Resumo— A conexão de geradores em sistemas de distribuição, usualmente chamados de geradores distribuídos, traz novos aspectos técnicos que devem ser analisados pelas empresas distribuidoras. Em se tratando de geradores síncronos, sabe-se que os sistemas de excitação podem ser equipados com meios para o ajuste automático de tensão, potência reativa ou fator de potência. Três diferentes modos de controle podem ser aplicados a geradores síncronos: regulação de tensão, regulação de potência reativa ou fator de potência e controle de potência reativa ou fator de potência. Este trabalho tem como objetivo apresentar contribuições com relação à avaliação da estabilidade transitória de geradores síncronos conectados em sistemas de distribuição, avaliando o impacto que os diferentes modos de controle de excitação podem ocasionar, em diferentes condições de operação do sistema.
Palavras-chave—Geração Distribuída, Sistemas de Distribuição de Energia, Geradores Síncronos, Sistema de Controle de Excitação, Estabilidade Transitória.
I. INTRODUÇÃO
número de conexões de geração distribuída (GD) em sistemas de distribuição de energia (SDE) tem crescido nos últimos anos, trazendo novos aspectos técnicos que devem ser analisados pelas distribuidoras. Os SDE foram originalmente projetados para operar de forma radial, alimentando cargas a partir de uma única fonte, sendo esta normalmente o ponto de conexão com o sistema de subtransmissão. Com a conexão de geradores, a estrutura dos alimentadores é modificada, bem como seu comportamento dinâmico após uma perturbação.
Há muitos tipos de plantas de geração de energia conectadas a redes de distribuição, as quais utilizam tecnologias que vão desde aquelas bem conhecidas, como a geração combinada de calor e energia, até tecnologias mais recentes como turbinas eólicas e células fotovoltaicas [1]. Para operar o sistema da melhor forma, é fundamental o
M. Resener está vinculada à Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica (CEEE-D) e à Universidade Federal do Rio Grande do Sul (UFRGS), Porto Alegre, RS, Brasil (e-mail: mariana.resener@ceee.com.br).
R. H. Salim está vinculado à Chemtech, Rio de Janeiro, RJ, Brasil (e-mail: rhsalim@usp.br).
A. S. Bretas está vinculado à Universidade Federal do Rio Grande do Sul (UFRGS), Porto Alegre, RS, Brasil (e-mail: abretas@ece.ufrgs.br).
entendimento da interação que a GD terá com a rede de distribuição, e para tanto é necessário o conhecimento das características da tecnologia aplicada, bem como das condições de operação do sistema.
Quanto ao tipo de tecnologia aplicada em GD, pode-se afirmar que a tendência de aplicação no mundo está na conexão de fontes primárias de energia através de inversores, uma vez que muitas destas fontes não produzem energia através de máquinas rotativas ou, se produzem, podem não ser máquinas síncronas [2]. No entanto, com o desenvolvimento do setor sucroalcooleiro no Brasil, ocorreu uma grande difusão de usinas de cogeração conectadas aos SDE, com destaque para o estado de São Paulo [3]-[4]. Como resultado, diversos geradores síncronos foram conectados diretamente às redes de distribuição.
Sabe-se que não há um consenso entre as empresas distribuidoras sobre qual o melhor modo de operação de GS quando conectados aos SDE. Dentro deste contexto, este trabalho tem como objetivo apresentar contribuições com relação à avaliação da estabilidade transitória de geradores síncronos conectados a SDE, analisando o impacto que diferentes modos de controle de excitação podem ocasionar, em diferentes condições de operação do sistema.
Um estudo de caso, baseado em dados reais de um alimentador de distribuição, e simulações são realizadas utilizando os softwares ANAREDE e ANATEM, do CEPEL [5]. Os modos de controle considerados neste trabalho são regulação de tensão, regulação de fator de potência e controle de fator de potência, de acordo com as definições apresentadas em [6].
Este artigo está organizado conforme segue. A Seção II discute estudos de estabilidade transitória em SDE. A Seção III descreve os modos de controle que podem ser aplicados a geradores síncronos. Na Seção IV apresenta-se o sistema estudado. Os resultados e conclusões são apresentados nas Seções V e VI, respectivamente.
II. ESTUDOS DE ESTABILIDADE TRANSITÓRIA EM SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
O impacto da GD na estabilidade de um sistema de potência vem sendo analisado por diversos autores na literatura [7]-[11]. Estes estudos se dividem entre os impactos da geração distribuída na estabilidade do sistema elétrico interligado (ou seja, sistemas de geração e transmissão) e na
Avaliação do Impacto dos Controladores de
Excitação na Estabilidade Transitória de
Geradores Síncronos conectados em Sistemas
de Distribuição
M. Resener, Member, IEEE, R. H. Salim, Member, IEEE, and A. S. Bretas, Member, IEEE
estabilidade dos sistemas de distribuição com GD. A partir destes estudos, pode-se observar que os aspectos mais significativos são: o índice de penetração de GDs, o local da sua conexão, e as diferentes tecnologias de geração e controle utilizadas.
A análise apresentada em [7] determina o tempo crítico de eliminação de faltas através de simulações de geradores síncronos de potência entre 5 e 25 MW, operando com regulador automático de tensão (AVR). Os resultados mostram que GDs tendem a apresentar um pobre desempenho com relação à estabilidade transitória, tendo em vista as características típicas destes geradores, como a baixa constante de inércia, o baixo amortecimento e as altas constantes de tempo.
Em [8] é apresentada uma análise comparativa entre geradores síncronos e de indução para aplicação em geração distribuída, sendo analisada a estabilidade transitória do sistema, dentre outros aspectos. Os resultados mostram que, de forma geral, do ponto de vista de perfil de tensão de regime permanente, estabilidade de tensão e estabilidade transitória, o uso de geradores síncronos controlados por tensão leva a um melhor desempenho da rede, além de permitir que a capacidade máxima permissível de GD seja mais elevada.
O estudo apresentado em [10] analisa as oscilações eletromecânicas em SDE, com geradores de pequena potência conectados a estes sistemas. Os resultados mostram que oscilações eletromecânicas com pouco amortecimento podem aparecer e que a conexão de GDs pode reduzir significativamente o amortecimento do sistema em resposta a pequenas perturbações.
Como pode ser observado, não há um consenso a respeito dos impactos da conexão de GD nos SDE, devido principalmente ao fato de que cada tecnologia de GD e sistema têm suas características específicas. Dessa forma, este trabalho tem como objetivo complementar os estudos já apresentados na literatura, com foco nos impactos dos diferentes modos de controle aplicados a geradores síncronos distribuídos, analisando aspectos relacionados à estabilidade transitória do sistema de distribuição.
III. MODOS DE CONTROLE
Os sistemas de excitação de geradores síncronos desempenham funções de controle e proteção, as quais são essenciais para o correto desempenho do sistema de potência [1], [13]. Tipicamente, três modos de controle podem ser aplicados no controle do sistema de excitação: regulação automática de tensão, controle de fator de potência ou potência reativa (FP/var) e regulação de FP/var [6].
O controle ou regulação de FP/var tem sua aplicação principal em pequenos produtores independentes, uma vez que substitui o controle manual e a regulação de tensão em SDE é normalmente realizada por equipamentos como reguladores de tensão e bancos de capacitores instalados nos alimentadores. Aplicando este modo de controle, a máquina irá seguir qualquer variação de tensão no sistema. No entanto, o sistema deve ser estudado de forma a evitar que a conexão da GD cause sobre ou subtensões no alimentador [6],[9].
Uma breve descrição sobre os modos de controle é apresentada conforme segue.
A. Regulação de Tensão
O regulador automático de tensão (AVR) modifica a tensão de campo a fim de regular a tensão terminal do gerador síncrono. Neste trabalho foi utilizado o modelo de excitação estática tipo ST2A do IEEE [6], sendo desprezados os efeitos de comutação e carregamento do retificador, o que idealiza o modelo da fonte de energia da excitatriz. A Fig. 1 apresenta o diagrama de blocos deste modelo.
B. Regulação de FP/var
Os reguladores de var ou FP são definidos como reguladores de máquinas síncronas que agem para manter um valor pré-determinado de FP ou de var nos terminais da máquina. Durante eventos transitórios, esse tipo de regulador não fornece o aumento da excitação necessário em resposta à uma queda de tensão (field forcing), como no caso de reguladores de tensão [6].
Como reguladores de var/FP são similares aos reguladores de tensão, pode-se utilizar os mesmos modelos que representam a maior parte dos sistemas de excitação. A única diferença está na grandeza medida, que deixa de ser a tensão terminal e passa a ser a potência reativa ou o fator de potência nos terminais da máquina.
C. Controle de FP/var
Controladores de var ou FP são definidos em [6] como funções de controle que atuam através da modificação do ajuste de referência do AVR, de forma a manter um valor pré-determinado de FP ou var em regime permanente. A Fig. 2 apresenta o diagrama de blocos do controlador IEEE PF
Controller Type II, utilizado neste trabalho.
Quando é de interesse que o gerador siga qualquer variação de tensão no sistema, este tipo de controle pode ser aplicado.
Por exemplo, em SDE onde há outros equipamentos controlando a tensão do sistema, como bancos de capacitores e reguladores de tensão, a aplicação do controlador de FP/var
∑ + - sTE 1 FDmáx E FD E A A sT K 1 FDmín E ∑ + -E K F F sT sK 1 ref V T V
-Fig.1. Modelo de regulador de tensão.
∑ + -ref PF PF P K ∑ + + s KI Clmt V Clmt V PF V + ∑ + -T V ref V AVR Clmt V Clmt V
pode evitar problemas de coordenação entre esses equipamentos.
IV. ESTUDO DE CASO
Com o objetivo de analisar os impactos dos diferentes modos de controle em GD, dados de um sistema de distribuição real de uma concessionária brasileira foram utilizados nas simulações. Este sistema de distribuição foi originalmente apresentado em [12].
Este sistema é conectado ao sistema de subtransmissão em 138 kV através de um transformador de três enrolamentos de 138/11.5/13.8 kV conectado em Y-Δ-Yg, sendo que este ponto foi considerado como referência angular do sistema, e como um barramento infinito nos estudos dinâmicos. O alimentador opera com um nível de tensão de 13.8 kV, com exceção da barra 603 que opera em 2.4 kV. O sistema tem um total de 32 barras, 5 transformadores e um comprimento total de rede igual a 44 km. A Fig. 3 apresenta o diagrama unifilar deste sistema.
No sistema original, quatro turbogeradores estão conectados às barras 601, 602 e 603. Neste trabalho, para fins de testes, estes geradores foram desconsiderados, e somente um gerador síncrono distribuído foi simulado conectado à barra 804, como mostra a Fig. 3.
Ainda, o caso base utilizado nas simulações possui uma carga total de 10.5 MW e 2.5 Mvar, que foi modelada como potência constante no ANAREDE. No ANATEM, para as simulações dinâmicas, as componentes de potência ativa das cargas foram representadas com característica 100% corrente constante e as componentes de potência reativa com característica 100% impedância constante, modelagem recomendada em [12] para casos em que não se tem informação precisa sobre as cargas do sistema.
O gerador síncrono conectado no alimentador apresentado na Fig. 3 está injetando 5 MW na rede. O gerador foi
modelado como um gerador de pólos lisos, acoplado a uma turbina a vapor, e representado por um modelo de sexta ordem. A turbina foi representada pelo modelo TGOV1 do
IEEE, conforme mostra a Fig. 4. Este modelo representa uma
turbina térmica com reaquecimento, onde são representados os efeitos da ação do regulador e a constante de tempo do reaquecedor [4].
Os dados de carga e impedância das linhas são apresentados no Apêndice A, bem como os parâmetros da máquina e seu sistema de controle de excitação.
V. RESULTADOS
As simulações foram executadas considerando as seguintes condições:
- GD operando com AVR;
- GD operando com controlador de FP; - GD operando com regulador de FP.
Os casos de fluxo de potência, resumidos na Tabela I, foram simulados utilizando o software ANAREDE, do CEPEL, variando o ponto de operação da GD conectada à barra 804, onde o sinal menos na coluna Mvar indica que a máquina está absorvendo potência reativa da rede. Os casos foram então aplicados nas simulações dinâmicas utilizando o ANATEM.
Fig. 3. Sistema de distribuição.
∑ + - R 1 3 2 1 1 sT sT T D ∑ + 1 1 1 sT máx V mín V m P ref
TABELAI CASOS DE FLUXO DE POTÊNCIA
Caso Geração da GD (MW) Geração da GD (Mvar)
Fator de Potência Carga 01 5 -0.458 0.996 indutivo Nominal 02 5 0.00 1.000 Nominal 03 5 1.50 0.958 capacitivo Nominal 04 5 -1.50 0.958 indutivo Nominal 05 5 1.5 0.958 capacitivo +100% 06 5 1.5 0.958 capacitivo -50% 07 10 0 1.000 Nominal 08 5 2.13 0.920 capacitivo Nominal 09 5 -2.13 0.920 indutivo Nominal 10 5 1.50 0.958 capacitivo -80% 11 5 1.50 0.958 capacitivo +50% Faltas trifásicas foram aplicadas em diversas barras do sistema apresentado na Fig. 3 e os tempos críticos de eliminação da falta (TCE) foram obtidos para cada condição, aumentando o tempo de duração do defeito em passos de 10 ms. O tempo crítico de eliminação é o máximo tempo em que o isolamento ou a extinção do defeito deve ocorrer, de forma que o sistema permaneça estável.
Os resultados obtidos através das simulações dinâmicas são apresentados a seguir.
A. Modo de Controle
O Caso 1 de fluxo de potência foi utilizado para analisar os impactos dos diferentes modos de controle na estabilidade transitória do gerador síncrono distribuído: AVR, regulador de FP e controlador de FP.
A Tabela II apresenta os resultados de TCEs obtidos a partir das simulações, e aplicando os três modos de controle. Pode-se verificar que não houve variações significativas quando comparados os modos AVR e controlador de FP para uma mesma perturbação, o que pode ser explicado pela limitação do sinal de controle logo após a falta devido à existência de limitadores no sistema de controle, como mostram as Figs. 1 e 2.
Para faltas eletricamente distantes da GD, pode ser observada uma diferença significativa nos TCEs quando comparados os modos regulador e controlador de FP. Isso pode ser explicado pela falta de suporte dinâmico de tensão do regulador de FP durante faltas. No caso do controlador, o controle do FP é realizado através de um laço externo ao regulador de tensão, sendo que, neste caso, o desempenho dinâmico do sistema de controle é regido pela dinâmica do regulador de tensão se o controlador PI do controle de FP for bem projetado, uma vez que a ação deste deve ser bem mais lenta do que a ação do laço de regulação de tensão. Já na
regulação de FP, só há um laço, que é o de regulação do FP, e, assim, a influência na dinâmica deve ser diferente, conforme observado.
A Fig. 5 apresenta o comportamento dinâmico da tensão de campo para os modos AVR e controlador de FP, onde pode ser observado o comportamento similar para estes dois casos logo após a aplicação da falta, devido à ação dos limitadores.
Fig. 5. Comportamento dinâmico da tensão de campo.
As Figs. 6 e 7 apresentam, respectivamente, as respostas da tensão de campo e do ângulo do gerador para uma falta na barra 808, com duração de 600 ms, onde pode-se verificar a falta de suporte dinâmico de tensão e o maior ângulo alcançado para a operação da GD com regulador de FP.
Fig. 6. Comportamento dinâmico da tensão de campo – falta na barra 808.
Fig. 7. Resposta do ângulo- falta na barra 808. B. Variação do Ponto de Operação
Para analisar o desempenho da GD em diferentes pontos de operação (mudanças na potência reativa gerada ou absorvida), foram executadas simulações considerando os casos de fluxo de potência 2-4 e 8-9, e o gerador operando com controlador de FP.
Os resultados obtidos, apresentados na Tabela III, mostram que, quando o gerador opera com FP capacitivo (injetando potência reativa na rede), maiores TCEs podem ser esperados, o que pode ser explicado pelo menor ângulo pré-falta quando comparado aos casos de FP indutivo. O ângulo pré-falta pode ser calculado conforme apresentado em [13].
TABELAII
VARIAÇÃO DO MODO DE CONTROLE
Barra em falta AVR Controle de FP Regulador de FP TC E (ms) TC E (ms) TCE (ms) 601 190 190 180 602 220 220 220 603 390 390 340 801 280 280 270 802 240 240 230 803 210 210 210 804 180 180 180 808 1130 1110 600
TABELAIII
VARIAÇÃO DO PONTO DE OPERAÇÃO DA GD
Barra em falta FP 0.92 cap 0.958 cap 1.0 0.958 ind 0.92 ind TCE (ms) TCE (ms) TCE (ms) TCE (ms) TCE (ms) 601 200 200 190 180 170 602 250 250 230 210 200 804 200 200 190 180 170 803 240 240 220 200 190 802 300 280 250 220 210 801 690 650 560 240 230
O comportamento dinâmico do ângulo do gerador para os casos estudados, e considerando uma falta na barra 802 durante 210 ms é apresentado nas Figs. 8 e 9.
Fig. 8. Resposta do ângulo (a).
Fig. 9. Resposta do ângulo (b). C. Variação de Carga
O carregamento do alimentador foi modificado a fim de avaliar o desempenho do gerador operando com controlador de FP. Além da carga nominal, foram considerados outros 4 cenários de carga, sendo eles: redução de 80% e 50% da carga nominal, e aumento de 50% e 100% da carga nominal.
A Tabela IV apresenta os resultados de TCEs em ms, obtidos para as condições de carga estudadas, e considerando a GD operando em um mesmo ponto de operação com FP igual a 0.958, injetando potência reativa no sistema.
A partir da Tabela IV, pode-se observar uma tendência de redução no tempo crítico de eliminação da falta para cenários de carregamentos maiores. Com carregamento mais alto, o fluxo de potência nas linhas aumenta, o que leva o sistema a operar mais próximo do limite de estabilidade. Dessa forma, uma falta em um sistema com um perfil de carga mais elevada tende a ser uma perturbação mais severa.
Para faltas nas barras 601 e 804 não foi observada uma redução no TCE com o aumento da carga do alimentador. Como essas barras são muito próximas do gerador, as faltas
são mais severas para a máquina e o carregamento tem influência pequena no resultado de TCE.
TABELAIV VARIAÇÃO DO CARREGAMENTO Barra em falta Caso 10 (-80%) Caso 06 (-50%) Caso 03 (Nominal) Caso 11 (+50%) Caso 05 (+100%) TCE (ms) TCE (ms) TCE (ms) TCE (ms) TCE (ms) 601 200 200 200 200 190 602 260 260 250 240 220 804 200 200 200 200 190 803 240 240 240 230 230 802 290 290 280 280 270 801 350 350 340 330 310
D. Variação da Potência de Geração
A potência gerada pela GD conectada à barra 804 foi aumentada com o objetivo de verificar o desempenho do gerador com relação à estabilidade transitória. As simulações foram realizadas utilizando os casos de fluxo de potência 2 e 7, e considerando a GD operando com o controle de FP. Faltas trifásicas foram aplicadas e os resultados dos TCEs, em ms, são apresentados na Tabela V.
TABELAV
VARIAÇÃO DA POTÊNCIA GERADA
Barra em falta 5 MW geração 10 MW geração TC (ms) TC (ms) 601 190 100 602 230 120 603 450 140 804 190 100 803 220 110 802 250 120 801 560 130
A partir da Tabela V, pode-se observar uma redução no TCE quando a potência gerada aumenta para 10 MW. A Fig. 10 apresenta a resposta do ângulo do gerador para uma falta na barra 801 durante 130 ms, onde se pode observar um maior ângulo alcançado após a falta para uma potência de 10 MW.
Fig. 10. Resposta do ângulo – falta na barra 801. VI. CONCLUSÕES
Neste artigo foram analisados os impactos dos modos de controle de geradores síncronos conectados a sistemas de distribuição, com relação à estabilidade transitória. Foram simuladas faltas em barras de um sistema de distribuição e foram encontrados os tempos críticos de eliminação dos defeitos. Foi possível observar que não houve variação significativa nos TCEs quando comparados os modos de
controle AVR e controle de FP. Ainda, foi verificado que o regulador de FP não fornece suporte dinâmico de tensão, sendo então necessária uma análise cuidadosa quando aplicado este modo de controle.
A definição do modo de controle a ser aplicado, no entanto, deve ser realizada com base em diversos estudos, além dos estudos de estabilidade, como a avaliação em regime permanente. Deve-se buscar que os impactos sejam mínimos para que a qualidade da energia entregue aos consumidores próximos seja mantida em níveis aceitáveis, sempre objetivando também uma operação segura destes geradores, sob o ponto de vista de estabilidade.
VII. APÊNDICE A
Os dados do gerador e seu sistema de controle são apresentados nas Tabelas VI-IX, e os dados de carga do sistema são apresentados na Tabela X.
TABELAVI DADOS DO GERADOR
Parâmetro Valor Parâmetro Valor
H 1.0 s Xq’’ 0.254 Xd 2.06 Xl 0.10 Xq 2.50 Td0’ 7.8 s Xd’ 0.398 Tq0’ 3.0 s Xq’ 0.30 Td0’’ 0.066 s Xd’’ 0.254 Tq0’’ 0.075 s TABELAVII DADOS DO AVR
Parâmetro Valor Parâmetro Valor
KA 120 TA 0.15 s KE 1.0 TE 0.5 s KF 0.05 TF 1.0 s VRmín 0 VRmáx 1 EFDmín 0 EFDmáx 5.67 TABELAVIII DADOS DO CONTROLADOR DE FP Parâmetro Valor VCLMT 0.1 KP 1.0 KI 1.0 TABELAIX
DADOS DO REGULADOR DE VELOCIDADE
Parâmetro Valor Parâmetro Valor
R 0.05 pu Dt 0 pu
T1 0.05 s Vmin 0.2 pu
T2 1.5 s Vmax 1.1 pu
T3 5 s
TABELAX
DADOS DE CARREGAMENTO DO SISTEMA
Barra P (MW) Q (Mvar) Barra P (MW) Q (Mvar) 601 5.5 0.0 812 0.03 0.01 602 0.0 0.2 813 0.0 0.0 701 1.9 0.87 901 0.12 0.06 802 0.01 0.01 902 0.06 0.03 803 0.02 0.01 903 0.0 0.0 804 1.25 0.57 904 0.11 0.05 805 0.0 0.0 905 0.59 0.29 806 0.04 0.02 906 0.16 0.08 807 0.05 0.02 907 0.0 0.0 808 0.06 0.03 908 0.08 0.04 809 0.11 0.05 909 0.09 0.05 810 0.10 0.05 910 0.1 0.05 811 0.07 0.03 - - - VIII. REFERÊNCIAS
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