Tempo de restrição

O tempo de restrição TR corresponde ao tempo máximo admissível para a alteração

dos modos de controle do regulador de velocidade e do sistema de excitação da fonte de GD após a ocorrência do ilhamento, sem que haja atuação dos dispositivo de proteção do subsistema ilhado (TRINDADE, 2009). Segundo Trindade (2009), além da velocidade

3.4. Considerações do capítulo 57

necessária para a alteração dos modos de controle, o TR pode auxiliar na escolha do tipo

da turbina e do sistema de excitação a serem utilizados em uma determinada instalação industrial ou nos ajustes dos relés do sistema de proteção dos geradores e das cargas. A ideia é que TR seja suficientemente grande para que a decisão da alteração dos modos

de controle não resulte em uma falsa detecção de ilhamento. Porém, ao mesmo tempo, a alteração dos modos de controle deve ser rápida o suficiente para evitar a atuação dos dispositivos de proteção de frequência e tensão presentes na instalação (TRINDADE,

2009; LIMA, 2013). Desta forma, um dos principais fatores que impõem o limite máximo

de tempo para alteração dos modos de controle corresponde à atuação das proteções presentes no sistema de GD (TRINDADE et al., 2010).

A norma IEEE Std 1547.2 (2009), a qual caracteriza as várias formas de tecnologias de recursos distribuídos e os problemas associados à interconexão com a rede elétrica, estabelece os limites para tensão e frequência sob condições anormais de operação, con- forme mostrado nas Tabelas 4 e 5. Desta forma, neste trabalho os tempos de restrição TR serão determinados de acordo com a violação de alguma das condições estabelecidas

nas Tabelas 4 e 5.

Tabela 4: Ajuste dos relés de tensão para um sistema de GD com capacidade instalada maior que 30 kW, adaptada de IEEE Std 1547.2 (2009)

Condição Tensão terminal [pu] Tempo de atuação [s]

1 VT <0, 50 0, 16

2 0, 50 ≤ VT <0, 88 2, 00

3 1, 10 < VT <1, 20 1, 00

4 VT≥ 1, 20 0, 16

Tabela 5: Ajustes dos relés de frequência para um sistema de GD com capacidade instalada maior que 30 kW, adaptada de IEEE Std 1547.2 (2009)

Condição Frequência [Hz] Tempo de atuação [s]

1 >60,5 0,16

2 <[59,8 a 57,0] Ajustável 0,16 a 300

3 <57,0 0,16

3.4 Considerações do capítulo

A partir deste capítulo fica claro que, após a ocorrência do ilhamento, é necessário realizar alterações nos modos de controle dos sistemas de GD para manter a operação

58 Capítulo 3. Operação de sistemas de GD baseados em máquina síncrona estável do subsistema ilhado, uma vez que é praticamente impossível estabelecer equilíbrio entre as potências geradas e consumidas após a perda da RD.

Para manter o fornecimento contínuo da energia elétrica no subsistema ilhado, a alte- ração dos modos de controle deve ser realizada antes que as proteções do sistema atuem. Desta forma percebe-se a importância da determinação dos tempos de restrição para o sistema de GD, os quais podem ser úteis no ajuste dos dispositivos de proteção, de modo a manter o fornecimento contínuo de energia na instalação após a ocorrência de um ilha- mento. Percebe-se também que quanto maior for o tempo de restrição, maior será a janela de tempo em que se pode realizar a alteração dos modos de controle. Assim, estratégias de controle que proporcionem maiores tempos máximos de chaveamento dos modos de operação são atrativas na formação de ilhas estáveis.

A seguir serão apresentadas a estratégia de controle linear utilizando CCs e a estratégia de controle não linear utilizando CFs, bem como a metodologia adotada para realizar o ajuste dos controladores.

59

Capítulo

4

Estratégias de controle para o GMG

Os CCs são amplamente utilizados devido à simplicidade, desempenho satisfatório na maioria dos processos industriais e eficácia da ação integral na redução do erro de re- gime permanente para sistemas lineares ou não. Mais recentemente, a versão não linear dos CCs tem sido explorada com o uso de lógica fuzzy. Uma vez que os sistemas reais possuem características não lineares, a determinação da estratégia de controle utilizada influenciará no seu desempenho. Os sistemas de geração a diesel possuem características não lineares devido, principalmente, à presença de atuadores mecânicos e efeitos de satu- ração da máquina síncrona. Portanto, a utilização de estratégias de controle não lineares pode acarretar em melhores desempenhos transitórios. Neste trabalho será utilizada uma metodologia de ajuste dos controladores de modo a realizar uma comparação mais justa possível entre as diferentes estratégias de controle. Primeiramente serão ajustados os CCs, por sintonia manual, com o objetivo de obter configurações de referência para cada malha de controle. Em seguida, serão ajustados os CFLEs de modo a obter as mesmas respostas encontradas com a utilização dos CCs. Finalmente, serão mantidos os ganhos encontrados nos CFLEs e modificadas as funções de pertinência do sistema fuzzy, inserindo não linea- ridades ao controle e buscando melhores respostas em relação às obtidas utilizando CCs. Este capítulo tem como objetivo descrever o modo como foram sintonizados os ganhos de todas malhas de controle do GMG.

4.1 Controladores clássicos

A topologia do CC é mostrada na Figura 24. Os ganhos Kp, Ki e Kd correspondem

aos ganhos proporcional, integral e derivativo, respectivamente. No ramo derivativo é inserido um filtro passa baixas para atenuar componentes de alta frequência no sinal de controle (Uc). O filtro é configurado de acordo com a posição do pólo, adicionado em -N.

Segundo Jantzen (2007), valores práticos típicos para N são 8 ≤ N ≤ 20. Quanto menor for o valor de N, mais lenta se torna a resposta do controlador, porém, quanto maior for o valor de N, mais ruídos são presenciados no sinal de controle. Para os casos simulados

60 Capítulo 4. Estratégias de controle para o GMG foi utilizado N=20 em todas as malhas de controle.

Figura 24: Topologia do CC com filtro no ramo derivativo.

+ _- Sinal medido e Sinal de referência Kp Kd ++ Sinal de saída Controlador clássico 1 s Ki Uc s + 1 s N+1

Fonte: Adaptada de Astrom e Hagglund (2006).