ESTUDOS PARA INSERÇÃO DE UMA USINA TERMELÉTRICA A CICLO ... · ESTUDOS PARA INSERÇÃO DE UMA USINA TERMELÉTRICA A CICLO COMBINADO EM UM SISTEMA DE POTÊNCIA CARLOS H. C. GUIMARÃES,

ESTUDOS PARA INSERÇÃO DE UMA USINA TERMELÉTRICA A CICLO COMBINADO EM UM

SISTEMA DE POTÊNCIA

CARLOS H. C. GUIMARÃES, LUCAS N. C. C. GUIMARÃES

Departamento de Engenharia Elétrica, Universidade Federal Fluminense Rua Passo da Pátria, 156, sala 509, Bloco D, São Domingos, 24210-240, Niterói, RJ, Brasil

E-mails: [email protected], [email protected]

Abstract The expansion of an electric power system is associated to the socioeconomic development of a country over the years. In most countries where the restructuring of the electrical sector took place, this expansion was shown to be significant, aiming to interconnect the system regions. Due to this objective, difficulties in different degrees of complexity arise, demanding even more detailed studies of the electrical system. Therefore, the pre-operational studies become essential to verify the impacts caused by the insertion of new installations, mainly power plants, besides examining effects that may limit the full electrical net-work usage in dynamic state. The focus of this paper is the electromechanical stability studies, where analysis of the system’s dy-namic performance is conducted when the insertion of a thermoelectric power plant in combined cycle is done, assessing the proper behavior of the control systems.

Keywords pre-operational studies, electromechanical stability, thermal power plant in combined cycle, dynamics and control.

Resumo A expansão de um sistema elétrico de potência está associada ao desenvolvimento socioeconômico de um país ao longo dos anos. Na maioria dos países onde houve a reestruturação do setor elétrico, essa expansão se mostrou de forma expres-siva, com o objetivo de interligar de forma segura e confiável os sistemas regionais. Com este objetivo surgem dificuldades de diversos níveis de complexidade, exigindo estudos cada vez mais detalhados do sistema elétrico. Assim, os estudos pré-operacionais tornam-se fundamentais para verificação dos impactos causados pela inserção de novas instalações, principalmente as de geração, além de examinar os efeitos que possam ser limitantes para a plena utilização da rede elétrica em regime dinâmico. O foco desse trabalho está nos estudos de estabilidade eletromecânica, onde são realizadas análises do desempenho dinâmico do sistema elétrico quando é feita a inserção de uma Usina Termelétrica a ciclo combinado, avaliando o comportamento adequado dos sistemas de controle.

Palavras-chave estudos pré-operacionais, estabilidade eletromecânica, termelétrica a ciclo combinado, dinâmica e controle.

1 Introdução

Com o crescimento econômico de um país, o seu sistema elétrico também é obrigado a crescer, em tamanho e complexidade, com consequente aumento dos riscos de falta de suprimento de energia elétrica. A desregulamentação do setor elétrico na grande maioria dos países industrializados vem forçando uma competição econômica pelo mercado de energia elétrica, fazendo com que a sua operação fique cada vez mais próxima do seu limite de estabilidade (Guimarães, 2003).

Na expansão de um sistema elétrico tem-se a in-trodução de novas instalações, tais como: usinas ge-radoras, linhas de transmissão, subestações, equipa-mentos de controle e proteção, etc. Sempre que uma nova instalação está para ser colocada em operação comercial, antes se deve avaliar o impacto dela no sistema elétrico de potência, através de simulações dinâmicas de possíveis ocorrências.

O foco desse trabalho é apresentar as simulações do comportamento dinâmico de um sistema elétrico como parte integrante dos estudos pré-operacionais que devem ser realizados, atendendo os procedimen-tos de rede do Operador Nacional do Sistema Elétri-co – ONS, no que diz respeito à entrada em operação de uma nova usina termelétrica em ciclo combinado.

2 Sistemas Elétricos de Potência

Um sistema elétrico de potência engloba toda a cadeia de energia elétrica, desde a geração, passando pela transmissão e distribuição aos centros consumi-dores. A geração de energia elétrica possui diversas formas de fontes de produção. A forma mais utiliza-da no Brasil é proveniente do aproveitamento da energia hidráulica dos rios, onde a água é represada e a sua energia potencial é transformada em energia mecânica nas pás das turbinas e, então, é transforma-da em energia elétrica, através de indução eletro-magnética. A segunda forma mais utilizada é a pro-veniente da energia térmica, onde alguns tipos de turbinas são usados, sendo acopladas ao eixo do ge-rador elétrico. Turbinas a vapor são usadas em ter-melétricas onde o combustível para produção do ca-lor é o óleo ou o urânio enriquecido. Usinas termelé-tricas mais modernas utilizam turbinas a gás natural em conjunto com turbinas a vapor, para aumentar a sua eficiência energética, sendo denominadas por ciclo combinado. Outras fontes de energia estão ga-nhando força gradativamente, usando a energia dos ventos ou a energia do solar.

A transmissão é responsável por levar a energia elétrica das usinas até os centros consumidores, onde possuem parte industrial, comercial e residencial.

Anais do XX Congresso Brasileiro de Automática Belo Horizonte, MG, 20 a 24 de Setembro de 2014

2315

Quando a energia transmitida é em grande escala, eleva-se a tensão de operação, por questões econô-micas e físicas, e pode ser feita em corrente contínua ou alternada. A corrente alternada é a mais utilizada por ser mais barata, porém a corrente contínua torna-se mais competitiva para transmissão a longas dis-tâncias e em grande escala. Podemos citar o caso da transmissão da energia gerada na UHE Itaipu, onde a distância é de aproximadamente 800 km e a potência transmitida de 6000 MW em cada tronco de CA e CC, apresentando-se ambas economicamente viáveis e competitivas. A eletricidade é transportada através de cabos aéreos, fixados em grandes torres metálicas. Também a transmissão engloba outros equipamentos, como transformadores elevadores e equipamentos de medição, controle e proteção da rede elétrica. Che-gando aos grandes centros, a tensão de operação é reduzida para que a energia possa ser distribuída com segurança aos consumidores.

A distribuição se caracteriza pela entrega da energia a um usuário final geralmente de menor esca-la e, por esse motivo, é muito ramificada, sendo feita por cabos aéreos suportados por postes ou por cabos subterrâneos em dutos. Assim como na transmissão, a distribuição possui transformadores abaixadores da tensão e equipamentos de medição, controle e prote-ção.

2.1 Geradores Síncronos

Os geradores síncronos são máquinas converso-ras de energia mecânica em energia elétrica. Em con-junto com a máquina primária, chamada de turbina, forma a unidade geradora.

Um gerador síncrono é composto por duas par-tes, o rotor e o estator. O rotor é composto por um núcleo de material ferromagnético, solidário ao eixo da máquina e envolto por enrolamentos condutores. O estator, também constituído de material ferromag-nético, é a parte fixa da máquina, montada ao redor do rotor e envolta por enrolamentos condutores. O rotor e o estator das máquinas são laminados para minimizar as perdas produzidas por correntes de fuga e correntes parasitas, oriundas da variação do fluxo magnético produzido pelos enrolamentos do rotor (Silva, 2012).

O gerador é dito síncrono, quando a velocidade elétrica do rotor é a mesma que a frequência do esta-tor/rede elétrica, em regime permanente. Com isso, os campos magnéticos associados a ambos os enro-lamentos se movimentam na mesma velocidade, chamada de velocidade síncrona, não havendo mo-vimento relativo entre eles em regime permanente.

As forças envolvidas no processo de geração de energia atuam no rotor do gerador, conforme é mos-trado na figura 1. O torque mecânico provém da for-ça motriz, responsável por girar a turbina e movi-mentar o campo magnético do rotor. A carga é res-ponsável por gerar o torque elétrico que deve se igualar ao torque mecânico em estado de regime permanente (Guimarães, 2003).

Figura 1. Rotor de um gerador.

Onde: mT – torque mecânico, em pu;

eT – torque elétrico, em pu;

dT – torque de amortecimento, em pu; – velocidade angular do rotor, em pu; – aceleração angular do rotor, em pu; – ângulo de carga do gerador, em rad.

A energia mecânica que é transmitida ao eixo do gerador é produzida por uma força motriz aplicada na turbina. O movimento de rotação produzido pela energia mecânica faz girar o campo magnético gera-do pela corrente de excitação, localizada no enrola-mento de campo. A interação desse campo com o campo magnético produzido no estator gera uma variação de fluxo magnético e, consequentemente, uma tensão induzida nos terminais do enrolamento de armadura. Essa tensão é equacionada pela Lei de Faraday (Chapman, 2011), a seguir:

dt

dNeind

Onde: inde – tensão induzida, em Volts;

N – número de espiras do enrolamento; – fluxo magnético, em Weber.

O sinal negativo da equação deve-se ao fato da

tensão induzida se opor à variação de fluxo magnéti-co, observado pela Lei de Lenz (Chapman, 2011).

A tensão induzida no interior da máquina não é a tensão disponível nos terminais da mesma. Isso se deve, primeiramente, à reação da armadura, que ocorre quando a corrente flui nos enrolamentos de armadura gerando um campo magnético que altera a tensão induzida. Outro fator que contribui para a alteração da tensão é a indutância própria dos enro-lamentos de armadura (Chapman, 2011). Logo, é preciso considerar esses fenômenos para analisar o comportamento de um gerador. Essa análise pode ser feita a partir do circuito equivalente mostrado na figura 2.


2316

Xsra

Vt

S

0o

Figura 2. Circuito equivalente do gerador.

Para a potência ativa gerada pela máquina é da-da por:

s

tie X

senVEP

Onde eP é potência ativa fornecida, iE é a ten-são interna, tV é a tensão terminal, é o ângulo de carga e sX é a reatância síncrona.

A tensão induzida tem forma senoidal, portanto, possui uma frequência elétrica. Como existem limi-tações físicas para a velocidade angular do rotor, para se atingir a frequência elétrica do estator é ne-cessário que se faça uma compensação através do aumento do número de polos do rotor (Chapman, 2011). Sendo assim, a velocidade de rotação mecâni-ca pode ser expressa pela equação a seguir:

p

fn e

s120

Onde: sn – velocidade síncrona de rotação, em RPM;

ef – frequência elétrica no estator, em Hz; p – número de polos do rotor.

Cada componente de um sistema elétrico é pro-

jetado para assumir determinadas funções em condi-ções operativas seguras. No caso dos geradores, exis-tem elementos de proteção que o preservam, man-tendo a integridade física dos enrolamentos e o sin-cronismo com o sistema elétrico. Os elementos de proteção do gerador estão relacionados às limitações de máxima e mínima corrente de campo, limite de estabilidade, limite de máxima corrente no estator e preservando a relação V/Hz (enlace de fluxo magné-tico) dentro de determinados limites (Guimarães, 2003).

Por se tratar de uma Usina Termelétrica a ciclo combinado, foi utilizado o modelo de máquina sín-crona de rotor cilíndrico, representado por um enro-lamento de campo e dois enrolamentos amortecedo-res. A figura 3 mostra o diagrama das equações de oscilação do rotor, a figura 4 apresenta as equações elétricas do eixo direto e a figura 5 apresenta o dia-grama para equações elétricas do eixo em quadratura.

Tm +2H s

1

Te

so

D

Ta

Td

Figura 3. Diagrama das equações de oscilação eletromecânica.

Onde: H – constante de inércia do grupo gerador-turbina; D – constante de amortecimento; Te – torque elétrico associado à potência ativa; Tm – torque mecânico no eixo; Ta – torque de aceleração; – desvio da velocidade angular; o – velocidade síncrona; – ângulo de carga da máquina.

s T"do

1

Id

d"=Eq

"/+

L'd- L"

d

L"d- Ll

Ld- Ll

Ld- L'd

s T'do

1fd=Efd/

Ld- L'd

L'd- Ll

L"d- Ll

L'd- Ll

++

+

++

+

+ d'=Eq

'/

d=Eq/= LadIfd= (Ld-Ll) Ifd

curva de saturação

num

den

:"|=| E"|/

x

Satd

Figura 4. Diagrama das equações elétricas do eixo direto.

s T"qo

1

Iq

q"=Ed

"/+

L'q- L"

q

L"q- Ll

Lq- Ll

Lq- L'q

s T'qo

1

Lq- L'q

L'q- Ll

L"q- Ll

L'q- Ll

++

+

curva de saturação

q'=Ed

'/

num

den

:"|=| E"|/

Satq

Lq- Ll

Ld- Ll

+

x

Figura 5. Diagrama das equações elétricas do eixo em quadratura.


2317

2.2 Regulador de tensão e excitatriz

A função do regulador de tensão não é apenas controlar a tensão, pois fazendo isso, a estabilidade eletromecânica do gerador fica mantida através do controle do seu coeficiente de potência sincronizante. O regulador possui um valor de referência ajustado para fazer com que a tensão controlada siga o seu valor, elevando ou reduzindo automaticamente a corrente de excitação do gerador.

A figura 6 apresenta o modelo do regulador de tensão e sistema de excitação utilizado nos geradores da nova instalação de geração. Trata-se do modelo Tipo ST4B padronizado pelo IEEE (IEEE, 2006).

xEfd

+

VT

+-

Vref

VOEL VPSS

+-

VUEL

11 + s TA

KG

-8

-+

sKIR + s KPR

VRmax

VRmin

VR

sKIM + s KPM

VMmax

VMmin

VM

KPVE x

KCIFD /

IN FEX

IN

FEX

VBmax

VB

numden

Figura 6. Modelo do regulador de tensão.

2.3 Limitador de sobrexcitação

O limitador de sobrexcitação é utilizado para evitar sobrecarga no enrolamento de campo do gera-dor. A sua função é evitar o desligamento da máqui-na por atuação da proteção e jamais deve substituir a função dos relés de proteção (Guimarães, 2003).

A figura 7 apresenta o modelo do limitador de sobrexcitação aplicado no sistema de excitação das unidades geradoras, com quatro níveis, com as res-pectivas temporizações distintas arbitradas.

Ifd

+-

> 0

= 0

IOEL> 0

= 0> 0

= 0OEI1

OEI2

.GT.

OET1

temp

.GT.

OET2

OEI3

.GT.

OET3

> 0

= 0

OEI4

OEI3

ACUM

inic=0hold=0

.NOT.

0,5

+-

reset

IfdN

+

-Ifd

Ki

s+

-

OEI3rset

OE1

OE2

OE3 OE4

cont1

cont2

cont3

VOEL

0

Vref

s To

Kio + s Kpo

t

Figura 7. Modelo do limitador de sobrexcitação.

2.4 Limitador de subexcitação

A figura 8 apresenta o modelo do limitador de subexcitação aplicado no sistema de excitação das unidades geradoras. A função dada por pontos repre-senta a parte do diagrama de capacidade da máquina que engloba o limite de mínima excitação e o limite de estabilidade para a tensão terminal de 1 pu. Por-

tanto, há necessidade de se fazer a correção desse limite com a tensão, cujo resultado serve de referên-cia para a potência reativa gerada.

Pe x

Qe

-

P

Q VUEL+/

Vt2

0

Vref

s Tu

Kiu + s KpuQref

Figura 8. Modelo do limitador de subexcitação.

2.5 Estabilizador de Sistema de Potência

O estabilizador de sistema de potência (PSS – Power System Stabilizer) é utilizado para amortecer as oscilações eletromecânicas do rotor e melhorar a sincronização dos geradores, através do controle da sua excitação utilizando sinais adicionais de estabili-zação (Kundur, 1994). O PSS é incluído no regula-dor de tensão, modulando o valor da tensão para au-mentar os conjugados de amortecimento e de sincro-nismo (Guimarães, 2003).

A figura 9 apresenta o modelo de estabilizador de sistema de potência aplicado no regulador de ten-são das unidades geradoras. Trata-se do modelo Tipo PSS2B padronizado pelo IEEE (IEEE, 2006), cujo sinal de controle é derivado da sintetização da inte-gral da potência de aceleração da máquina.

s TW3

1 + s TW3

Pe

Vmax

Vmin

KS3

VPSS

1 + s T4

1 + s T3

1 + s T2

1 + s T1

s TW1

1 + s TW1

-

+

KS2

1 + s T7

+

+

KS1

1 + s T9

1 + s T8

1 + s T9

1

1 + s T9

1

1 + s T9

11 + s T9

1

s TW2

1 + s TW2

Figura 9. Modelo do sinal estabilizador.

2.6 Regulador de velocidade e turbina

A função do regulador de velocidade em cada unidade geradora é realizar o controle primário de velocidade, correspondente à mudança na potência demandada pelo sistema.

O controle primário de velocidade altera o tor-que mecânico do gerador de maneira que não haja desequilíbrio entre o torque mecânico e o torque elé-trico, ocasionado por uma mudança na carga.

As figuras 10 e 11 apresentam os modelos dos reguladores de velocidade e turbinas utilizados nas unidades a gás e a vapor, respectivamente.

1 + s Ti

s Ti

+

Kc

ref

TR

+1

1 + s 0,51 + s 121 + s 15 F1

e-0,2 s

1,5

-0,1

x 0,77

0,23

+

+

11 + s 0,05

11 + s 0,4 e-0,1 s

1 + s 3,3s 450

1

-950

11 + s 0,1

Wf1

Wf2

F1 = TR + 700Wf1 - 550 -150

F2 = 1,3Wf2 - 0,5 + 0,201

TR = 900o F

F2

R

Pm

Temp

+

Pbt

Pbg

Figura 10. Modelo do regulador de velocidade e turbina a gás.


2318

R-

+

Pmec

Pbg

Pbt

1TG

1

Pup

Pdown

s1

Pmg

K

11 + s T1

x

x

11 + s T2

11 + s T3

Gerador de Vapor

++

FHP

+

11 + s TCH

+

11 + s TRH

11 + s TCO

FIP FLP

+

NU

-

Pref

Pmax

Pmin

PGV

Figura 11. Modelo de regulador de velocidade e turbina a vapor.

O modelo mostrado na figura 10 é conhecido como modelo de Rowen (Rowen, 1983).

3 Sistema Elétrico Simulado

O sistema elétrico simulado, apresentado na fi-gura 12, é constituído de quarenta e duas barras, com doze barras contendo centrais elétricas e dezenove contendo cargas, com a energia elétrica gerada sendo transportada para as cargas através de linhas aéreas de transmissão e transformadores com a função de elevar ou abaixar adequadamente os níveis de tensão, sendo alguns deles dotados de dispositivo de comu-tação em carga, para ajudar no controle da tensão (Guimarães, 2013). Na barra 8 foi introduzida uma usina termelétrica a ciclo combinado (gás-vapor) para melhorar qualidade e aumentar a confiabilidade da energia elétrica entregue às cargas. Esta usina é constituída de 2 geradores de 214 MVA cada, movi-dos por uma turbina a gás, e por um gerador de 230 MVA, movido por 3 turbinas a vapor, com os res-pectivos transformadores elevadores.

40

1

30

39

2

3

37

25

4

5

6

7

31

8

9

11 13

12

10

32

18 17 27

26

28

3829

16

1514

24

3623

19

33

34

20

21

22

35

4241

Figura 12. Sistema Elétrico de Potência utilizado nas simulações.

As simulações foram executadas com o Progra-ma de Análise de Transitórios Eletromecânicos – ANATEM, de propriedade do CEPEL – Centro de Pesquisas de Energia Elétrica, cujo objetivo é de avaliar o comportamento dinâmico dos sistemas de controle da usina termelétrica em ciclo combinado, observando algumas variáveis de cada regulador.

Para isso, foram aplicados eventos que excitam cada um deles.

3.1 Degrau na referência do RAT

Nestas simulações foram aplicados degraus de ±5% na tensão de referência do regulador automático de tensão (RAT) das máquinas, com estas em vazio, ou conectadas ao sistema elétrico.

Para a simulação em vazio foram aplicados de-graus de +5% em t=1 s, de -5% em t=11 s e t=21 s, e novamente +5% em t=31 s.

A figura 13 mostra o comportamento da tensão terminal dos geradores com turbinas a gás e a vapor, em vazio. Pode ser observado que os reguladores de tensão respondem adequadamente às variações im-postas nas respectivas referências, com respostas similares.

0,94

0,96

0,98

1,00

1,02

1,04

1,06

0 10 20 30 40

Tempo (s)

Figura 13. Tensão terminal dos geradores em vazio.

Com a máquina conectada ao sistema foram aplicados degraus de +5% em t=1 s nas máquinas com turbinas a gás e a vapor.

A figura 14 mostra o comportamento da tensão terminal dos geradores com turbinas a gás e a vapor, conectados ao sistema. Também podem ser observa-das respostas similares às obtidas com os geradores em vazio, porém com menor overshoot.

1,02

1,04

1,06

1,08

1,10

0 4 8 12 16 20

Tempo (s)

Figura 14. Tensão terminal dos geradores conectados ao sistema.

3.2 Curto-circuito

Nesta simulação foi aplicado curto-circuito mo-nofásico na barra 8, próximo às unidades geradoras. Para isso, foi chaveado na barra um reator de 5000 Mvar, durante 200 milissegundos.

As figuras 15 e 16 mostram o comportamento da tensão terminal dos geradores com turbina a gás e a vapor, respectivamente, sem e com os estabilizado-res. Durante o defeito a tensão cai e após o defeito o sistema de excitação responde trazendo de volta a tensão para o seu valor inicial. Uma ligeira modula-


2319

ção da tensão terminal é notada, com a finalidade de amortecer as oscilações eletromecânicas.

0,7

0,8

0,9

1,0

1,1

0 2 4 6 8 10

Tempo (s)

Com PSS

Sem PSS

Figura 15. Tensão terminal dos geradores com turbina a gás.

0,7

0,8

0,9

1,0

1,1

0 2 4 6 8 10

Tempo (s)

Com PSS

Sem PSS

Figura 16. Tensão terminal do gerador com turbinas a vapor.

As figuras 17 e 18 mostram o comportamento da frequência dos geradores com turbinas a gás e a va-por, respectivamente, sem e com os estabilizadores. Pode ser observado que os estabilizadores ajudam no amortecimento das oscilações eletromecânicas.

59,9

60,0

60,1

60,2

60,3

0 2 4 6 8 10

Tempo (s)

Com PSS

Sem PSS

Figura 17. Frequência dos geradores com turbina a gás.

59,9

60,0

60,1

60,2

60,3

0 2 4 6 8 10

Tempo (s)

Com PSS

Sem PSS

Figura 18. Frequência do gerador com turbinas a vapor.

As figuras 19 e 20 mostram o comportamento da potência ativa total dos geradores com turbinas a gás e a vapor, respectivamente, sem e com os estabiliza-dores. Também pode ser observado que os estabili-zadores melhoram o amortecimento da potência elé-trica reduzindo o tempo para atingir seu valor inicial.

120

160

200

240

280

320

360

400

0 2 4 6 8 10

Tempo (s)

Com PSS

Sem PSS

Figura 19. Potência ativa dos geradores com turbina a gás.

60

80

100

120

140

160

180

200

0 2 4 6 8 10

Tempo (s)

Com PSS

Sem PSS

Figura 20. Potência ativa do gerador com turbinas a vapor.

3.3 Perda de uma unidade com turbina a gás

Nesta simulação foi considerada a perda de uma unidade com turbina a gás, para constatação da redu-ção da potência na unidade com turbina a vapor.

A figura 21 mostra a potência mecânica da tur-bina a vapor caindo em função da perda de uma uni-dade com turbina a gás. A potência total do gerador a gás inicialmente é reduzida à metade com a perda de uma unidade e depois é aumentada para suprir a car-ga do sistema, chegando ao seu limite. Com esse aumento, a potência da unidade a vapor também au-menta.

70

110

150

190

230

270

0 40 80 120 160 200 240 280 320 360

Tempo (s)

Vapor

Gás

Figura 21. Potência mecânica no eixo dos geradores.

3.4 Testes com os limitadores de sobrexcitação

Para forçar a atuação dos limitadores de sobrex-citação foi chaveado um reator de 400 Mvar na barra das unidades a gás e um reator de 200 Mvar na barra da unidade a vapor.

As figuras 22 e 23 mostram os gráficos para comparação das tensões terminais com e sem a atua-ção dos respectivos limitadores. Pode-se notar a re-dução da tensão terminal para diminuir a corrente de excitação dos geradores, trazendo-as para valores desejáveis, sem risco de queima dos enrolamentos de campo.


2320

0,90

0,92

0,94

0,96

0,98

1,00

1,02

1,04

0 4 8 12 16 20

Tempo (s)

Com limitador

Sem limitador


0,90

0,92

0,94

0,96

0,98

1,00

1,02

1,04

0 4 8 12 16 20

Tempo (s)

Com limitador

Sem limitador


A figura 24 mostra o comportamento da potên-cia reativa total dos geradores com turbina a gás, com e sem limitador. Pode ser observado um aumen-to acentuado no seu valor na tentativa de recuperação da tensão. Após um tempo, com a atuação do limita-dor de sobrexcitação, o seu valor é reduzido e se estabiliza em 303 Mvar. Sem o limitador o valor se estabiliza em 530 Mvar.

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

0 4 8 12 16 20

Tempo (s)

Com limitador

Sem limitador

Figura 24. Potência reativa dos geradores com turbina a gás.

A figura 25 apresenta o comportamento da po-tência reativa do gerador com turbinas a vapor, com e sem limitador. Um aumento acentuado no seu valor na tentativa de recuperação da tensão é observado. Com a atuação do limitador de sobrexcitação, o seu valor é reduzido e se estabiliza em 166 Mvar. Sem o limitador o valor se estabiliza em 265 Mvar.

50

100

150

200

250

300

0 4 8 12 16 20

Tempo (s)

Com limitador

Sem limitador

Figura 25. Potência reativa do gerador com turbinas a vapor.

A figura 26 mostra o comportamento da corrente de excitação dos geradores com turbina a gás. Pode ser observado um aumento acentuado no seu valor para atender às necessidades de reativos para recupe-ração da tensão, atingindo os diversos níveis térmi-cos do enrolamento do rotor (valor nominal de 1,5674 pu). Após um tempo, com a atuação do limi-tador de sobrexcitação, o seu valor é reduzido para não comprometer a sua integridade física, admitindo-se uma sobrecarga de 2% em regime permanente. Essa figura mostra ainda como seria o comportamen-to da corrente de excitação sem considerar a atuação dos limitadores de sobrexcitação.

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

2,0

2,2

2,4

2,6

2,8

0 4 8 12 16 20

Tempo (s)

Valor atual sem limitador

Valor atual com limitador

Valor de referência

Valor nominal

Figura 26. Corrente de campo dos geradores com turbina a gás.

A figura 27 apresenta o comportamento da cor-rente de excitação do gerador com turbinas a vapor. Também é mostrado como seria o comportamento da corrente de excitação sem considerar a atuação dos limitadores de sobrexcitação. Observa-se um aumen-to acentuado no seu valor para atender às necessida-des de reativos para recuperação da tensão, atingindo os diversos níveis térmicos do enrolamento do rotor (valor nominal de 1,5507 pu). Após um tempo, com a atuação do limitador de sobrexcitação, o seu valor é reduzido para não comprometer a sua integridade física, admitindo-se uma sobrecarga de 2% em regi-me permanente.

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

2,0

2,2

2,4

2,6

0 4 8 12 16 20

Tempo (s)

Valor atual sem limitador

Valor atual com limitador

Valor de referência

Valor nominal

Figura 27. Corrente de campo do gerador com turbinas a vapor.

3.5 Testes com os limitadores de subexcitação

Para forçar a atuação dos limitadores de subexci-tação foi chaveado um capacitor de 400 Mvar na barra das unidades a gás e um capacitor de 200 Mvar na barra da unidade a vapor.

As figuras 28 e 29 mostram os gráficos para comparação das tensões terminais com e sem a atua-ção dos limitadores de subexcitação dos geradores com turbinas a gás e a vapor, respectivamente. Sem a atuação do limitador a tensão ficou regulada, porém absorvendo reativo além da sua capacidade, podendo


2321

provocar a atuação equivocada do relé de perda de excitação. A atuação do limitador de subexcitação permite que a tensão permaneça com valor mais alto do que o seu valor original, para proteger a máquina de possível perda de sincronismo, de autoexcitação, ou, como foi observado no exemplo, da atuação in-devida do relé de perda de excitação. O ajuste do controlador PI desse limitador deve ser feito com ação mais rápida possível, pois o fenômeno de auto-excitação é rápido.

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

1,1

1,2

1,3

0 4 8 12 16 20

Tempo (s)

Sem limitador

Com limitador


0,7

0,8

0,9

1,0

1,1

1,2

1,3

0 4 8 12 16 20

Tempo (s)

Sem limitador

Com limitador


A figura 30 mostra o comportamento da potên-cia reativa total dos geradores com turbina a gás, com e sem limitador. Pode ser observada uma redu-ção acentuada no seu valor na tentativa de recupera-ção da tensão. Após um tempo, com a atuação corre-ta do limitador de subexcitação, o seu valor se estabi-liza em -135 Mvar. Sem o limitador o valor fica em torno de -300 Mvar.

-580

-510

-440

-370

-300

-230

-160

-90

-20

50

120

0 4 8 12 16 20

Tempo (s)

Sem limitador

Com limitador

Figura 30. Potência reativa dos geradores com turbina a gás.

A figura 31 apresenta o comportamento da po-tência reativa do gerador com turbinas a vapor, com e sem limitador. Uma redução acentuada no seu va-lor na tentativa de recuperação da tensão é observa-da. Com a atuação do limitador de subexcitação, o seu valor se estabiliza em -66 Mvar. Sem o limitador o valor oscila em torno de -160 Mvar.

-240

-210

-180

-150

-120

-90

-60

-30

0

30

60

0 4 8 12 16 20

Tempo (s)

Sem limitador

Com limitador

Figura 31. Potência reativa do gerador com turbinas a vapor.

4 Conclusão

Analisando os resultados das simulações pode-se concluir que os modelos dos controladores das unidades geradoras da nova instalação de geração apresentaram um bom desempenho, não comprome-tendo a integridade do sistema elétrico, estando pron-ta para a execução dos testes de campo para o seu comissionamento final. Nos testes para verificação da atuação dos limitadores de sobre e subexcitação foram observados desempenhos adequados, preser-vando o enrolamento de campo e a estabilidade da máquina. Após este estudo pôde-se perceber como é importante fazer a avaliação prévia do comportamen-to dinâmico de um sistema elétrico, antes da nova instalação ser colocada em operação comercial.

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