A frequência de um sistema elétrico de potência, sempre que possível, deve permanecer dentro de uma faixa pré-estabelecida. As variações máximas e mínimas de frequência estão claramente especificadas para cada país nos procedimentos ou códigos de rede. Qualquer diferença entre carga e geração resulta em alteração do valor da frequência. Esta mudança ativa o controle de frequência e os reguladores de velocidade. O controle de frequência é tal que o equilíbrio entre a geração e consumo é mantida mantendo a frequência próxima do seu valor nominal. No apêndice A, encontra-se a teoria do problema de controle carga-frequência, onde são discutidos os níveis de controle de frequência e suas deficiências.
Controle Secundário de Tensão
Sistemas de Excitação
Regulação Primária
(Regulador de Velocidade – RAV)
Grupo Turbina + Gerador
Regulação Secundária
(Controle Automático de Geração - CAG)
Sistema Elétrico [rede + carga] tensão da barra piloto frequência intercâmbio geração potência de referência tensão de referência corrente de campo tensão potência velocidade velocidade potência mecânica controles de uma unidade geradora
Figura 3.1 – Principais malhas de controle associadas a um sistema elétrico de potência
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A Figura 3.1 ilustra as principais malhas de controle associadas a um sistema elétrico de potência.
O controle do sistema de excitação consiste, basicamente, da atuação do regulador automático de tensão (RAT). Esse controle procura manter a tensão terminal da máquina igual ao valor de referência definido pelos operadores do sistema ou por controles de nível mais elevado. O sistema de excitação, através de estabilizadores de sistema de potência (ESP), ainda auxilia no amortecimento das oscilações do rotor da máquina quando da ocorrência de perturbações no sistema. Esta última função advém do fato de que a tensão de campo do gerador afeta significativamente o torque de amortecimento da máquina. As constantes de tempo do sistema de excitação são da ordem de milissegundos.
O Controle Secundário de Tensão (CST) consiste de uma malha de controle mais externa que regula a tensão do lado da transmissão através de barras chamadas barras piloto. Isso é feito através do ajuste das tensões de referência do RAT. Trata-se de um sistema de controle centralizado e cujas constantes de tempo são da ordem de poucos minutos [13].
O controle do sistema de regulação primária consiste basicamente da atuação do regulador automático de velocidade (RAV). Esse controle monitora a velocidade do eixo do conjunto turbina-gerador e controla o torque mecânico da turbina de modo a fazer com que a potência elétrica gerada pela unidade se adapte às variações de carga. As constantes de tempo do controle primário são da ordem de alguns segundos [13].
Como a atuação do controle primário não é suficiente para eliminar os desvios de frequência, é necessário que se conte com a atuação de um outro sistema de controle para restabelecer a frequência ao seu valor nominal. Este sistema é chamado de Sistema de Regulação Secundária ou Controle Automático de Geração (CAG). No caso de sistemas interligados este controle secundário tem ainda a incumbência de manter o intercâmbio de potência entre regiões vizinhas tão próximo quanto possível dos valores previamente programados. Atualmente os CAGs são baseados em integrais do erro de controle, definidos mais comumente como Erro de Controle de Área (ECA).
O controle de frequência cuida dos desequilíbrios contínuos e relativamente pequenos entre geração e carga, devido à impossibilidade de prever com exatidão a carga e o despacho de certas unidades de geração (energia renovável, principalmente). O controle de frequência também intervém quando um grande desequilíbrio ocorre, por exemplo, devido à perda de uma grande unidade de geração. Isto é, quando ocorrem as maiores variações de frequência. O valor da
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frequência de controle (incluindo a reserva de potência) deve ser tal que, mesmo para perda da maior unidade de geração, a frequência permanece acima de um limite pré-estabelecido [4]. Para a maioria dos grandes sistemas interligados, a perda da maior unidade de produção não viola o valor pré-determinado, ou seja, não ocorre nenhum corte de carga por subfrequência.
Para quantificar o comportamento do sistema após a perda de uma grande unidade de produção, considera-se a equação para a conservação de energia para a massa em rotação de todas as máquinas conectadas ao sistema de energia:
𝑑𝑓
𝑑𝑡 = {
1
2𝐽𝑤
2} = 𝑃
𝑝𝑟𝑜𝑑− 𝑃
𝑐𝑜𝑛𝑠 (3.1)onde J é o momento total de inércia de toda a massa rotativa ligada ao sistema de potência, isto é, todos os motores e geradores elétricos. Qualquer desequilíbrio entre produção e consumo resulta numa alteração da energia cinética da massa rotativa e assim numa alteração de frequência.
A relação entre desequilíbrio de potência e a mudança de frequência é tipicamente escrita na seguinte forma [4]:
𝑑𝑓 𝑑𝑡 = 1 2𝑓0 𝑃𝑝𝑟𝑜𝑑− 𝑃𝑐𝑜𝑛𝑠 𝑆𝐻 (3.2)
onde 𝑓0 é a frequência nominal do sistema de potência, 𝑃𝑝𝑟𝑜𝑑 é a produção total, 𝑃𝑐𝑜𝑛𝑠 é o consumo total e 𝑆𝐻 a energia cinética total da massa rotativa conectada ao sistema. Observa-se que a constante de inércia 𝐻 inclui toda a massa rotacional diretamente conectada à rede, incluindo os motores que fazem parte do consumo.
A inércia pode ser interpretada como "resistência à mudança" e impede que a frequência da rede mude repentinamente. Isso se explica pelo fato das máquinas síncronas terem partes giratórias grandes e pesadas; e sua grande quantidade de energia cinética é um obstáculo contra a mudança rápida no nível de frequência.
A energia cinética de uma massa com momento de inércia 𝐽 que gira à velocidade angular 𝑤 é descrita como:
𝐸𝑐𝑖𝑛é𝑡𝑖𝑐𝑎 =1 2𝐽𝑤
2 (3.3)
A energia cinética de uma usina de geração de energia é geralmente expressa através de "constante de inércia" 𝐻. A constante de inércia 𝐻 é a razão
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entre a energia cinética à velocidade nominal de rotação e a potência aparente nominal da unidade, conforme mostrado (4.4).
𝐻 = 1 2 𝐽𝑤02 𝑆𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙
(3.4)
onde 𝑤0 é a velocidade nominal de rotação.
O processo de mudança de frequência pode ser dividido em dois fenômenos: temporários ou de curto prazo e permanentes ou de longo prazo. O CAG altera a potência mecânica de entrada entregue ao eixo em resposta a um desvio de frequência do valor do ponto de operação [14]. O desvio na frequência após uma mudança súbita no balanço de potência ativa nos primeiros segundos é afetado principalmente pela inércia do sistema de potência. Isso ocorre porque o CAG não é capaz de ter uma ação instantânea.