Esta secção tem como objectivo analisar o impacto, nas Protecções de Distância, da religação de uma linha após a eliminação do defeito nela existente.
Para que seja possível verificar as diferenças entre este caso e o caso estudado no subcapítulo anterior, vão ser comparadas as trajectórias das impedâncias observadas pela Protecção de Distância recorrendo às seguintes simulações:
• Ocorrência de um defeito num ramo emt = 0.1se posteriormente a sua eliminação emt = 0.2s
(simulações apresentadas no subcapitulo anterior) - simulação apresentada nas figuras seguin- tes a azul ciano;
• Ocorrência de um defeito num ramo emt = 0.1scom posterior eliminação do defeito emt = 0.2s
e religação do ramo emt = 0.5s- simulação apresentada nas figuras seguintes a cor de rosa. As simulações foram realizadas para os mesmos cenários apresentados no subcapítulo anterior:
• Cenário 1 - Defeito realizado a meio do ramo entre os barramentos Espariz [30233] e SEI-EZ
[37333]
Defeito no ramo Espariz [30233] - SEI-EZ [37333]
(a) (b)
Figura 4.15: Diagrama R-X quando realizado um defeito no ramo que os barramentos Espariz e SEI-EZ em que em a) é simulado um parque eólico do tipo MSVV, em modo de funcionamento 3, ligado ao barramento de EP1 e em b) um parque eólico do tipo MIDA ligado ao barramento de EP1.
Como se pode verificar pelas Figuras 4.15(a) e 4.15(b), quando o parque eólico é constituído por geradores do tipo MSVV a funcionar com o Modo 3 activo ou é constituido por geradores do tipo MIDA, a trajectória da impedância para o caso em que é realizada a religação do ramo após a eliminação do defeito (trajectória a azul ciano) acompanha durante todo o tempo de simulação a trajectória da impedância para o caso em que não é realizada a religação do ramo (trajectória a cor de rosa).
• Cenário 2 - Defeito realizado no ramo entre os barramentos Espariz [30233] e Pereiro [30206],
junto ao barramento de Espariz [30233]
Defeito no ramo Espariz [30233] - Pereiro [30206]
(a) (b)
Figura 4.16: Diagrama R-X quando realizado um defeito no ramo que os barramentos Espariz e Pereiro em que em a) é simulado um parque eólico do tipo MSVV, em modo de funcionamento 3, ligado ao barramento de EP1 e em b)um parque eólico do tipo MIDA ligado ao barramento de EP1.
Observando a Figura 4.16(a), verifica-se que as duas trajectórias de impedância sobrepõem- se em todo o seu percurso, sendo o defeito detectado, como já era de esperar, na segunda zona da Protecção de Distância.
Na Figura 4.16(b) as simulações são realizadas considerando que ao barramento EP1 [32777] está ligado um parque eólico constituido por geradores do tipo MIDA. Como se pode verificar, neste caso as duas trajectórias de impedância sobrepõem-se em quase todo o seu percurso, divergindo ligeiramente apartir det = 0.5s(fase assinalada na Figura 4.16(b) com uma circun- ferência vermelha).
• Cenário 3 - Defeito realizado a meio do ramo entre os barramentos Espariz [30233] e VCPR1
[32816]
Observando a Figura 4.17(a), verifica-se que as duas trajectórias de impedância sobrepõem- se em todo o seu percurso. No entanto na Figura 4.17(b) verifica-se que as duas trajectórias de impedância sobrepõe-se em quase todo o seu percurso, divergindo ligeiramente apenas apartir det = 0.5s(fase assinalada na Figura 4.17(b) com uma circunferência vermelha).
Defeito no ramo Espariz [30233] - VCPR1 [32816]
(a) (b)
Figura 4.17: Diagrama R-X quando realizado um defeito no ramo que os barramentos Espariz e VCPR1 em que em a) é simulado um parque eólico do tipo MSVV, em modo de funcionamento 3, ligado ao barramento de EP1 e em b) um parque eólico do tipo MIDA ligado ao barramento de EP1.
• Cenário 4 - Defeito realizado a meio do ramo entre os barramentos Espariz [30233] e Espariz
[30633]
Defeito no ramo Espariz [30233] - Espariz [30633]
(a) (b)
Figura 4.18: Diagrama R-X quando realizado um defeito no ramo que os barramentos Espariz e Espariz em que em (a) é simulado um parque eólico do tipo MSVV, em modo de funcionamento 3, ligado ao barramento de EP1 e em (b) um parque eólico do tipo MIDA ligado ao barramento de EP1.
Tal como nos cenários anteriores não é evidente a existência de diferenças nas Figuras 4.18(a) e 4.18(b) quando comparando as simulações com e sem religação da linha após a a eliminação do defeito.
Capítulo 5
Oscilações de Potência
5.1
Estabilidade de um Sistema de Energia Eléctrico
A estabilidade de um Sistema de Energia Eléctrica é determinada pela sua capacidade de regressar a um estado de funcionamento normal, após ter sido sujeito a uma perturbação, como por exemplo a ocorrência de um defeito ou a desligação intempestiva de uma linha [13].
A estabilidade de um sistema pode ser qualificado como:
Estabilidade Estática - quando numa situação de funcionamento em regime estacionário,
após a ocorrência de uma pequena perturbação, atinge um ponto de operação idêntico ou próximo do anterior à perturbação;
Estabilidade Transitória - quando numa situação de funcionamento em regime estacio-
nário, após a ocorrência de uma grande perturbação, atinge um ponto de funcionamento em regime estacionário aceitável.
Num sistema de corrente alternada, todos os geradores rodam em sincronismo. O regime estacio- nário é caracterizado pelo equilíbrio em cada grupo gerador entre a potência mecânica fornecida pela máquina e a potência eléctrica gerada, pelo que o rotor roda com velocidade constante. Uma pertur- bação que altere o equilíbrio do sistema dá origem a um regime transitório, durante o qual o ângulo e a velocidade angular do rotor apresentam oscilações. Se a amplitude da perturbação for tal que o ângulo e a velocidade angular do rotor excedam os valores críticos, a máquina perde o sincronismo com a rede [13].
A perda ou a introdução de grandes quantidades de carga num curto espaço de tempo resulta na alteração repentina da potência eléctrica a fornecer. Esta perturbação do sistema causa oscilações no rotor da máquina tendo como consequência oscilações de potência. Dependendo da severidade da perturbação e das acções tomadas pelos controladores do sistema, o sistema pode ou não perder a estabilidade. No caso do sistema se tornar instável, os geradores podem perder o sincronismo existente entre eles e originar grandes flutuações de tensão e de corrente.
Grandes oscilações de correntes, estáveis ou não estáveis, podem originar disparos indesejáveis das protecções em diferentes locais da rede, o que pode agravar ainda mais a perturbação existente no sistema e levar a interrupções em cascata e a apagões.
Quando a carga de um sistema aumenta a energia fornecida pelo rotor resulta numa diminuição da velocidade angular do rotor. Esta diminuição da velocidade angular do rotor provoca oscilações no ângulo do rotor e pode causar graves oscilações de potência [29].
Resumindo, as oscilações de potência são devidas a uma variação do trânsito de potência das três fases que ocorre quando os ângulos do rotor do gerador estão em atraso ou em avanço uns em
relação aos outros em resposta a uma alteração da magnitude da carga e da sua direcção, a uma abertura de linha, à perda de geração ou a outras perturbações da rede.