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CPE852 – Controle e Estabilidade de Tensão

Introdução

Glauco Taranto

Abril 2008 Curso PETROBRAS 2

ESTABILIDADE DE SISTEMAS DE POTÊNCIA

Capacidade de permanecer em equilíbrio operativo

Equilíbrio entre forças em oposição

ESTABILIDADE

ANGULAR

ESTABILIDADE

DE TENSÃO

ESTABILIDADE A

PEQUENAS

PERTURBAÇÕES

ESTABILIDADE

TRANSITÓRIA

ESTABILIDADE

MID-TERM

ESTABILIDADE

LONG-TERM

GRANDES

PERTURBAÇÕES

PEQUENAS

PERTURBAÇÕES

Capacidade de manter sincronismo

Equilíbrio de torques nas máquinas síncronas

Grandes perturbações

Primeiro swing

Estudos até 10 s

Capacidade de manter perfi l de tensão

aceitável em regime permanente

Balanço de potência reativa

Perturbações severas

Grandes excursões de tensão e freqüência

Grandes perturbações

Eventos chaveados

Dinâmica de OLTC e

cargas

Coordenação de

proteção e controles

Relações PxV e QxV em

regime permanente

Margem de estabilidade

Reserva de reativo

Ponto de Colapso

Métodos Lineares

INSTABILIDADE

APERIÓDICA

INSTABILIDADE

OSCILATÓRIA

Torque de sincronismo

insuficiente

Dinâmica rápida e lenta

Período de estudo de

vários minutos

Freqüência do sistema

constante e uniforme

Dinâmica lenta

Período de estudo de

dezenas de minutos

MODOS INTER-ÁREASMODOS LOCAIS MODOS DE CONTROLE MODOS TORSIONAIS

Torque de amortecimento insuficiente

Ação de controle desestabilizante

Métodos Lineares

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Conceitos Básicos e Definições

• Estável: Capacidade de se manter tensões aceitáveis tanto em condições normais quanto em emergências.

• Instável: Incapacidade de manutenção do balanço de potência reativa.

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Fatores de causa da instabilidade

• Aumento de carga

• Cargas do tipo motor de indução em subtensão

• Geradores distantes dos centros de carga

• Níveis baixos de tensão terminal dos geradores

• Insuficiência de compensação reativa na carga

• Restabelecimento da carga via ação de LTCs

• Perda de bancos de capacitores

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Equipamentos de Controle de Tensão

• Sistema de excitação das máquinas síncronas (geradores ou compensadores);

• Banco de capacitores e reatores;

• Transformadores com tape variável;

• Compensadores estáticos (SVC, STATCOM)

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Medidas efetivas

• Aplicação de novos elementos na rede (compensadores síncronos ou estáticos, banco de capacitores, etc.)

• Controle de tensão da barra de alta nas usinas

• Controle da mudança de tap em LTCs

• Controle coordenado de tensão

Malhas de Controle nos Geradores

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Regulador Integrado de Tensão e de Velocidade

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Sistema de Excitação

• Prover corrente contínua para o enrolamento de campo

• Funções de controle e proteção através do ajuste da tensão aplicada ao enrolamento

• Controle de tensão terminal e geração reativa e aumento da estabilidade do sistema

• Funções de proteção para limites operativos

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A Característica Locacional do Problema

• Devido às restrições operativas de tensões nodais sempre próximas a 1,0 pu, cria-se uma situação de dificuldade de fluxo de potência reativa nos elementos de rede do sistema.

• A solução do problema de instabilidade de tensão deve ser então resolvido por equipamentos de controle de tensão locais.

Capacidade de Curto-Circuito

Referência: C. Taylor, “Power System Voltage Stability”, McGraw-Hill, 1994.

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Capacidade de Curto-Circuito

• É uma grandeza locacional

• É o produto da corrente de curto-circuito trifásica pela tensão nominal (MVA).

• Trabalhando em pu e considerando tensão nominal no cálculo da corrente de curto, a CCC é o inverso da impedância de Thévenin no ponto do curto.

• A CCC é uma medida da robustez do ponto em relação a variações de tensão

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Relação de Curto-Circuito (Short Circuit Ratio – SCR)

• É a relação da CCC pela capacidade (MVA) de um equipamento a ser localizado no sistema

• O equipamento pode ser uma carga, um conversor de uma linha HVDC, um compensador estático, etc.

• Um SCR elevado (digamos = 5) significa bom desempenho do sistema

• Um SCR baixo significa “problemas”

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Regulação de Tensão

• Na engenharia, a utilização de fórmulas aproximadas muitas vezes é bem-vinda para uma análise expedita.

∆𝑉 ≅∆𝑄

𝐶𝐶𝐶

• Ou seja, a variação de tensão em uma determinada barra para uma dada injeção de potência reativa é inversamente proporcional à Capacidade de Curto-Circuito (CCC) da barra.

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A relação X/R

Por exemplo, uma linha típica de 345 kV tem a relação X/R próxima a 10 e uma de 500 kV tem a relação X/R próxima a 18.

Entretanto, por exemplo, no Cabo 1/0 CA* essa relação reduz para 0,7.

Regulação de tensão: ∆𝑉 ≅∆𝑄

𝐶𝐶𝐶

∆𝑉 ≅∆𝑃

𝐶𝐶𝐶

Na distribuição, passa a ser relevante também:

15 * Cabo típico de redes de distribuição

Regulação de Tensão

Arquivo: smec_CCC.fdx (disponível em http://www.coep.ufrj.br/~tarang/csi.html)

OBS: Todos os bancos de capacitores são de 10 Mvar. A relação X/R de todas as LTs é de (7,2%/ 0,85%) ≈ 8,5

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Tensões em pu

Localização do banco

Tensão Barra #1

Tensão Barra #2

Tensão Barra #3

Tensão Barra #4

Tensão Barra #5

Sem banco 1,0084 0,9911 0,9735 0,9510 0,9242

Barra #2 1,0084 0,9985 0,9817 0,9600 0,9336

Barra #3 1,0084 0,9992 0,9864 0,9650 0,9389

Barra #4 1,0084 0,9995 0,9869 0,9693 0,9434

Barra #5 1,0084 0,9995 0,9870 0,9694 0,9470

∆𝑉 % ≅0,9985 − 0,9911

0,991× 100% = 0,75%

∆𝑉 % ≅0,9470 − 0,9242

0,9242× 100% = 2,5%

Barra#2

Barra#5

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Geração em MW/Mvar

Localização do banco

P (MW) Q (Mvar) Ângulo Barra #1

Ângulo Barra #5

Sem banco 205,892 42,386 3,59 -16,58

Barra #2 205,775 29,396 3,59 -16,30

Barra #3 205,703 28,249 3,59 -16,20

Barra #4 205,664 27,632 3,59 -16,16

Barra #5 205,600 27,554 3,59 -16,16

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Regulação de Tensão (sem uma LT 4-5)

Arquivo: smec_CCC_1LT.fdx (disponível em http://www.coep.ufrj.br/~tarang/csi.html)

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Tensões em pu

Localização do banco

Tensão Barra #1

Tensão Barra #2

Tensão Barra #3

Tensão Barra #4

Tensão Barra #5

Sem banco 1,0084 0,9642 0,9301 0,8925 0,8250

Barra #2 1,0084 0,9732 0,9411 0,9052 0,8399

Barra #3 1,0084 0,9746 0,9469 0,9118 0,8476

Barra #4 1,0084 0,9755 0,9483 0,9171 0,8537

Barra #5 1,0084 0,9760 0,9491 0,9182 0,8620

∆𝑉 % ≅0,9732 − 0,9642

0,9642× 100% = 0,93%

∆𝑉 % ≅0,8620 − 0,8250

0,8250× 100% = 4,48%

Barra#2

Barra#5

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Geração em MW/Mvar

Localização do banco

P (MW) Q (Mvar) Ângulo Barra #1

Ângulo Barra #5

Sem banco 209,859 90,384 3,59 -24,15

Barra #2 209,507 74,416 3,59 -23,51

Barra #3 209,294 71,994 3,59 -23,25

Barra #4 209,131 70,396 3,59 -23,08

Barra #5 208,965 69,430 3,59 -22,99

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Comparação da Geração Ativa

Com 2 LTs entre 4-5 Com 1 LT entre 4-5

Localização do banco

P (MW) Q (Mvar) P (MW) Q (Mvar)

Sem banco 205,892 42,386 209,859 90,384

Barra #2 205,775 29,396 209,507 74,416

Barra #3 205,703 28,249 209,294 71,994

Barra #4 205,664 27,632 209,131 70,396

Barra #5 205,600 27,554 208,965 69,430

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∆𝑃 % ≅209,859 − 205,892

205,892× 100% = 1,93%

∆𝑃 % ≅208,965 − 205,600

205,600× 100% = 1,64%

Comparação da Geração Reativa

Com 2 LTs entre 4-5 Com 1 LT entre 4-5

Localização do banco

P (MW) Q (Mvar) P (MW) Q (Mvar)

Sem banco 205,892 42,386 209,859 90,384

Barra #2 205,775 29,396 209,507 74,416

Barra #3 205,703 28,249 209,294 71,994

Barra #4 205,664 27,632 209,131 70,396

Barra #5 205,600 27,554 208,965 69,430

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∆𝑄 % ≅90,384 − 42,386

42,386× 100% = 113%

∆𝑄 % ≅69,430 − 27,554

27,554× 100% = 152%