000).
Este relatório tem como objetivo descrever as atividades desenvolvidas pelo setor
de Engenharia de Manutenção de Ativos de Geração (EMAG) referentes à modernização dos
reguladores de tensão de uma usina hidrelétrica que é parte integrante do escopo de
investimento previsto para atualização de outros dois importantes sistemas de uma usina de
geração de energia elétrica: o sistema digital de supervisão e controle e os reguladores de
velocidade. Para o estágio foi previsto o acompanhamento e desenvolvimento de atividades nas
etapas do processo que envolvem montagem dos painéis na usina, testes e ensaios de aceitação
final em campo e emissão da documentação final. As atividades deste estágio foram
direcionadas especificamente para a modernização do regulador de tensão da Unidade Geradora
4 da Usina Hidrelétrica (UHE) Itá, localizada em Aratiba, Estado do Rio Grande do Sul.
13
2 A EMPRESA
Sediada em Florianópolis, Estado de Santa Catarina, a ENGIE Brasil Energia faz
parte do maior grupo produtor independente de energia elétrica do Brasil e conta com o total de
trinta plantas de geração composta por usinas hidrelétricas, termelétricas e complementares
(biomassa, eólicas, pequenas centrais hidrelétricas e usinas solares) contabilizando 7901MW
de capacidade própria instalada. Somando as parcerias com outras empresas a Engie Brasil
Energia opera no total 9622MW distribuídos em doze estados brasileiros.
A Engie Brasil Energia é controlada pelo grupo franco-belga ENGIE que detém
atualmente o título de maior produtor independente de energia do mundo, contabilizando mais
de 112GW de capacidade instalada, atuando na exploração, produção, transporte, distribuição
e comercialização de eletricidade e gás natural. Sua missão e visão são, respectivamente:
oferecer soluções inovadores e sustentáveis em energia, e transformar a relação das pessoas
com a energia para um mundo sustentável. Estas diretrizes empresariais destacam o grande
desafio mundial de se desenvolver as atividades econômicas buscando ao mesmo tempo o
equilíbrio para lidar com os desafios energéticos atuais e mantendo o compromisso de respeito
ao meio ambiente (ENGIE, 2018).
2.1 SETOR DE ESTÁGIO
O estágio foi desenvolvido na EMAG sendo esta uma divisão da Unidade
Organizacional Engenharia de Manutenção e Sistemas (EMS), que engloba resumidamente as
seguintes atribuições:
Executar a análise de manutenção dos equipamentos e sistemas de sua
responsabilidade;
Prestar suporte técnico para os serviços de manutenção nos equipamentos e
sistemas;
Realizar avaliações técnicas sistemáticas para viabilizar o planejamento de
investimentos futuros;
Realizar a análise de risco e de estado bem como avaliação da integridade e
vida útil dos equipamentos;
Atuar em conjunto com áreas de desenvolvimento e implantação de novos
empreendimentos, assim como para serviços especiais e projetos de
melhorias dos ativos existentes.
14
O setor conta com uma equipe multidisciplinar que detém profissionais das
seguintes áreas: elétrica, mecânica, civil, segurança cibernética e certificação empresarial (ISO
e OHSAS). Com atuação direta em todas as plantas de geração da ENGIE Brasil Energia,
grande parte da equipe está lotada no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda (CTJL), localizado
em Capivari de Baixo, Estado de Santa Catarina. Outros colaboradores permanecem atualmente
lotados estrategicamente em usinas hidrelétricas do grupo.
As atividades de estágio foram executadas no âmbito da equipe direcionada às
usinas hidrelétricas que conta com atendimento primariamente pelas equipes lotadas nas usinas
de UHE Itá (Aratiba-RS), UHE Salto Santiago (Saudade do Iguaçu-PR) e UHE Estreito
(Estreito-MA). Para atendimentos específicos e especializados os colaboradores da EMAG
lotados no CTJL se deslocam para as plantas para executar suas tarefas. É neste contexto que
as atividades de estágio se enquadram, na qual todo trabalho intelectual e burocrático será
realizado no escritório do CTJL, mas que as tarefas executivas de inspeção, testes e ensaios
finais serão executadas na UHE Itá.
15
3 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA
3.1 EXCITAÇÃO DE GERADORES SÍNCRONOS
Os sistemas de regulação de tensão de geradores síncronos possibilitam o controle
da tensão terminal através de um sistema de controle realimentado na qual uma referência de
tensão é comparada com a medição de tensão de saída da máquina sendo que o erro resultante
é utilizado para alterar a corrente de campo do rotor (Milano, 2015).
Além do controle anteriormente descrito, os reguladores de tensão operam em
conjunto com um conversor de potência denominado excitatriz, ou sistema de excitação, que
agrega a parte de potência de todo sistema recebendo os sinais de controle do regulador de
tensão e possibilitando a mudança da corrente de campo do rotor levando consequentemente à
alteração da tensão terminal do gerador síncrono. A Figura 1 mostra os elementos principais do
sistema de excitação e regulação de tensão de um gerador síncrono.
Figura 1 – Configuração física dos componentes de um sistema de excitação.
Fonte: Costa & Silva (2000, p. 105)
Controles auxiliares foram sendo incluídos com a evolução das tecnologias
empregadas aos reguladores de tensão passando este último a agregar funções adicionais tais
como limitadores, estabilizadores e compensadores de reativo que melhoram o desempenho
não somente do sistema em si como também do sistema elétrico ao qual está conectado.
16
3.2 EXCITATRIZES
As excitatrizes podem ter diferentes configurações. No início elas não passavam de
geradores de corrente contínua instaladas no eixo do gerador e totalmente dependentes da sua
tensão de saída. Esta configuração fazia sua função básica, porém com limitações de tempo de
resposta que só foram superadas com a utilização de uma excitatriz piloto com uma fonte de
tensão independente do gerador. Com a utilização de amplificadores rotativos os tempos de
resposta dos reguladores de tensão passaram a ser ainda melhores, porém com o aumento da
capacidade nominal dos geradores síncronos a utilização de corrente contínua nas excitatrizes
trouxeram certas inconveniências relacionadas principalmente ao uso de escovas (desgaste
excessivo e faiscamento) e dificuldade no uso em sistemas de alta rotação como turbogeradores.
Os problemas só começaram a ser solucionados com o advento de sistemas de excitação
estáticos operando em corrente alternada (Costa & Silva, 2000).
A configuração mais comum em usinas hidrelétricas de grande porte, como o caso
da UHE Itá, são os sistemas de excitação com retificadores controlados alimentados por
transformador que está ligado aos terminais de saída do gerador, conhecidos também por
Sistemas de Excitação com Autoexcitação Direta Simples. Um esquema simplificado pode ser
visto na Figura 2.
Figura 2 – Sistema de excitação estático alimentado pelos terminais do gerador
Fonte: Adaptado de Cigré-Brasil (2011, p. 45)
17
Neste caso os tiristores estáticos são controlados pelo regulador automático de
tensão de tal forma a obter a corrente contínua de excitação necessária. A interligação do
sistema de excitação ao campo (rotor) do gerador é realizada através dos barramentos de
interligação e respectivas escovas e anéis coletores.
Disjuntores de campo também são utilizados para permitir a interligação ou a
interrupção da excitação do campo do gerador. Este disjuntor pode ser instalado no lado de
corrente contínua ou no lado de corrente alternada, ou até mesmo em ambos dependendo do
projeto do fabricante. A Figura 3 ilustra a localização destes disjuntores, neste caso podendo
ser instalados tanto no lado de corrente contínua (CC) como no lado de corrente alternada (CA).
Figura 3 – Sistema de excitação estático e disjuntores de campo
Fonte: Voith (2015, p. 4-10)
3.2.1 Conversor de potência
A configuração mais comum de sistemas de excitação estática utiliza seis tiristores
montados em módulos dissipadores, assim formando a ponte retificadora controlada de seis
pulsos. Nesta configuração é possível fazer a inversão de polaridade da tensão de campo de
forma a reduzir rapidamente a corrente de excitação impedindo possíveis sobretensões no
campo do gerador (Cigré-Brasil, 2011).
18
Na Figura 4 é possível ver um modelo de tiristor comercialmente utilizado nas
pontes de tiristores de sistemas de excitação de usinas hidrelétricas. Apesar de vendidos
individualmente, estes tiristores geralmente são fornecidos pelos fabricantes montados em
dissipadores de calor devidamente dimensionados.
Figura 4 – Tiristor comercial utilizado em sistemas de excitação de geradores síncronos
Fonte: Semikron (2007, p. 7)
Além do correto dimensionamento dos dissipadores, as pontes retificadoras
tiristorizadas necessitam de sistemas de ventilação forçada eficientes e confiáveis para que a
troca de calor entre o ambiente e os dissipadores seja efetiva. Caso contrário a temperatura de
junção dos tiristores pode se elevar acima dos limites máximos permitidos provocando falha do
componente (Barbi, 2006). Portanto, para maior confiabilidade, sistemas redundantes de
ventilação são comumente utilizados para garantir fluxo de ar contínuo no sistema de potência.
Além das pontes retificadoras, circuitos de pré-excitação (field flashing) permitem
gerar correntes de excitação independente do gerador suficiente para garantir o disparo dos
tiristores em uma excitação inicial (Cigré-Brasil, 2011). Diferentes fabricantes fornecem
soluções variadas podendo a pré-excitação ser proveniente de uma fonte CC ou CA externa ao
circuito, ou ambas como forma de redundância para garantia da partida do regulador de tensão.
19
Figura 5 – Painel de sistema de excitação Voith modelo Thyricon para usinas hidrelétricas
Fonte: Adaptado do website da Voith1
Para a remoção da corrente de campo do gerador também é necessário um circuito
para permitir um processo seguro de desexcitação. Basicamente, a desexcitação é realizada
através do disjuntor ou contatora de campo em conjunto com uma resistência de descarga de
campo. O processo de desexcitação deve ocorrer com baixa corrente de excitação seguida pela
abertura do disjuntor de campo. Para isso o retificador trifásico precisa estar operando como
inversor para ter no campo uma tensão CC negativa (Cigré-Brasil, 2011).
3.2.2 Circuito de disparo
Para permitir que os tiristores possam efetuar a condução conforme os sinais de
controle enviados pelo regulador de tensão, uma unidade de geração e amplificação dos pulsos
de disparo é necessária. Além de amplificar o pulso de disparo, os módulos realizam a adaptação
dos níveis de tensão e corrente necessários nesta etapa de conversão e ainda garantem a isolação
galvânica requerida (Voith, 2015).
O princípio de funcionamento do circuito de disparo dos reguladores de tensão
segue a teoria de retificadores trifásicos de onda completa a tiristores, ou seja, retificadores
trifásicos controlados, em uma configuração semelhante ao apresentado na Figura 6 em Ponte
de Graetz, na qual a tensão média de saída V0 é equivalente à tensão que é aplicada ao campo
do gerador síncrono.
1 Disponível em: < https://voith.com/swe-en/vaeseras-136.htm?city=V%C3%A4ster%C3%A5s> Acesso em maio
de 2018.
20
Figura 6 – Retificador trifásico controlado
Fonte: Pomilio (2014, p. 3-17)
Portanto a tensão média no barramento de corrente contínua é dada pela Equação 1
a seguir, sendo α o ângulo de disparo dos tiristores (Pomilio, 2014).
𝑉0 =3√2
𝜋. 𝑉𝑙𝑖𝑛ℎ𝑎𝑅𝑀𝑆
. 𝑐𝑜𝑠𝛼 (1)
Para que este controle da tensão de campo seja possível, o circuito de disparo possui
módulos eletrônicos com processamento independente do CLP disparando os tiristores de
acordo com o ângulo necessário conforme os sinais de controle enviados pelo regulador de
tensão (Voith, 2015).
Figura 7 – Cartão de disparo dos tiristores (fabricação Voith)
Fonte: Voith (2015, p. 4-23)
21
Tarefas adicionais como o monitoramento de condução dos tiristores (para
certificar que os tiristores estão conduzindo corretamente) ou a medição de tensão de campo
pode também estar presentes em cartões como o mostrado na Figura 7. (Voith, 2015).
3.2.3 Transformador de excitação
O transformador de excitação é o componente de potência dos sistemas de excitação
que fornece a energia necessária para operação das pontes retificadoras tiristorizadas. Sua
construção pode ser tanto a seco como a óleo isolante na configuração trifásica ou banco de
transformadores monofásicos.
Os transformadores de excitação a óleo estão cada vez menos sendo utilizados em
razão de alto custo de aquisição e manutenção se comparado com os transformadores a seco
(com enrolamentos encapsulados em resina epóxi). Os transformadores de excitação a seco são
geralmente montados em cubículos apropriados e equipados com sistema de supervisão de
temperatura e esquemas de proteção específicos. A Figura 8 ilustra um transformador
tipicamente utilizado para sistemas de excitação.
Figura 8 – Transformador a seco Siemens modelo GEAFOL, utilizado em sistemas de excitação
de usinas hidrelétricas
Fonte: Adaptado do website da Siemens2
2 Disponível em: <https://www.energy.siemens.com/br/pool/br/transmissao-de-
energia/transformadores/GEAFOL-Portugues.pdf> Acesso em maio de 2018.
22
Para a aplicação específica em sistemas de excitação algumas características são
importantes neste transformador como baixa reatância de dispersão, equivalente à metade da
reatância de um transformador de uso geral, para que os tempos de resposta dos tiristores das
pontes seja reduzido. Também é desejável que o transformador possa reduzir a propagação de
harmônicos gerados pelo disparo dos tiristores, portanto a configuração Y- com do lado da
ponte, conforme pode ser visto na Figura 3, é utilizado somada a uma blindagem eletrostática
entre o primário e secundário (Cigré-Brasil, 2011).
3.3 REGULADORES DE TENSÃO
Os reguladores de tensão agregam importantes funções sendo as principais:
controlar a tensão terminal do gerador dentro dos limites permitidos, regular a divisão de
potência reativa entre máquinas que operam em paralelo, controlar de perto a corrente de campo
para manter a máquina em sincronismo com o sistema, aumentar a excitação sob condições de
curto-circuito no sistema para manter a máquina em sincronismo com os demais geradores do
sistema e amortecer oscilações de baixa frequência que podem trazer problemas de estabilidade
dinâmica (Costa & Silva, 2000).
Na Figura 9 temos uma representação simplificada de um regulador de tensão com
alguns de seus principais componentes.
Figura 9 – Diagrama de blocos simplificado de um regulador de tensão
Fonte: Calsan (2011, p. 26)
23
Sensores medem a tensão terminal (VG) e corrente terminal (IG) do gerador, obtendo
também a potência elétrica (P) e a frequência (f). Uma compensação de carga da tensão terminal
do gerador é executada gerando a tensão compensada (VC) que é comparada a uma tensão de
referência (VREF). O erro resultando desta comparação (V) é amplificado e utilizado por
malhas de controle que promovem variações que serão recebidas pelo sistema de excitação
corrigindo a tensão terminal do gerador. Desta forma consideramos que o regulador de tensão,
o sistema de excitação e o gerador, estabelecem um sistema de controle em malha fechada, com
realimentação negativa (Calsan, 2011).
Reguladores de tensão atuais são projetados com uma série de componentes
eletroeletrônicos que permitem receber os sinais de campo, tratar estes sinais, realizar as lógicas
de controle e automatismos necessários e retransmiti-los ao sistema de potência. Basicamente
são relés, disjuntores, fontes de alimentação, placas de aquisição e amplificação de sinais,
isoladores galvânicos, controladores lógicos programáveis e interfaces homem-máquina. Todos
estes componentes são devidamente acondicionados em um painel elétrico podendo este ser
composto por um ou mais cubículos, dependendo dos requisitos do projeto e da magnitude das
grandezas elétricas envolvidas.
3.3.1 Controladores Lógicos Programáveis
Os controladores lógicos programáveis, comumente denominados de CLP, nada
mais são do que aparelhos eletrônicos digitais, que utilizam uma memória programável para
armazenar internamente instruções e implementar funções específicas, tais como lógica,
sequenciamento, temporização, contagem e aritmética, controlando, por meio de módulos de
entradas e saídas, vários tipos de máquinas ou processos (definição da Associação Nacional de
Fabricantes de Equipamentos Elétricos dos Estados Unidos da América – NEMA) (Zancan,
2011).
Atualmente existe uma ampla gama de controladores lógicos programáveis
disponíveis no mercado de fabricantes conhecidos no mercado nacional como Siemens e
General Electric (GE), porém empresas desenvolvedoras de reguladores de tensão também têm
investido na criação de suas próprias plataformas de controle programável, específicos para uso
em reguladores, tais como Andritz Hydro e Reivax. A Figura 10 ilustra um controlador
amplamente utilizado em sistemas de regulação de tensão.
24
Figura 10 – Controlador lógico programável Siemens modelo SIMATIC S7-300, plataforma
modular e de uso industrial geral
Fonte: Website da Siemens3
Nos reguladores de tensão atuais a flexibilidade permitida com o uso de CLP levou
à integração de diversas funções antes executadas por circuitos dotados de amplificadores
operacionais ou dispositivos eletromecânicos convencionais. Além das malhas de regulação
PID necessárias para o controle das diferentes variáveis, as demais funcionalidades mostradas
na Figura 9, quais sejam, os compensadores de carga, comparadores, limitadores, realimentação
de sinais e PSS (do inglês Power System Stabilizer), estão programados em lógicas nos CLP
dos reguladores de tensão. Além disso, diversos comandos, intertravamentos, lógicas de
proteção e funções de operação e apoio à manutenção também podem ser programados.
Dependendo dos requisitos do projeto, o regulador de tensão pode ser dotado de
dois conjuntos de CLP de tal forma a compor um sistema duplo redundante na qual um dos
controladores opera como canal principal de controle e o segundo canal permanece em espera
(stand by). O canal em stand by pode assumir o controle sempre que necessário podendo a
comutação entre canais ser manualmente comandada pelo usuário ou então de forma automática
na identificação de falha do canal principal.
Destaca-se ainda como vantagem no uso de CLP a possibilidade de tratar e externar
os dados internos processados permitindo utilizar uma interface amigável ao usuário geralmente
viabilizados por dispositivos denominados de Interface Homem-Máquina (IHM). Este
3 Disponível em: <https://w3.siemens.com.br/automation/br/pt/automacao-e-controle/automacao-
industrial/simatic-plc/s7-cm/s7-300/Pages/Default.aspx> Acesso em maio de 2018.
25
componente permite que o usuário visualize as grandezas e parâmetros essenciais além de
permitir comandos e acesso a ferramentas de auxílio à operação e manutenção de todo sistema.
As IHM mais modernas possuem telas sensíveis ao toque (touchscreen) e geralmente operam
com sistemas operacionais Microsoft Windows em versões específicas para aplicações
industriais. A Figura 11 ilustra uma IHM comercialmente disponível para equipar sistemas de
regulação de tensão de usinas hidrelétricas.
Figura 11 – Interface homem-máquina Advantech modelo PPC-3150S de 15”, utilizado em
reguladores de tensão de usinas hidrelétricas de grande porte
Fonte: Website da Advantech4
Outra possibilidade de destaque para CLP é a possibilidade de integração do
regulador de tensão com o sistema de controle de uma usina permitindo que comandos e uma
quantidade razoável de informações sejam disponibilizados em uma sala de operação
centralizada, inclusive permitindo a operação remota deste equipamento. Existe uma grande
variedade de protocolos de comunicação possíveis de serem utilizados, porém os mais
comumente aplicados nas usinas hidrelétricas são aqueles desenvolvidos para ambientes
industriais como por exemplo DNP3.0, Modbus, Profibus ou IEC 61870-5-104.
3.3.2 Fontes de alimentação
As fontes de alimentação são elementos fundamentais em reguladores de tensão
uma vez que toda energia necessária para os circuitos de controle do sistema precisa ser
4 Disponível em: < http://www.advantech.com.br/products/1-2jkjm3/ppc-3150s/mod_d3d5dc48-948c-4cdf-bf73-
99bf37c6aac9> Acesso em maio de 2018.
26
proveniente de fontes confiáveis e estáveis. Apesar de comumente chamados de fontes de
alimentação, muitas vezes estes são equipamentos que fazem a conversão de tensão CC para
uma tensão mais baixa também em CC. Isso se deve pelo fato das usinas de geração de energia
possuírem bancos de baterias que suprem alimentação em CC a todos os sistemas críticos sendo
estes bancos dimensionados para manter os equipamentos importantes para segurança
operacional em pleno funcionamento em caso de blecaute, ou seja, quando ocorre desligamento
total da usina. A Figura 12 ilustra um modelo de conversor amplamente utilizado em sistemas
de alimentação de painéis de controle de usinas hidrelétricas.
Figura 12 – Conversor CC/CC da Phoenix Contact modelo QUINT-PS, utilizado em sistemas
de excitação de usinas hidrelétricas de grande porte
Fonte: Website da Phoenix Contact5
Dependendo do projeto, um esquema de redundância de alimentação pode ser
utilizado nos reguladores de tensão, inclusive com alimentação proveniente do próprio
transformador de excitação. Neste caso, além de um transformador abaixador, é utilizada uma
fonte de alimentação CA/CC.
3.3.3 Isoladores galvânicos e relés de interface
A interligação dos painéis do regulador e tensão com demais equipamentos de
controle da usina é realizada basicamente através dos canais de comunicação por redes
5 Disponível em: <https://www.phoenixcontact.com/online/portal/br/?uri=pxc-oc-
itemdetail:pid=2905010&library=brpt&pcck=P-22-05-01&tab=1&selectedCategory=ALL> Acesso em maio
de 2018.
27
industriais (par trançado, fibra ótica, etc.) ou pelos fios e cabos. Os sinais de controle enviados
e recebidos por fios são basicamente sinais do tipo analógicos ou digitais que devem ser
devidamente isolados eletricamente de tal forma que um problema elétrico fora do painel do
regulador de tensão possa afetar os seus componentes internos. Para esta isolação são
comumente utilizados isoladores galvânicos e relés de interface que permitem a transmissão do
sinal sem que haja interface elétrica entre dois dispositivos a eles conectados.
Para a isolação de sinais analógicos utilizam-se geralmente os isoladores galvânicos
que são comercialmente encontrados em uma grande variedade de modelos para atender às
diferentes formas de transmissão de sinais (0 a 10 Volts, 0 a 20 mA, 4 a 20mA, etc.). Estes
dispositivos operam internamente com acopladores óticos e uma eletrônica embarcada que
permitem o tratamento dos sinais e inclusão de funções adicionais. Alguns modelos permitem
ajustes de zero e span enquanto que outros possuem chaves para configuração dos tipos de sinal
da entrada e saída. Mais recentemente alguns fabricantes já oferecem modelos que podem ser
configurados através de tecnologia sem fio (Bluetooth, Near Field Communication - NFC, etc.)
como a mostrada na Figura 13.
Figura 13 – Isolador galvânico da Phoenix Contact modelo MINI MCR-2-U-U-PT com
conexão NFC para configuração
Fonte: Website da Phoenix Contact6
Para os reguladores de tensão devem-se optar por isoladores galvânicos com baixos
tempo de resposta e baixa atenuação para altas frequências uma vez que as variáveis tratadas
são de natureza elétrica.
6 Disponível em: < https://www.phoenixcontact.com/online/portal/br?uri=pxc-oc-
itemdetail:pid=2902043&library=brpt&tab=1 > Acesso em maio de 2018.
28
Na isolação de sinais discretos os dispositivos mais utilizados são os
optoacopladores e relés de interface. A escolha depende da aplicação ou do projeto. Os
optoacopladores são baseados em transferência do sinal por acoplamento ótico, portanto sem
componentes mecânicos que possam desgastar com o tempo e possuem frequências e
comutação elevadas (da ordem de quilohertz) como é o caso do optoacoplador da Figura 14.
Figura 14 – Optoacoplador da Murrelektronik modelo MIRO TR 48VDC
Fonte: Website da Phoenix Contact7
Os relés de interface são baseados em fechamento de contatos por energização de
bobinas, ou seja, possuem elementos mecânicos com durabilidade limitada, porém permitem
ao projeto ter uma flexibilidade maior por permitir conexões normalmente fechada ou aberta
em seus terminais de saída, podem operar com valores de corrente maiores e também permitem
conexões múltiplas para viabilização das lógicas de automação necessárias ao regulador de
tensão. Relés industriais mais utilizados são modulares, ou seja, é possível remover a bobina e
outros acessórios (diodo de roda livre, LED, etc.) para manutenção. A Figura 15 ilustra um
modelo de relé de interface com estas características.
Figura 15 – Relé modular de interface Finder série 4C de 16A
Fonte: Website da Finder8
7 Disponível em: < https://shop.murrelektronik.com/en/Electronics-in-the-Control-Cabinet/Optocouplers-
Semiconductors/MIRO-TR-48VDC-SK-OPTO-COUPLER-MODULE-52501.html > Acesso em maio de
2018. 8 Disponível em: < https://www.findernet.com/pt-br/portugal/products/families/10/series/4C > Acesso em maio
de 2018.
29
3.4 CONTROLES AUXILIARES
Nos primeiros geradores síncronos o controle da tensão era realizado pelo próprio
operador que manobrava o reostato de campo da excitatriz de tal modo a obter a tensão desejada
nos terminais de saída do gerador (Costa & Silva, 2000). O controle do ponto de operação do
gerador era possível somente com a observação da tensão de saída do gerador e ajustes pouco
precisos no reostato, sem que houvesse qualquer tipo de proteção contra operação em situações
críticas do sistema ou controle sobre variáveis externas ao próprio regulador e gerador.
Com o advento da eletrônica e atualmente com os sistemas digitais, os reguladores
automáticos de tensão passaram a agregar funções que permitem uma flexibilidade na operação
em sistemas multi-máquinas e segurança operacional, impedindo que limites sejam
ultrapassados ou melhorando a estabilidade do sistema elétrico.
3.4.1 Limitadores
Os reguladores automáticos de tensão podem ter diferentes limitadores com a
função de proteger o próprio regulador, o sistema de excitação e também o gerador contra níveis
de tensão e corrente inadequados (Calsan, 2011). Os limitadores mais comumente existentes
são o limitador de sobreexcitação, limitador de subexcitação, limitador de corrente estatórica e
limitador de sobrefluxo.
3.4.1.1 Limitador de sobreexcitação
Também conhecido como OEL (do inglês Overexcitation Limiter), este limitador
tem o objetivo de atuar diretamente na corrente de campo evitando que o mesmo ultrapasse
determinados patamares máximos. Este limitador pode atuar de duas formas distintas, sendo
uma função temporizada e outro instantânea.
O limitador de sobreexcitação temporizado atua no sentido de reduzir a corrente de
campo do gerador impedindo assim que a energia térmica do enrolamento de campo seja
ultrapassado resultando em um envelhecimento mais rápido de sua isolação (Schenatto, 2012).
Esta energia térmica limite é relativa aos valores de corrente de excitação entre a máxima
corrente de excitação continuamente admissível no rotor (campo) do gerador e a corrente de
teto do sistema de excitação (Siemens Ltda, 2016).
30
Diferentemente do limitador de sobreexcitação temporizado, o limitador de
sobreexcitação instantâneo somente impede que a corrente de campo ultrapasse um teto
máximo para evitar que as pontes tiristorizadas possam sofrer danos em razão de um rápido
aumento da corrente de excitação. Esse rápido aumento pode ocorrer em razão de um
afundamento da tensão do sistema devido a um curto-circuito próximo do gerador, por exemplo,
na qual o regulador de tensão responde e sobe rapidamente a corrente de excitação buscando
cumprir seu papel (Schenatto, 2012).
3.4.1.2 Limitador de subexcitação
O limitador de subexcitação, também conhecido como MEL (do inglês Minimum
Excitation Limiter), impede que a excitação do gerador seja reduzida além de um valor mínimo
especificado em seu projeto que poderia causar uma perda de sincronismo deste com o sistema
elétrico (Schenatto, 2012).
Na prática este limitador faz a correção da potência reativa elevando a tensão
terminal do gerador trazendo o ponto de operação do gerador para dentro da fronteira permitida
evitando o desligamento da máquina pela atuação da proteção de subexcitação (Siemens Ltda,
2016).
3.4.1.3 Limitador de corrente estatórica
O limitador de corrente estatórica, ou SCL (do inglês Stator Current Limiter), tem
o objetivo de proteger os enrolamentos do estator contra elevações de temperatura provocadas
pela operação de corrente acima dos especificados em projeto (Schenatto, 2012).
Assim como no OEL, o limitador de corrente estatórica pode operar tanto em sua
configuração instantânea ou temporizada.
3.4.1.4 Limitador de sobrefluxo
A razão entre a tensão e a frequência é diretamente proporcional ao fluxo magnético
que envolve as partes magnéticas de uma máquina. No entanto, poderá ocorrer a saturação do
núcleo dos equipamentos caso essa razão alcance valores superiores aos previstos em projeto.
Como consequência, o fluxo magnético passa a enlaçar componentes metálicos externos ao
núcleo, promovendo o seu aquecimento por correntes induzidas. Esse fenômeno ocorre tanto
31
no gerador como em qualquer outro equipamento a ele conectado e constituído de núcleo
ferromagnético, principalmente em transformadores (Batista, 2015).
Dentro deste contexto, o limitador de sobrefluxo, também conhecido como
limitador Volts/Hertz (V/Hz) desempenha o papel de limitação do fluxo magnético para
proteger o gerador, transformador elevador do gerador e o transformador de excitação contra
elevações de temperatura acima dos permitidos em seus respectivos núcleos. Esta limitação é
possível em razão da Equação 2 abaixo, na qual N é o número de espiras em série do
enrolamento de campo, f [Hz] a frequência (proporcional à rotação da máquina), K um fator de
projeto do enrolamento, V [V] a tensão terminal do gerador e ϕ [Wb] o fluxo magnético
(Schenatto, 2012).
𝑉 = 4,44. 𝐾. 𝑁. 𝑓. ∅ (2)
Quando a frequência do gerador diminui a relação V/Hz aumenta. Persistindo a
queda no valor da frequência o limitador é sensibilizado e passa a reduzir a tensão terminal do
gerador para levar a um patamar que mantenha a relação V/Hz dentro de um valor pré-
determinado (Schenatto, 2012).
3.4.2 Estabilizador do sistema de potência
O estabilizador do sistema de potência, conhecido como PSS (do inglês Power
System Stabilizer), tem a função de amortecer as oscilações eletromecânicas (baixa frequência)
do gerador através do monitoramento da sua potência ativa gerada e frequência (Schenatto,
2012).
Para um controle efetivo das oscilações eletromecânicas do gerador o PSS deve ter
a capacidade de compensar o atraso ou avanço e ganho de fase entre o torque mecânico e o
torque elétrico do gerador adicionando amortecimento às oscilações do rotor. Este tipo de PSS
é impraticável pois para isso seria necessário utilizar derivadores puros, o que introduziria altos
ganhos em altas frequências. O que se utiliza na prática são blocos de avanço de fase, filtros
passa-baixas (compensador lead-lag), filtro passa-altas (conhecido como blocos washout) e um
ganho. Limitadores também são utilizados para evitar interferência excessiva do PSS no
controle de tensão. A Figura 16 mostra um diagrama de blocos típico de um PSS com estes
principais componentes (Fernandes, 2011).
32
Figura 16 – Diagrama de blocos típico de um PSS
Fonte: Fernandes (2011, p. 25)
O projeto de um PSS exige conhecimento da estrutura e parâmetros do regulador
de tensão, caso contrário o PSS pode adicionar oscilações indesejadas ao sistema (Fernandes,
2011). Além disso, a sintonia (ajuste) do PSS deve ser criteriosa. A melhor forma de avaliar a
sua eficiência é através da observação da potência ativa gerada, sendo que quanto menos
oscilatória melhor é a sintonia que está sendo aplicada ao PSS (Schenatto, 2012).
3.4.3 Compensação de carga
A compensação de carga ou compensação de corrente reativa é um artifício
utilizado quando se quer manter a tensão em um ponto distante da rede em um valor constante.
Isso significa que a variável de controle não é mais a tensão de saída do gerador, mas sim a
tensão em outro ponto do sistema (Fernandes, 2011).
Na prática a compensação de carga é mais utilizada para compensar a tensão em
razão da existência de um transformador elevador na saída do gerador, ou seja, neste caso apesar
do regulador automático de tensão realizar medições nos terminais de saída do gerador, a
variável de controle será a tensão logo após o transformador elevador (Calsan, 2011).
O compensador de carga resumidamente é um elemento do regulador automático
de tensão (AVR) formado por uma resistência (RC) e uma reatância indutiva (XC), ambos
variáveis conforme pode ser visto na Figura 17. Os valores de RC e XC são ajustados de tal
forma a simular a impedância entre o terminal de saída do gerador e o ponto onde se quer
controlar a tensão (após um transformador, uma linha de transmissão, etc.) (Fernandes, 2011).
33
Figura 17 – Compensador de carga
Fonte: Fernandes (2011, p. 23)
3.5 MODOS DE CONTROLE
Reguladores de tensão comercialmente disponíveis no mercado para aplicações em
usinas hidrelétricas comumente possuem duas categorias distintas de modos de controle, sendo
elas: modo manual e modo automático.
3.5.1 Modo manual
No modo manual o operador do equipamento pode manualmente controlar a tensão
terminal do gerador através do controle da corrente ou tensão de campo (Fernandes, 2011). Este
é um modo com o propósito principal de execução de testes de comissionamento e manutenção.
Sua utilização com o gerador sincronizado no sistema não é recomendada uma vez que
alterações no ponto de operação do sistema elétrico não terão resposta automática do regulador
de tensão e neste modo de controle os limitadores de proteção não estarão ativos, exceto pelo
limitador de sobreexcitação. Porém, na prática o modo manual é configurado para assumir o
controle na ocorrência de perda de informação da tensão terminal da máquina, por exemplo,
servindo então como backup do modo automático.
3.5.2 Modo Automático
No modo automático o regulador de tensão pode controlar a tensão terminal do
gerador através de três diferentes malhas de controle: pela tensão terminal, potência reativa ou
fator de potência.
34
3.5.2.1 Regulador automático de tensão
A estratégia de controle comumente utilizada pela malha conhecida como regulador
automático de tensão, ou AVR (do inglês Automatic Voltage Regulator) são controladores do
tipo Proporcional Integral Derivativo (PID). A entrada do PID é o erro entre a tensão de
referência (solicitada pelo operador da máquina) e a tensão terminal do gerador e a saída
controla o ângulo de disparo da ponte tiristorizadas (Voith, 2015). Um esquema simplificado
do AVR é mostrado na Figura 18, sendo que os limitadores e outros controladores auxiliares
não estão representados.
Figura 18 – Diagrama de blocos simplificado de um regulador automático de tensão
Fonte: Voith (2015, p. 4-31)
O AVR é a malha principal de controle da tensão terminal do gerador estando ela
sempre ativa quando o regulador de tensão estiver em modo automático. Isso significa que o
controle de potência reativa e controle de fator de potência utilizam o AVR como estrutura
subordinada fazendo com que esta altere a tensão terminal do gerador para atingir a potência
reativa ou fator de potência desejados (Voith, 2015).
3.5.2.2 Controle da potência reativa
Este modo de controle automático, conhecido também como modo VAr (Volt-
Ampére reativo), tem como variável final de controle a potência reativa consumida ou fornecida
pelo gerador. A Figura 19 ilustra uma versão simplificada deste modo de controle.
35
Figura 19 – Diagrama de blocos simplificado do modo de controle VAr
Fonte: Voith (2015, p. 4-32)
3.5.2.3 Controle do fator de potência
De forma semelhante ao modo de controle Var, o modo de controle de fator de
potência, conhecido também como modo PF (do inglês Power Factor), tem como variável final
de controle o fator de potência da máquina síncrona. A Figura 20 ilustra uma versão
simplificada deste modo de controle.
Figura 20 – Diagrama de blocos simplificado do modo de controle PF
Fonte: Voith (2015, p. 4-32)
36
4 ATIVIDADES DESENVOLVIDAS
4.1 TREINAMENTO DE REGULADORES DE TENSÃO ANDRITZ HYDRO
No período de 19 a 21 de março de 2018 foi realizado treinamento teórico dos
reguladores de tensão de fabricação Andritz Hydro como parte integrante do contrato de
modernização dos reguladores de velocidade da Usina Hidrelétrica Machadinho (UHE
Machadinho). O referido treinamento foi realizado na UHE Machadinho, localizada em
Piratuba-SC, e foi direcionado ao corpo técnico da ENGIE responsável pela operação e
manutenção da usina.
O treinamento realizado permitiu conhecer um pouco mais sobre aspectos
relacionados à regulação de tensão e sistemas de excitação, além de obter mais detalhes sobre
os reguladores de tensão Andritz Hydro que serão do mesmo modelo dos reguladores que
também estão sendo modernizados na UHE Itá. Os assuntos abordados foram divididos em
basicamente três partes distintas: teoria sobre regulação de tensão, aspectos técnicos do
regulador Andritz Hydro e utilização da ferramenta de engenharia Engineering Tool.
4.1.1 Teoria dos reguladores de tensão
Nesta etapa foi apresentado o princípio de funcionamento de sistemas de excitação
e regulação de tensão com destaque para os principais componentes: gerador, transformador de
excitação, regulador de tensão digital (controladores lógicos programáveis e demais
componentes), ponte de tiristores e disjuntor ou contatora de campo.
Um importante tópico apresentado foi a curva de capabilidade do gerador, na qual
são traçadas em um plano potência ativa (P) versus potência reativa (Q) os limites de operação
da máquina síncrona, incluindo os limites máximos permitidos e determinados no seu projeto
na qual o regulador de tensão possui atuação direta, conforme já exposto na seção 3.4.1.
Conforme pode ser visto na Figura 21 o gerador pode operar somente na região interna
delimitada indicada como “região viável” podendo tanto absorver reativo ou fornecer reativo
ao sistema elétrico a ele conectado. Vale ressaltar que o único limite que não está ligado a
limitações do gerador ou regulador de tensão mostrado na curva de capabilidade é o limite de
potência ativa, que é dado por características intrínsecas da fonte primária, ou seja, da turbina
hidráulica no caso de uma usina hidrelétrica.
37
Figura 21 – Curva de capabilidade de um gerador
Fonte: Andritz Hydro (2018, p. 13)
Outros tópicos apresentados são relativos às principais funções de um regulador de
tensão e seu respectivo sistema de excitação, particularidades e características técnicas do
regulador de tensão a ser modernizado na UHE Machadinho bem como principais componentes
a serem substituídos no escopo da modernização.
4.1.2 Aspectos técnicos do regulador Andritz Hydro
Na etapa de apresentação dos aspectos técnicos do regulador de tensão da Andritz
Hydro a ser instalado na UHE Machadinho foram apresentadas características do controlador a
ser utilizado e de alguns componentes principais do painel.
O regulador de tensão fornecido utiliza como unidade de processamento principal
o controlador lógico programável Hipase de fabricação da própria Andritz Hydro. De forma a
atender diferentes tamanhos de projetos, o Hipase pode ser encontrado em dois tamanhos
diferentes conforme pode ser visto na Figura 22. O tamanho a ser escolhido irá depender da
quantidade de entradas e saídas, tanto digitais como analógicas, necessárias para atender os
requisitos do projeto. Tanto para a UHE Machadinho como para a UHE Itá serão instalados o
Hipase na sua plataforma maior sem a Interface Homem-Máquina (IHM) integrada.
38
Figura 22 – Controladores Hipase da Andritz Hydro em duas versões (tamanhos) diferentes com
Interface Homem-Máquina integrada: médio e grande
Fonte: Andritz Hydro (2018, p. 24)
4.1.2.1 Hardware
O controlador Hipase possui arquitetura modular na qual o hardware é adaptado e
configurado através da instalação dos cartões necessários para o projeto que está sendo
desenvolvido. Para um regulador de tensão típico, no mínimo são necessários seguintes cartões
instalados no Hipase:
Unidade de Processamento principal (CP-300)
Placa de medição de Transformadores de Corrente e Transformadores de
Tensão (TR-310)
Fonte de alimentação e entradas/saídas (PS500 + DX010)
Placa de aplicação específica para sistemas de excitação (AB-310)
Na Figura 23 são apresentadas cada um dos cartões descritas acima. Todas elas são
instaladas no Hipase através de bastidores específicos existentes na estrutura do controlador.
Figura 23 – Cartões de funções utilizados em reguladores de tensão com controladores Hipase
Fonte: Adaptado de Andritz Hydro (2018, p. 25)
39
O cartão CP-300 incorpora o processador do controlador onde são programadas as
lógicas de controle e automatismos do regulador de tensão. Além disso, toda parte de conexão
com redes de comunicação está aqui disponibilizada (Andritz Hydro, 2018).
As medições de corrente e tensão provenientes dos Transformadores de Tensão
(TP) e Transformadores de Corrente (TC) do gerador são processadas pelo cartão TR-310 que
possui doze entradas para medição de corrente mais oito entradas para medição de tensão
(Andritz Hydro, 2018).
Toda alimentação elétrica do controlador é viabilizada pelo cartão PS500 que é
conjugado com o cartão DX-010 na qual estão dispostas as entradas e saídas do controlador
Hipase. As interfaces de entrada e saída do controlador podem ser expandidas com a adição de
mais cartões DX-010 limitado a até 64 entradas e 64 saídas (Andritz Hydro, 2018).
O cartão AB-310 agrega as principais funcionalidades específicas para o
funcionamento de um regulador de tensão, sendo elas: geração dos pulsos de disparo dos
tiristores, realimentação da tensão de campo, realimentação da tensão de sincronismo,
realimentação da corrente de campo e interfaces digitais para bloqueio das pontes de tiristores
(Andritz Hydro, 2018).
Além dos CLP, podemos destacar como importante componente do sistema de
excitação a placa de disparo das pontes tiristorizadas. Assim como mostrado na seção 3.2.2,
este regulador apresenta uma solução específica do fabricante, neste caso com a utilização do
cartão modelo LG6CDC mostrado na Figura 24.
Figura 24 – Cartão de disparo LG6CDC do regulador Hipase (Andritz Hydro)
Fonte: Andritz Hydro (2018, p. 61)
40
4.1.2.2 Software
A arquitetura do software embarcado no controlador Hipase é baseado em
diferentes camadas, conforme pode ser visto na Figura 25.
Figura 25 – Arquitetura de software do Hipase (4 camadas)
Fonte: Andritz Hydro (2018, p. 53)
A camada superior é de aplicação na qual rodam as principais funcionalidades de
alto nível com interação com usuário. Depois temos a camada básica de software do tipo RTOS
(Real Time Operating System) que nada mais é do que o sistema operacional do sistema, mas
que permite simulações em tempo real. A seguir temos a camada de abstração de hardware (do
inglês Hardware Abstraction Layer) e por último estão os códigos driver do hardware do
controlador Hipase (Andritz Hydro, 2018).
4.1.3 Ferramenta Engineering Tool
Nos atuais sistemas de controle é comum que existam ferramentas de software que
permitam o acesso às lógicas internas do controlador lógico programável e que também
possibilitam realizar outras tarefas que facilitam a manutenção. Neste regulador de tensão
utiliza-se a ferramenta conhecida como Engineering Tool que permite realizar uma série de
funções, a saber:
Configurar hardware do controlador;
Visualizar e realizar testes online das funções do diagrama de blocos;
41
Configurar parâmetros da comunicação de dados de rede;
Editar as telas da interface homem-máquina;
Visualizar gráfico de tendências e curvas;
Configurar e registrar eventos e oscilografias;
Acessar a lista de eventos e alarmes;
Gerenciar usuários e permissões de acesso;
Realizar backup e importação dos dados do projeto;
Realizar atualizações do sistema.
A ferramenta Engineering Tool apresenta uma interface gráfica rodando em
Microsoft Windows desenvolvida para acesso à plataforma Hipase. Uma amostra da tela inicial
da ferramenta pode ser vista na Figura 26.
Figura 26 – Ferramenta de acesso ao controlador Engineering Tool
Fonte: Andritz Hydro (2018, p. 57)
Por agregar todas as funções descritas anteriormente, este é o software utilizado
desde a concepção do projeto em si (lógicas, configurações de hardware e software,
configurações de comunicação de rede, etc.), passando pelas etapas de testes em fábrica e
comissionamento e permanecendo como principal ferramenta a ser utilizado pelas equipes de
manutenção após a instalação do regulador de tensão na usina. O acesso ao CLP se dá através
de interface de rede conectando o computador na qual está instalado o Engineering Tool
diretamente a uma das portas de conexão Ethernet do controlador Hipase.
42
Durante o treinamento foi possível utilizar a ferramenta acessando as suas
principais funcionalidades e executando tarefas importantes para a rotina de manutenção como
edição de telas, inclusão de lógicas internas, edição de elementos gráficos da IHM, backup e
carregamento de nova versão de lógicas no controlador.
4.2 DESCOMISSIONAMENTO DO SISTEMA DE EXCITAÇÃO DA UHE ITÁ
A realização de ensaios de descomissionamento de um determinado sistema é uma
prática bastante utilizada para coletar dados a serem utilizados como referência e comparação
de desempenho entre um sistema a ser substituído e um novo sistema. A bateria de testes é
realizada antes da parada efetiva da unidade geradora que dará início à modernização em si e
os dados obtidos são registrados em planilhas e arquivos de oscilografia obtidos por
equipamentos específicos para este fim.
Para o caso da modernização da UHE Itá, os ensaios de descomissionamento foram
aplicados tanto para o regulador de tensão como para o regulador de velocidade da Unidade
Geradora 4, no período entre 17 e 18 de março de 2018.
Figura 27 – Painel do regulador de tensão (ao centro) e instrumentação básica utilizada
(dispostos sobre a mesa).
Fonte: Do autor (2018).
43
Os testes realizados estão detalhados a seguir e foram realizados nos três principais
subsistemas: regulador de tensão (parte de controle), sistema de excitação (pontes tiristorizadas,
sistema de ventilação, disjuntor de campo, etc.) e transformador de excitação.
4.2.1 Balanceamento de corrente entre pontes
Esta verificação tem como objetivo verificar a atual condição de condução das
pontes tiristorizadas. Na UHE Itá são três pontes tiristorizadas e é esperado que a condução de
corrente ocorra de forma equilibrada, ou seja, cada ponte deve conduzir uma parcela igual de
corrente. Na prática, pode haver diferenças na condução de cada ponte que na maioria das vezes
depende dos aspectos construtivos e da existência ou não de circuitos de controle dinâmico do
disparo de cada ponte. Diferenças em torno de 10% são tipicamente aceitáveis.
No escopo da modernização prevista, as pontes tiristorizadas não fazem parte do
escopo de fornecimento, portanto os dados coletados serão utilizados como referência
comparativa para o novo regulador de tensão a ser instalado. As medições de condução de
corrente são realizadas em duas etapas distintas: a primeira com as três pontes em operação
normal e a segunda compreende a medição de corrente de duas pontes com uma das pontes em
falha, ou seja, sem condução. Na segunda etapa são postas as três situações possíveis e as
medições de corrente são realizadas (falha na ponte A, falha na ponte B e falha na ponte C) e
devidamente registradas em uma planilha.
4.2.2 Verificação do funcionamento dos ventiladores
Conforme já exposto em 3.2.1 o sistema de ventilação é um componente crítico do
sistema de excitação pois ele garante a troca de calor dos dissipadores com o ar ambiente,
evitando um indesejável sobreaquecimento dos tiristores. No descomissionamento o teste
realizado nos ventiladores tem o objetivo de verificar a eficácia dos mesmos através da medida
indireta da temperatura das pontes tiristorizadas. No escopo da modernização o sistema de
ventilação não faz parte do escopo de fornecimento, portanto todo sistema atual será mantido.
Nos sistemas de excitação da UHE Itá cada ponte conta com grupos de ventiladores
redundantes, ou seja, na falha de um dos grupos os ventiladores que estão em espera assumem
a ventilação da ponte. Dessa forma aumenta-se a disponibilidade do sistema de excitação uma
vez que as pontes não podem operar sem um sistema de ventilação operante.
44
Como a medição da eficácia dos ventiladores é realizada de forma indireta pela
temperatura, os ensaios consistiram na leitura das temperaturas das pontes com um grupo de
ventiladores ativo. Após a leitura, foi realizada comutação do grupo de ventiladores e nova
leitura foi realizada após a estabilidade térmica ter sido atingida nesta nova condição (tempo de
espera de aproximadamente uma hora).
4.2.3 Verificação do Transformador de Excitação
O transformador elevador, Figura 28, é um componente que também não faz parte
do escopo de fornecimento, porém de forma semelhante com demais equipamentos o objetivo
dos ensaios é atestar sua atual condição de operação.
Figura 28 – Transformador de excitação (banco trifásico)
Fonte: Do autor (2018).
Para as medições, um ponto de operação da máquina é estabelecido sendo
necessária que a potência reativa não seja nula. Com a unidade geradora operando na condição
desejada, foram realizadas medições das seguintes grandezas: corrente e temperatura de cada
fase do transformador. Além disso, foi verificada a ausência de ruídos anormais nas condições
de teste.
45
4.2.4 Resposta ao Degrau
Ensaio de resposta a aplicação de sinal degrau é a forma mais comum utilizada em
sistemas de controle de usinas hidrelétricas para atestar o desempenho das suas malhas
realimentadas. Basicamente aplica-se um sinal de degrau na referência e observa-se a resposta
verificando alguns requisitos de qualidade tais como: sobrepasso ou overshoot, tempo de
estabilização, erro de regulação e constante de tempo.
Nos atuais reguladores de tensão da UHE Itá, a aplicação dos degraus se dá através
de botoeiras instaladas em entradas digitais pré-configuradas para esta função, conforme Figura
29. O percentual de degrau a ser aplicado na referência é ajustado via software através de um
computador portátil utilizado pela equipe de manutenção.
Figura 29 – Botoeira para aplicação do degrau (esquerda) e computador utilizado para
manutenção do sistema.
Fonte: Do autor (2018).
No descomissionamento foram aplicados 4 degraus no regulador de tensão para
atestar o desempenho nas diferentes condições e malhas de controle:
Regulador de tensão em modo automático (AVR) com PSS desativado
Regulador de tensão em modo automático (AVR) com PSS ativado
Regulador de tensão em controle manual (FCR)
Regulador de tensão em modo automático (MVAr)
46
Em todos os modos citados acima o degrau de aplicado foi de 3% da variável
controlada (tensão ou potência reativa) registrando os principais sinais: tensão e corrente
terminal do gerador, tensão e corrente de campo, potências ativa e reativa.
4.2.5 Partida e Parada da Unidade Geradora
O registro de um desligamento da unidade geradora comandado pelo operador tem
o principal objetivo verificar o comportamento do regulador de tensão na desexcitação e
principalmente avaliar qual o tempo necessário para que o sistema atual realize todo processo.
A mesma verificação é realizada na partida da unidade geradora para avaliar o desempenho do
regulador nos processos de pré-excitação e excitação do gerador.
4.2.6 Sincronização da Unidade Geradora ao Sistema Elétrico
Momentos antes da sincronização a unidade geradora permanece rodando com a
excitação ligada, porém o gerador, apesar de já apresentar tensão em seus terminais, não está
ainda conectado ao sistema elétrico permanecendo na condição conhecida como “rodando a
vazio excitada”. Após passar por um processo de compatibilização da tensão terminal e
frequência do gerador com a tensão e frequência do sistema elétrico a qual o gerador será
sincronizado, o disjuntor de interligação da unidade geradora é fechado consolidando assim o
processo conhecido como sincronismo ou sincronização. Esta etapa é melhor descrita em
4.3.3.1.
Logo após a interligação do gerador ao sistema elétrico, o regulador de tensão eleva
a tensão terminal do gerador ao seu valor nominal através de uma rampa pré-ajustada sendo
este comportamento registrado nesta etapa do descomissionamento.
4.2.7 Rejeições de carga
A condição conhecida como rejeição de carga em usinas hidrelétricas se refere à
desconexão do gerador do sistema à qual ele está interligado (ex.: abertura do disjuntor principal
da unidade geradora) quando ainda há algum fluxo de potência ativa (e eventualmente potência
reativa). A consequência disto é a elevação da velocidade do conjunto turbina-gerador, sendo
que a velocidade máxima atingida vai depender da quantidade de carga que estava sendo
entregue pelo gerador ao sistema elétrico no momento da desconexão.
47
Com a rejeição de carga, o regulador de tensão precisa controlar a tensão terminal
do gerador trazendo-o para o seu valor nominal logo após a abertura do disjuntor principal da
unidade geradora. No descomissionamento, foram realizadas rejeições de carga em quatro
diferentes patamares de potência ativa, sendo eles: 25%, 50%, 75% e 100% de carga.
4.3 COMISSIONAMENTO DO NOVO SISTEMA DE EXCITAÇÃO
Em qualquer sistema novo, reformado ou modernizado a ser instalado ou posto em
operação em uma usina hidrelétrica executa-se o que são conhecidos como ensaios de
comissionamento ou simplesmente comissionamento. O comissionamento nada mais é do que
um conjunto de ensaios, verificações e testes executados com o objetivo de atestar todos os
aspectos técnicos especificados pelo cliente comprovando que as características e índices de
aceitação previstos nas especificações técnicas de aquisição, normas e regulamentos estejam
sendo cumpridos conforme contrato firmado entre as partes. Todos os resultados dos testes e
verificações são registrados para comprovação em um documento único que também é o roteiro
que deve ser seguido ao longo do comissionamento. Este documento, para UHE Itá, é
denominado Plano de Inspeção e Testes de Comissionamento (ITC).
Para qualquer sistema são previstos ensaios básicos realizados pelos fabricantes,
porém testes adicionais requisitados pelos clientes ou exigidos por norma ou legislação são
comumente realizados. Para os novos reguladores de tensão da UHE Itá foram previstos
diversos testes divididos em diferentes etapas do processo de modernização, sendo elas: pré-
comissionamento, comissionamento com unidade geradora desconectada do sistema elétrico,
comissionamento com a unidade geradora sincronizada no sistema elétrico.
Na UHE Itá, os ensaios de comissionamento do regulador com a unidade geradora
rodando foram realizados no período entre 24 de abril a 1 de maio de 2018. Os ensaios de pré-
comissionamento foram realizados antes deste período com a unidade geradora ainda parada
sendo esta etapa uma pré-condição para que o comissionamento seja iniciado.
4.3.1 Pré-comissionamento
Nesta fase foram realizadas verificações iniciais de todo sistema incluindo o novo
painel do regulador de tensão e componentes do sistema de excitação que também foram
substituídos ou itens críticos que devem ser avaliados antes do início dos ensaios com sistema
energizado.
48
As primeiras verificações foram realizadas nos circuitos de alimentação elétrica do
painel do regulador de tensão e também dos circuitos associados ao sistema de excitação. Os
valores de tensão dos circuitos de alimentação de corrente contínua, corrente alternada e
alimentação do circuito de pré-excitação foram medidos e registrados com o uso de multímetro
digital.
Com os sistemas energizados, foram realizados testes de funcionamento das
entradas e saídas digitais e analógicas. Nesta etapa é possível conferir se toda a interligação
entre o regulador de tensão e sistema de excitação foi executada corretamente ou se porventura
pode ter ocorrido alguma inversão de sinal, por exemplo. De forma complementar, ainda na
etapa de verificação da interface entre os sistemas, a rede de comunicação com o sistema de
controle da usina também foi testada através de forçamento dos sinais e verificação da correta
sinalização dos eventos e comandos recebidos e enviados.
Outra interligação fundamental do regulador de tensão é com o TC e TP que
possibilitam medir a corrente e tensão terminal do gerador para os cálculos de potência ativa e
reativa que realimentam as malhas de controle e proteção. Para tanto, sinais de corrente e tensão
são injetados no ponto mais próximo dos TC e TP e as medições tanto do controlador como do
relé de proteção de sobrecorrente do transformador de excitação foram verificados.
O correto funcionamento dos principais dispositivos do sistema de excitação foi
também testado como a ventilação forçada das pontes de tiristores, disjuntor de campo, relé de
proteção de sobrecorrente do transformador de excitação e a própria ponte de tiristores. Neste
último caso foi realizado teste de operação das pontes de tiristores utilizando uma carga na saída
CC de forma a simular o campo do gerador. A referência de tensão é gradualmente aumentada
e a forma de onda de saída da tensão e campo e o ângulo de disparo são obtidos para verificar
se a condução está sendo realizada corretamente. A Figura 30 ilustra a forma de onda esperada
para este teste.
49
Figura 30 – Forma de onda esperada para os testes com carga leve
Fonte: Andritz Hydro (2018, p. 23)
Os testes de pré-comissionamento foram finalizados com testes dos demais
componentes como circuito crowbar, filtros e verificações de correta atuação dos bloqueios
tanto disparados pelo regulador para o sistema de proteção da unidade geradora como
disparados pela proteção e recebidos pelo regulador.
4.3.2 Comissionamento com unidade geradora desconectada do sistema elétrico
Nesta etapa o gerador já pode operar auto-excitado, ou seja, o fornecimento de
tensão para operação das pontes já é proveniente da saída do gerador através do transformador
de excitação. As malhas de controle já podem ser sintonizadas, porém com a unidade geradora
ainda a vazio, ou seja, desconectada do sistema elétrico.
Além dos testes de alguns limitadores, foram executados também testes funcionais,
operacionais e de confiabilidade como, por exemplo, a comutação entre canais de controle e
teste de bloqueio das pontes. Neste último, uma ponte por vez é bloqueada, ou seja, retirada de
serviço, sendo que as outras duas pontes devem operar normalmente nesta condição o que dá
nome à condição conhecida como “N-1” em sistemas de excitação (sendo N o número total de
pontes de tiristores), ou seja, a falha de uma das pontes não resulta em indisponibilidade do
regulador uma vez que o sistema de excitação é dimensionado para operar nesta condição
degradada.
50
4.3.2.1 Ensaios dinâmicos a vazio
Os ensaios dinâmicos compreendem as atividades para sintonia das malhas de
controle AVR e FCR. Para estes ensaios são aplicados degraus na referência (da ordem de 5 a
10%) e os parâmetros da malha de controle PID são ajustados para o melhor desempenho
considerando o compromisso entre tempo de resposta, overshoot da tensão terminal do gerador,
tempo de estabilização e erro no alcance da referência. Na Figura 31 é mostrado um registro
com resultado da aplicação de degrau de 5% na referência com o regulador de tensão no modo
AVR.
Figura 31 – Resposta ao degrau de 5% no modo de controle AVR
Fonte: Do autor
Todos os ensaios no novo regulador de tensão foram realizados utilizando a
ferramenta de engenharia Engineering Tool, disponível para uso específico do controlador
Hipase, na qual é possível visualizar as principais medições e realizar os ajustes e
parametrizações necessárias. Na Figura 32 é mostrada a ferramenta Engineering Tool sendo
utilizada pelo comissionador em um dos ensaios através do notebook. Este último está
conectado diretamente ao controlador do regulador de tensão através de cabo Ethernet.
51
Figura 32 – Comissionamento do regulador de tensão
Fonte: Do autor (2018)
4.3.2.2 Teste de limitadores a vazio
Foram realizados testes do limitador OEL, tanto temporizado como o instantâneo.
Este teste foi realizado baixando-se o valor configurado do limitador e depois elevando a
corrente de campo até a atuação do limitador e início da contagem da temporização. Para o teste
do OEL instantâneo o procedimento é o mesmo, porém sem verificar a temporização, mas
somente a atuação instantânea do limitador.
Outro limitador testado nesta etapa é o limitador de sobrefluxo V/Hz. Basicamente
o regulador é mantido em modo de controle AVR com uma tensão terminal do gerador 5%
acima da nominal e a velocidade do conjunto turbina-gerador é gradativamente reduzido através
de comandos no regulador de velocidade da unidade geradora. O resultado desta manobra é a
redução da tensão terminal do gerador proporcionalmente à redução de velocidade do conjunto
girante, mantendo assim a relação Volts/Hertz constante.
52
4.3.3 Comissionamento com unidade geradora sincronizada no sistema elétrico
Finalizados os ensaios previstos com a unidade geradora a vazio, a etapa seguinte
prevê diversas atividades na condição do gerador auto-excitado mas com a unidade geradora já
sincronizada ao sistema elétrico, ou seja, com carga.
4.3.3.1 Sincronização ou sincronismo
A primeira etapa a ser validada é a resposta do regulador de tensão aos comandos
do sincronizador. Antes do fechamento do disjuntor principal da unidade geradora, o que
configura a interligação da mesma com o sistema elétrico, deve ocorrer a compatibilização da
tensão e frequência entre ambos os lados. Uma interligação da unidade geradora ao sistema
elétrico realizado sem essa compatibilização configura o que é conhecido como sincronismo
fora de fase, ou seja, a tensão e/ou a frequência entre gerador e sistema elétrico não estavam
dentro de um patamar aceitável para o fechamento do disjuntor principal. Uma diferença de
tensão e frequência entre as partes são toleráveis num sincronismo, mas diferenças muito
elevadas podem causar danos permanentes à unidade geradora uma vez que o conjunto girante
tenderá a ser arrastado pelo sistema elétrico podendo causar esforços torcionais além dos
permitidos no projeto mecânico da máquina.
Para que essa compatibilização seja possível um sincronizador é posto em
funcionamento quando se quer interligar uma unidade geradora ao sistema elétrico. O
sincronizador realiza as medições de tensão e frequência de ambos os lados e envia comandos
ao regulador de tensão para aumentar ou diminuir a tensão terminal do gerador para efetuar a
compatibilidade de tensão. De forma análoga o sincronizador envia comandos também ao
regulador de velocidade da turbina para compatibilizar a rotação do conjunto girante à
frequência do sistema elétrico.
Efetuada a compatibilização de tensão e frequência pelo sincronizador, um sistema
redundante conhecido como syncro-check realiza uma nova conferência para se certificar de
que o sincronismo pode ser estabelecido, e então finalmente há permissão para que o disjuntor
principal da unidade geradora possa ser fechado e o processo de sincronismo ser concluído.
53
4.3.3.2 Rejeições de carga
Após o sincronismo foram realizadas rejeições de carga com o objetivo principal
de atestar o bom funcionamento dos sistemas de proteção e controle da usina, bem como do
regulador de velocidade da turbina. Porém o regulador de tensão também precisa ter um
comportamento adequado de tal forma a manter a tensão terminal do gerador bastante próxima
do seu valor nominal logo após a desconexão do gerador do sistema elétrico. As rejeições foram
realizadas em quatro patamares de geração diferentes: 25%, 50%, 75% e 100% da potência
nominal do gerador.
4.3.3.3 Ensaios dinâmicos com carga
Assim como os ensaios a vazio, os ensaios dinâmicos com carga têm o objetivo de
realizar a sintonia das malhas de controle, porém aqui são ajustados os modos de controle AVR
e MVAr. Nestes ensaios também são aplicados degraus na referência (da ordem de 5 a 10%)
para ajustes dos parâmetros da malha de controle PID buscando o compromisso entre tempo de
resposta, overshoot da tensão terminal do gerador, tempo de estabilização e erro no alcance da
referência.
4.3.3.4 Teste dos limitadores com carga
Com a unidade geradora sincronizada ao sistema elétrico torna-se possível executar
os testes dos outros limitadores que a vazio ainda não poderiam ser testados além de realizar
novamente teste do OEL.
No teste do limitador subexcitação foram realizados tanto os testes da atuação dos
limites da curva P/Q como da corrente de campo mínima (IFmín). Em ambos os casos foi
realizada a alteração do ajuste dos limitadores e em seguida comandada mudança do ponto de
operação da máquina para forçar a atuação dos mesmos. Para teste do limitador de sobre-
excitação os procedimentos realizados foram os mesmos descritos no item 4.3.2.2.
O último limitador testado foi o SCL que atua tanto em condição sobre-excitada
como sub-excitada. Em razão das condições de baixa transferência de reativo para o sistema
elétrico, o teste do limitador de corrente estatórica para a condição sobre-excitada não pôde ser
realizada sendo então verificada a atuação somente do SCL para operação do gerador sub-
excitado.
54
4.3.3.5 Estabilizador do sistema de potência
Esta é uma etapa de grande importância no comissionamento em razão da
importância da correta sintonia do PSS para alcançar o amortecimento de oscilações desejado.
Para tanto, foram aplicados vários degraus na referência de tensão do AVR com o PSS
habilitado para diferentes configurações de parâmetros dos filtros e ganhos da malha do
estabilizador. Os melhores ajustes encontrados foram aqueles que resultaram em maior redução
das oscilações de potência ativa comparativamente com o regulador de tensão operando com o
PSS desabilitado. Na Figura 33 é possível observar a correta atuação do PSS agindo no sentido
de amortecer as oscilações quando comparamos os ensaios executados com o PSS desligado e
depois ligado já com os melhores ajustes encontrados.
Figura 33 – Registro da atuação do PSS (acima PSS desligado e abaixo PSS ligado)
Fonte: Adaptado de Andritz Hydro (2018, p. 30 e 31)
55
Após a sintonia do estabilizador, uma tomada de carga (elevação da potência ativa
de zero ao seu valor nominal) e uma retirada de carga (redução da potência ativa do valor
nominal até zero), com potência reativa próxima de zero, foram realizadas com o objetivo de
se certificar de que os ajustes do PSS não causem distúrbios indesejados nestas manobras.
4.3.4 Testes finais e conclusão do comissionamento
Testes e atividades complementares ainda foram realizados no regulador de tensão
antes do término do comissionamento como testes de correta atuação da proteção, testes da
transferência de dados entre regulador e sistema de controle da usina através da rede de
comunicação, testes de atuação de alarmes e eventos e solução de pendências que foram
anotadas ao longo de todo processo de modernização do regulador de tensão até esta etapa.
Realizados todos os testes previstos nos três sistemas modernizados (regulador de
tensão, regulador de velocidade e sistema de controle e supervisão digital da usina) o
comissionamento da unidade geradora 4 da UHE Itá foi concluída em 10 de maio de 2018 e
disponibilizada para operação comercial, ou seja, disponível para despacho de carga pelo
Operador Nacional do Sistema (ONS).
56
5 CONCLUSÃO
As atividades desenvolvidas no período do estágio permitiram agregar
conhecimento e experiência não somente no tema principal da regulação de tensão, mas também
no contexto geral de uma modernização em uma usina de grande importância para o sistema
elétrico brasileiro, voltado para equipamentos críticos na geração de energia elétrica.
Os novos sistemas que estão sendo postos em operação com a modernização da
UHE Itá são compostos por equipamentos de alta tecnologia e desempenho que denotam não
somente a evolução do controle de sistemas críticos, mas também a necessidade de atualização
das plantas de geração para que o setor de produção de energia elétrica se mantenha estável e
sempre disponível. Estes investimentos no setor elétrico em equipamentos de última geração
tem o objetivo não somente de manter os sistemas atualizados, mas também atingir excelência
operacional na qual a redução dos custos com operação e manutenção das usinas possam se
reduzir com sistemas mais confiáveis e dotados de ferramentas que facilitem as intervenções
operativas e de manutenção. Toda esta otimização deve ainda estar alinhada com os requisitos
de segurança, meio ambiente e atendimento à legislação vigente tornando as modernizações de
equipamentos de usinas ainda mais relevantes para a ENGIE e outras empresas de geração do
setor.
57
REFERÊNCIAS
Andritz Hydro. (2018). QRT4 - Quadro do Regulador de Tensão da Unidade 4 - Relatório
de Comissionamento ONS. São Paulo.
Andritz Hydro. (março de 2018). Sistema de Excitação - Andritz Hydro: Treinamento UHE
Machadinho.
Andritz Hydro. (2018). Sistema de Excitação - Plano de Inspeção e Testes de
Comissionamento. São Paulo.
Barbi, I. (2006). Eletrônica de Potência. (6). Florianópolis, SC.
Batista, J. C. (março de 2015). Metodologia para Ensaios de Modelo de Sistemas de
Proteção de Geradores Síncronos Utilizando Simulador Digital em Tempo Real. Belo
Horizonte, MG.
Calsan, M. (21 de Outubro de 2011). Análise de Desempenho Dinâmico de Sistemas de
Excitação para Geradores Síncronos em Plantas de Geração Distribuída. Campinas:
UNICAMP.
Cigré-Brasil. (maio de 2011). Guia para Especificação de Sistemas de Excitação de
Máquinas Síncronas.
Costa, A. J., & Silva, A. (agosto de 2000). Sistemas de Excitação de Geradores Síncronos.
Florianópolis, SC, Brasil.
Empresa de Pesquisa Energética. (2007). Plano Nacional de Energia 2030. Brasília.
ENGIE. (2018). Engie - A Companhia. Fonte:
http://www.engieenergia.com.br/wps/portal/internet/a-companhia
Fernandes, P. C. (Agosto de 2011). Regulador Automático de Tensão: Influência do Ganho
no Sistema Elétrico de Potência. Itajubá, MG.
Milano, F. (2015). Voltage Regulation of Synchronous Machines. Dublin, Irlanda.
Pomilio, J. A. (julho de 2014). Eletrônica de Potência. (F. 01/98, Compilador) Campinas, SP.
Schenatto, M. (12 de 2012). Regulador de Tensão UHET.
Semikron. (maio de 2007). Datasheet 5STP 18H4200 Phase Controle Thyristor.
Siemens Ltda. (outubro de 2016). RG3 S - Sistema de excitação e regulação digital de tensão
para máquinas síncronas.
Voith. (2015). Sistema de Excitação e Regulador de Tensão - Manual de Operação e
Manutenção. São Paulo, SP.
Zancan, M. D. (2011). Controladores Programáveis. Santa Maria, RS.
