Avaliação do desempenho dos métodos de proteção contra a perda de excitação em geradores síncronos: uma contribuição para a melhoria da técnica baseada em combinações de sinais

Texto

(1)UNIVERSIDADE FEDERAL DE SANTA MARIA CENTRO DE TECNOLOGIA PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA. Mairon Gallas. AVALIAÇÃO DO DESEMPENHO DOS MÉTODOS DE PROTEÇÃO CONTRA A PERDA DE EXCITAÇÃO EM GERADORES SÍNCRONOS: UMA CONTRIBUIÇÃO PARA A MELHORIA DA TÉCNICA BASEADA EM COMBINAÇÕES DE SINAIS. Santa Maria, RS 2019.

(2)

(3) Mairon Gallas. AVALIAÇÃO DO DESEMPENHO DOS MÉTODOS DE PROTEÇÃO CONTRA A PERDA DE EXCITAÇÃO EM GERADORES SÍNCRONOS: UMA CONTRIBUIÇÃO PARA A MELHORIA DA TÉCNICA BASEADA EM COMBINAÇÕES DE SINAIS. Dissertação de Mestrado apresentado ao Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica da Universidade Federal de Santa Maria (UFSM, RS), como requisito parcial para obtenção do grau de Mestre em Engenharia Elétrica.. ORIENTADOR: Prof. Ghendy Cardoso Júnior COORIENTADOR: Prof. Adriano Peres de Morais. Santa Maria, RS 2019.

(4) Gallas, Mairon AVALIAÇÃO DO DESEMPENHO DOS MÉTODOS DE PROTEÇÃO CONTRA A PERDA DE EXCITAÇÃO EM GERADORES SÍNCRONOS: UMA CONTRIBUIÇÃO PARA A MELHORIA DA TÉCNICA BASEADA EM COMBINAÇÕES DE SINAIS / Mairon Gallas.- 2019. 106 p.; 30 cm Orientador: Ghendy Cardoso Júnior Coorientador: Adriano Peres de Morais Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Maria, Centro de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica, RS, 2019 1. Geradores síncronos 2. Proteção 3. Perda de excitação I. Cardoso Júnior, Ghendy II. Peres de Morais, Adriano III. Título. Sistema de geração automática de ficha catalográfica da UFSM. Dados fornecidos pelo autor(a). Sob supervisão da Direção da Divisão de Processos Técnicos da Biblioteca Central. Bibliotecária responsável Paula Schoenfeldt Patta CRB 10/1728.. ©2019 Todos os direitos autorais reservados a Mairon Gallas. A reprodução de partes ou do todo deste trabalho só poderá ser feita mediante a citação da fonte. Endereço: Rodovia Br 158, 260. End. Eletr.: mairongallas@gmail.com.

(5)

(6) Mairon Gallas. AVALIAÇÃO DO DESEMPENHO DOS MÉTODOS DE PROTEÇÃO CONTRA A PERDA DE EXCITAÇÃO EM GERADORES SÍNCRONOS: UMA CONTRIBUIÇÃO PARA A MELHORIA DA TÉCNICA BASEADA EM COMBINAÇÕES DE SINAIS. Dissertação de Mestrado apresentado ao Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica da Universidade Federal de Santa Maria (UFSM, RS), como requisito parcial para obtenção do grau de Mestre em Engenharia Elétrica.. Aprovado em 19 de julho de 2019:. Ghendy Cardoso Júnior, Dr. (UFSM) (Presidente/Orientador). Adriano Peres de Morais, Dr. (UFSM) (Coorientador). Aécio de Lima de Oliveira, Dr. (UFSM). Kleber Melo e Silva, Dr. (UnB). Santa Maria, RS 2019.

(7)

(8) AGRADECIMENTOS. Gostaria de agradecer ao professor Ghendy Cardoso Junior, pela orientação, apoio e confiança dedicados a este trabalho. Ao professor Adriano Peres de Morais por proporcionar minha inclusão ao grupo CEESP, onde pude conhecer e aprimorar meus conhecimentos na área de proteção, também pela colaboração, amizade e orientação deste trabalho. A Universidade Federal de Santa Maria, por me proporcionar um ensino de qualidade e excelência. A todos os meus familiares, que mesmo sem muita convivência nestes últimos anos acreditavam em mim. Em especial quero agradecer ao meus pais, Marino Gallas e Marli Gallas, por todo carinho e amor, pela educação e incentivo, por sempre acreditarem em meu potencial, tornando todo este trabalho possível. A Helena ten Caten do Santos, amor da minha vida, que esteve ao meu lado todos esses anos me apoiando e acreditando na realização de todo este sonho. Para finalizar, quero agradecer a todos que direta ou indiretamente fizeram parte da minha formação, o meu muito obrigado..

(9)

(10) A tarefa não é tanto ver aquilo que ninguém viu, mas pensar o que ninguém ainda pensou sobre aquilo que todo mundo vê. (Arthur Schopenhauer).

(11)

(12) RESUMO AVALIAÇÃO DO DESEMPENHO DOS MÉTODOS DE PROTEÇÃO CONTRA A PERDA DE EXCITAÇÃO EM GERADORES SÍNCRONOS: UMA CONTRIBUIÇÃO PARA A MELHORIA DA TÉCNICA BASEADA EM COMBINAÇÕES DE SINAIS AUTOR: Mairon Gallas ORIENTADOR: Ghendy Cardoso Júnior COORIENTADOR: Adriano Peres de Morais Este trabalho visa avaliar o comportamento de geradores síncronos frente a perdas de excitação total (PET) e parcial (PEP), demonstrar o comportamento das principais variáveis elétricas envolvidas, analisar o desempenho, propor modificações e realizar um estudo comparativo entre as diferentes metodologias de proteção contra a PE propostas na literatura. Os métodos são apresentados de forma a dispor as principais variáveis a serem parametrizadas de acordo com a técnica de proteção, de forma a facilitar o uso dessas pelos profissionais da área, além de auxiliar na identificação das circunstâncias em que um método é mais apropriado do que o outro. Com o objetivo de identificar o desempenho de cada técnica são realizadas simulações computacionais de PE, sendo a tensão de excitação reduzida em 100%, 80% e 60% da tensão de excitação em regime permanente. Ainda neste contexto, procurando compreender a influência dos controladores FACTS, do tipo STATCOM, são realizadas simulações com esse equipamento. Como alguns dos métodos possuem ajustes que são em função dos parâmetros do gerador protegido, realizaram-se testes em dois diferentes sistemas com máquinas distintas em diferentes pontos operacionais. Desta forma, foi possível perceber que os métodos não se comportam da mesma maneira para geradores de diferente porte e em diferentes sistemas, ainda é possível concluir que os métodos atualmente utilizados comercialmente possuem dificuldade de atuação frente a PEP e acabam sofrendo influência do dispositivo STATCOM em sua performance, atrasando o disparo da proteção ou, muitas vezes, subalcançando as zonas de proteção. Visto que o método proposto por Mahamedi, Zhu e Hashemi (2015) obteve um bom desempenho frente a PET recomenda-se o uso desse visando garantir a confiabilidade e eficiência da proteção contra a PET, principalmente pelo fato de ser um método de fácil parametrização e ter como característica não variar seu comportamento de acordo com a potência nominal do gerador. Ainda, recomenda-se o uso da técnica proposta por Amini, Davarpanah e Sanaye-Pasand (2015) com as modificações propostas nesta dissertação, pois esse método mostrou ser o melhor para detecção de PEP.. Palavras-chave: Geradores síncronos. Proteção. Perda de excitação parcial..

(13)

(14) ABSTRACT PERFORMANCE EVALUATION OF THE LOSS OF EXCITATION PROTECTION METHODS IN SYNCHRONOUS GENERATOR: A CONTRIBUTION TO THE IMPROVEMENT OF TECHNIQUE BASED ON SIGNAL COMBINATIONS AUTHOR: Mairon Gallas ADVISOR: Ghendy Cardoso Júnior CO-ADVISOR: Adriano Peres de Morais This work aims to evaluate the behavior of synchronous generators against total (TLOE) and partial (PLOE) loss of excitation, to demonstrate the behavior of the main electrical variables involved, to analyze the performance, propose modifications and to perform a comparative study among the several LOE protection methodologies proposed in the literature. The methods are presented in order to provide the main variables to be parameterized according with the protection technique, in order to facilitate the use of these by professionals in the area, besides helping to identify the circumstances in which a method is more appropriate than the other. In order to identify the performance of each technique, computational simulations of LOE are performed, with the excitation voltage being reduced to 100%, 80% and 60% of the steady state excitation voltage. Also in this context, trying to understand the influence of the FACTS controllers of the type STATCOM, simulations are realized with this equipment. As the methods have adjustments that are based on the parameters of the protected generator, tests were performed on two different systems with different machines at different operational points. In this way, it was possible to conclude that the methods do not behave in the same way for generators of different sizes and in different systems, it is still possible to conclude that the methods currently used commercially have difficulty of acting against PLOE and end up suffering influence of the STATCOM device in its performance, delaying the trip of the protection or, often, sub-reaching the protection zones. Since the method proposed by Mahamedi, Zhu e Hashemi (2015) has a good performance against TLOE, it is recommended to use this in order to guarantee the reliability and efficiency of the protection against TLOE, mainly because it is a method of easy parameterization and have as a characteristic do not vary their behavior according to the nominal power of the generator. Also, it is recommended to use the technique proposed by Amini, Davarpanah e Sanaye-Pasand (2015) with the modifications proposed in this dissertation, as this method proved to be the best for PLOE detection. Keywords: Synchronous generators. Protection. Partial loss of excitation..

(15)

(16) LISTA DE FIGURAS. Figura 2.1 – Diagrama de blocos funcionais de um sistema de controle de excitação de um gerador síncrono. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Figura 2.2 – Diagrama típico de um sistema de excitação CC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Figura 2.3 – Diagrama típico de um sistema de excitação CA estacionário com retificação controlada. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Figura 2.4 – Diagrama típico de um sistema de excitação CA rotativo, sem escovas (Brushless). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Figura 2.5 – Diagrama típico de um sistema de excitação estático. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Figura 2.6 – Representação do diagrama de blocos do modelo típico de sistema de excitação DC1A. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Figura 2.7 – Sistema exemplificado. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Figura 2.8 – Comportamento do ângulo de potência. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Figura 2.9 – Corrente elétrica estatórica para carregamento próximo ao nominal. . . . . Figura 2.10 – Tensão terminal para carregamento próximo ao nominal. . . . . . . . . . . . . . . Figura 2.11 – Potências Ativa e Reativa para carregamento próximo ao nominal. . . . . . Figura 2.12 – Tensão terminal para carregamento a 50% do nominal. FIGURA ERRADA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Figura 2.13 – Potência Ativa e Reativa para carregamento a 50% do nominal. . . . . . . . Figura 2.14 – Estrutura básica de um STATCOM. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Figura 2.15 – Sistema de controle de um STATOM. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Figura 2.16 – Característica V-I de um STATCOM. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Figura 2.17 – Comparação da tensão terminal do gerador para PET na presença do STATCOM para carregamento a 50% do nominal. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Figura 2.18 – Comparação da tensão terminal do gerador para PEP na presença do STATCOM para carregamento a 50% do nominal. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Figura 2.19 – Potência reativa injetada pelo STATCOM no momento da PEP. . . . . . . . . Figura 3.1 – Localização da impedância no plano R-X de acordo com o fluxo de potência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Figura 3.2 – Funções de proteção de distância: a) mho; b) impedância; c) reatância; d) impedância com direcional; e) tomate; f) lenticular; g) quadrilateral; h) poligonal. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Figura 3.3 – Circuito equivalente com duas fontes geradoras. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Figura 3.4 – Construção gráfica da impedância vista pelos terminais do gerador em função de δ com EG /ES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Figura 3.5 – Impedância aparente para diferentes valores δ para cada valor de EG /ES . Figura 3.6 – Impedância aparente para diferentes valores de EG /ES para cada valor de δ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Figura 3.7 – Trajetória da impedância aparente após perda de excitação. . . . . . . . . . . . . Figura 3.8 – Circuito equivalente duas fontes geradores na presença do STATCOM. . Figura 3.9 – Relé mho e impedância aparente durante uma oscilação estável de potência. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Figura 3.10 – Característica operacional no plano R-X da função de proteção proposta por Mason (1949). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Figura 3.11 – Característica operacional no plano R-X proposta por Berdy (1975). . . . Figura 3.12 – Conversão LEP para o plano R-X. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 28 30 31 32 33 34 36 37 38 39 39 40 40 43 44 45 46 46 47 50. 51 52 52 53 53 54 55 56 57 58 59.

(17) Figura 3.13 – Método de proteção de perda de excitação com offset positivo. . . . . . . . . Figura 3.14 – Lógica operacional do método que utiliza offset positivo. . . . . . . . . . . . . . . . Figura 3.15 – Mecanismo de Inferência. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Figura 3.16 – Funções de pertinência de entrada. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Figura 3.17 – Fluxograma do método de Mahamedi, Zhu e Hashemi (2015) . . . . . . . . . . Figura 3.18 – Comportamento da tensão terminal (a), taxa de variação da tensão terminal (b), potência reativa (c) e taxa de variação da potência reativa (d), para perda de excitação total. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Figura 3.19 – Fluxograma do método de Amini, Davarpanah e Sanaye-Pasand (2015) Figura 3.20 – Comportamento das variáveis combinadas (LOEI) durante perda de excitação (a) e oscilação de potência (b). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Figura 3.21 – Fluxograma com as modificações proposta no Método 6. . . . . . . . . . . . . . . Figura 3.22 – Cruzamento do índice LOEI com MMEL proposta durante perda de excitação. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Figura 4.1 – Sistema Teste 1 - gerador/barramento infinito. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Figura 4.2 – Sistema Teste 2 - multimáquinas, IEEE 9 Barras. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Figura 4.3 – Sinais de operação para o Caso 12 na presença de PET. . . . . . . . . . . . . . . . Figura 4.4 – Caminho da impedância aparente durante PEP 60% para o Caso1. . . . . . Figura 4.5 – Comportamento do Método 7 - (a), e Método 6 - (b) para o Caso 2 com PEP de 60%. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Figura 4.6 – Caminho da impedância aparente traçado durante Caso 7, com e sem o controlador STATCOM. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 60 61 61 62 65. 67 68 69 71 72 78 78 81 82 84 87.

(18) LISTA DE TABELAS. Tabela Tabela Tabela Tabela Tabela Tabela Tabela Tabela Tabela Tabela Tabela Tabela Tabela Tabela Tabela Tabela Tabela Tabela Tabela Tabela Tabela Tabela Tabela Tabela Tabela Tabela Tabela Tabela Tabela Tabela Tabela Tabela Tabela. 4.1 – Pontos operacionais utilizados nas simulações. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77 4.2 – Denotação dos métodos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77 4.3 – Tempo de detecção dos métodos quando ocorre o evento PET. . . . . . . . . . 80 4.4 – Tempo de detecção dos métodos quando ocorre os eventos PEP. . . . . . . . 83 4.5 – Tempo de detecção da PET na presença do controlador STATCOM. . . . . 85 4.6 – Porcentagem dos casos em que os métodos operaram para PET. . . . . . . . 85 4.7 – Tempos de detecção para PEP de 80% na presença do controlador STATCOM. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87 4.8 – Tempos de detecção para PEP de 60% na presença do controlador STATCOM. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88 4.9 – Porcentagem dos casos em que os métodos operaram para PEP. . . . . . . . 88 4.10 – Diferença de tempo de atuação dos métodos com e sem a presença do STATCOM para PEP de 60% do campo.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89 4.11 – Porcentagem dos casos em que os métodos operaram incorretamente frente a oscilação estável de potência.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89 4.12 – Porcentagem dos casos em que os métodos operaram corretamente frente a PET. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90 4.13 – Porcentagem dos casos em que os métodos operaram corretamente frente a PEP de 80%. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91 4.14 – Porcentagem dos casos em que os métodos operaram corretamente frente a PEP de 60%. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91 4.15 – Porcentagem dos casos em que os métodos operaram corretamente frente a PET na presença do STATCOM. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92 4.16 – - Porcentagem dos casos em que os métodos operaram corretamente frente a PEP de 80% na presença do STATCOM. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92 4.17 – Porcentagem dos casos em que os métodos operaram corretamente frente a PEP de 60% na presença do STATCOM. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92 4.18 – Porcentagem dos casos em que os métodos operaram incorretamente frente a oscilação estável de potência.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93 4.19 – Porcentagem de operações corretas em relação as 240 simulações realizadas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93 A.1 – Dados do gerador utilizados no Sistema Teste 1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103 A.2 – Dados da linha de transmissão utilizada no Sistema Teste 1. . . . . . . . . . . . 103 A.3 – Dados do transformador utilizado no Sistema Teste 1. . . . . . . . . . . . . . . . . . .103 A.4 – Controlador STATCOM utilizado no Sistema Teste 1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 104 A.5 – Dados dos geradores utilizados no Sistema Teste 2. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .104 A.6 – Dados das linhas de transmissão utilizadas no Sistema Teste 2. . . . . . . . .104 A.7 – Dados dos transformadores utilizados no Sistema Teste 2. . . . . . . . . . . . . . 105 A.8 – Dados do controlador STATCOM utilizado no Sistema Teste 2. . . . . . . . . . .105 A.9 – Ajuste do Método 2 para proteção do gerador do Sistema Teste 1. . . . . . .105 A.10 – Ajuste do Método 3 para proteção do gerador do Sistema Teste 1. . . . . 105 A.11 – Ajuste do Método 4 para proteção do gerador do Sistema Teste 1. . . . . 106 A.12 – Ajuste do Método 6 para proteção do gerador do Sistema Teste 1. . . . . 106 A.13 – Ajuste do Método 2 para proteção do gerador do Sistema Teste 2. . . . . 106 A.14 – Ajuste do Método 3 para proteção do gerador do Sistema Teste 2. . . . . 106.

(19) Tabela A.15 – Ajuste do Método 4 para proteção do gerador do Sistema Teste 2. . . . . 106 Tabela A.16 – Ajuste do Método 6 para proteção do gerador do Sistema Teste 2. . . . . 106.

(20) LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS. PE. Perda de Excitação. P ET. Perda de Excitação Total. P EP. Perda de Excitação Parcial. CC. Corrente Contínua. CA. Corrente Alternada. SIN. Sistema Interligado Nacional. LEP. Limite de Estabilidade Prático. LEM. Limite de Excitação Mínima. IEEE. Instituto Engenheiros Eletricistas e Eletrônicos.

(21)

(22) SUMÁRIO. 1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 2 2.1 2.2 2.2.1 2.2.2 2.2.3 2.2.4 2.3 2.4 2.4.1 2.4.2 2.5 3 3.1 3.2 3.2.1 3.2.2 3.3 3.4 3.4.1 3.4.2 3.4.3 3.5 3.5.1 3.5.2 3.5.3 3.5.4 3.6 4 4.1 4.2 4.2.1 4.2.2. INTRODUÇÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . OBJETIVOS DO TRABALHO. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . MOTIVAÇÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . CONTRIBUIÇÕES DO TRABALHO. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ESTADO DA ARTE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ESTRUTURA DO TRABALHO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . PERDA DE EXCITAÇÃO EM GERADORES SíNCRONOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . CONSIDERAÇÕES GERAIS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . SISTEMAS DE EXCITAÇÃO. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sistemas de Excitação CC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sistemas de Excitação CA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sistemas de Excitação Estático . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Modelagem do Sistema de Excitação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . FUNDAMENTOS DA PERDA DE EXCITAÇÃO. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . CONTROLADORES FACTS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . STATCOM - Compensador Estático . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Influência do STATCOM na Perda de Excitação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . CONSIDERAÇÕES FINAIS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . MÉTODOS DE PROTEÇÃO CONTRA A PERDA DE EXCITAÇÃO EM GERADORES SÍNCRONOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . CONSIDERAÇÕES GERAIS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . FUNÇÕES DE PROTEÇÃO DE IMPEDÂNCIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Aplicação da função de proteção de distância na proteção contra a perda de excitação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Influência do STATCOM na impedância aparente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . DEFINIÇÃO DO PROBLEMA DA OPERAÇÃO INDEVIDA DA PROTEÇÃO CONTRA A PERDA DE EXCITAÇÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . MÉTODOS CONVENCIONAIS PARA A PROTEÇÃO CONTRA A PERDA DE EXCITAÇÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . O método de Mason . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . O método de Berdy . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Método Offset Positivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . MÉTODOS NÃO CONVENCIONAIS PARA PROTEÇÃO CONTRA A PERDA DE EXCITAÇÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Método dos conjuntos nebulosos (Fuzzy) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . O método de Mahamedi . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . O método de Amini . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Proposta de Modificação do método de Amini. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . CONSIDERAÇÕES FINAIS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . AVALIAÇÃO E ANÁLISE COMPARATIVA DOS MÉTODOS DE PROTEÇÃO CONTRA A PERDA DE EXCITAÇÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . CONSIDERAÇÕES GERAIS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . SIMULAÇÕES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sistemas Testes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Perda de Excitação Total . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 19 20 20 22 22 25 27 27 27 29 30 32 33 35 41 42 45 47 49 49 49 51 54 55 56 56 57 58 61 61 64 66 68 73 75 75 75 76 76.

(23) 18 4.2.3 4.2.4 4.2.5 4.3 4.3.1 4.3.1.1 4.3.1.2 4.3.1.3 4.3.1.4 4.3.1.5 4.3.2 4.3.2.1 4.3.2.2 4.3.2.3 4.3.2.4 4.3.2.5 4.4 4.5 5 5.1 5.2. Perda de Excitação Parcial. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77 Perda de Excitação Total e Parcial na presença do STATCOM . . . . . . . . . . . . . . . 79 Oscilação Estável de Potência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79 RESULTADOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79 Sistema Teste 1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79 Perdas de excitação total . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80 Perda de excitação parcial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81 Perda de excitação total + STATCOM . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84 Perda de excitação parcial + STATCOM . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86 Oscilação estável de potência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89 Sistema Teste 2. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90 Perda de excitação total. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90 Perda de excitação parcial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90 Perda de excitação total + STATCOM . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91 Perda de Excitação Parcial + STATCOM . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91 Oscilação estável de potência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92 DISCUSSÃO DOS RESULTADOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93 CONSIDERAÇÕES FINAIS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 95 CONCLUSÕES E SUGESTÕES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 97 CONCLUSÕES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 97 SUGESTÕES PARA FUTUROS TRABALHOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 99 APÊNDICE A – TABELAS DE PARÂMETROS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103.

(24) 1. INTRODUÇÃO. A energia elétrica, desde sua descoberta tem papel fundamental na qualidade de vida, desenvolvimento e progresso econômico, tornando a sociedade cada vez mais dependente de seu fornecimento. Os geradores síncronos são responsáveis pela conversão da energia mecânica em energia elétrica, sendo de fundamental importância no Sistema Elétrico de Potência. Desta forma, deseja-se que o mesmo permaneça em operação continuamente e que seja retirado de operação somente nos casos de manutenção programada ou na ocorrência de uma falha com potencial de danos ao gerador. Embora a probabilidade de defeitos neste tipo de máquina seja baixa, um curtocircuito ou condição anormal de operação pode acarretar sérios danos à máquina ou ainda ao sistema elétrico inteiro. Além disso, falhas que possam implicar na necessidade de conserto ou na substituição da unidade geradora não são os únicos prejuízos econômicos proporcionados para o agente responsável pela central geradora de energia. Devido ao fato que esta muitas vezes não conseguirá atender seus contratos de fornecimento de energia, esta estará sujeita às penalidades previstas pela entidade regulatória do setor elétrico e, em algumas situações, poderá precisar comprar energia durante o período em que a unidade estiver fora de serviço (MORAIS, 2008). Curto-circuito nos enrolamentos do estator ou no enrolamento de campo, sobreaquecimento dos enrolamentos, desequilíbrio de fases, instabilidade, motorização, sobre excitação, sub/sobre velocidade, e de principal interesse a este trabalho, a perda de excitação (PE) são algumas das condições anormais à qual o gerador síncrono está sujeito. Nestas condições, o uso de esquemas de proteções eficientes busca (MORAIS, 2008): • reduzir o tempo de exposição as sobrecorrentes oriundas de defeitos, minimizando os danos ou manutenção do equipamento; • reduzir o tempo de interrupção; • restringir o trecho a ser afetado do sistema (seletividade); • auxiliar na estabilidade do sistema. Dada a relevância do gerador de energia elétrica, justifica-se a preocupação e a necessidade do uso de sistemas de proteção seletivos, rápidos e confiáveis no intuito de isolar e proteger a máquina, ou ainda, reduzir os possíveis danos e minimizar o tempo de reparo e seu custo envolvido..

(25) 20 1.1. OBJETIVOS DO TRABALHO De modo a garantir a confiabilidade do Sistema Elétrico de Potência e a proteção. de geradores síncronos esta dissertação tem como objetivo geral, discutir, avaliar e propor melhorias na proteção contra perda de excitação em geradores síncronos (função ANSI 40). Como objetivos específicos, este trabalho visa: • compreender o comportamento de geradores síncronos frente a perdas de excitação total (PET) e parcial (PEP), demonstrar o comportamento das principais variáveis elétricas envolvidas na ocorrência deste fenômeno, analisar o desempenho e realizar um estudo comparativo entre as diversas técnicas de proteção encontradas na literatura; • dispor as principais características de parametrização das diversas técnicas de proteção avaliadas neste trabalho, desta forma facilitando o uso destas pelos profissionais da área, desta forma auxiliando a identificar em que circunstâncias um método é mais apropriado do que o outro; • compreender a influência dos controladores flexible alternating current transmission systems (FACTS), como o compensador síncrono estático do inglês STATic synchronous COMpensator (STATCOM), no comportamento e caraterísticas típicas da perda de excitação e analisar o desempenho dos métodos de proteção contra perda de excitação na presença destes dispositivos; • propor modificações na metodologia proposta por Amini, Davarpanah e SanayePasand (2015), de acordo com os requisitos de disponibilidade e segurança, visando melhorar o seu desempenho.. 1.2. MOTIVAÇÃO O gerador síncrono é um dos elementos mais importantes do sistema de energia. elétrica. Baixos níveis de excitação da unidade geradora fazem com que a máquina síncrona passe a se comportar como um gerador de indução, dessa maneira a unidade passa a absorver potência reativa do sistema elétrico, podendo provocar a sobre-excitação das máquinas vizinhas ou até mesmo criar um problema em todo o sistema elétrico devido a possibilidade de instabilidade e perda de sincronismo. Qualquer falha nesta máquina deve ser detectada rapidamente de forma a evitar danos ao gerador ou sistema. A proteção contra perda de excitação é uma função de pro-.

(26) 21 teção necessária para geradores de qualquer tamanho. Com o aumento do número de geradores em operação (AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA (Brasil) (ANEEL)., 2019) e relatos de operações indevidas das proteções comercialmente disponíveis (REIMERT, 2005), sente-se a necessidade de desenvolver novos métodos de proteção contra a PE em geradores síncronos. Alguns dos métodos convencionais de proteção contra a perda de excitação propostos são baseados nos conceitos desenvolvidos por (MASON, 1949). Estes, por exemplo, podem operar após ocorrer a perda de sincronismo, o que é considerado uma operação indevida. Apesar disto, este método e suas derivações ainda estão disponíveis na maioria dos relés comercias utilizados. Atualmente, apesar de diferentes metodologias de proteção contra a PE terem sido propostas (NOROOZI; ALINEJAD-BEROMI; YAGHOBI, 2019; ABEDINI; SANAYEPASAND; DAVARPANAH, 2016), não se possui um claro consenso de qual técnica possui as melhores caraterísticas e eficiência na proteção da máquina geradora. Além disto, a maioria dos trabalhos existentes na literatura somente avaliam o comportamento dos métodos de proteção frente a perdas de excitação total (MASON, 1949; BERDY, 1975; AMINI; DAVARPANAH; SANAYE-PASAND, 2015; MAHAMEDI; ZHU; HASHEMI, 2015). Assim, sabendo da possibilidade da ocorrência de uma perda de excitação parcial e os problemas que esta ocasiona, busca-se compreender melhor este comportamento e o desempenho dos métodos de proteção na presença da PEP. A fim de aumentar a transferência de energia e melhorar a capacidade do sistema de potência, os controladores FACTS, como o STATCOM, tem sido utilizado nos últimos anos. Recentemente foi reportado que os controladores FACTS têm impactos adversos no desempenho dos relés de proteção de distância em linhas de transmissão (ALBASRI; SIDHU; VARMA, 2007; SIDHU et al., 2005). Os resultados desses estudos mostram que o STATCOM de ponto intermediário pode afetar os relés de distância com relação à medição de impedância (sobrealcance/subalcance), seleção de fase e tempos de operação. Levando-se em consideração que as proteções tradicionais contra perda de excitação propostas por Mason (1949) e Berdy (1975) possuem princípio de funcionamento análogo ao utilizado na proteção de distância em linhas de transmissão, fazem que estudos relacionados à performance da proteção contra PE na presença de dispositivos como o STATCOM, torne-se um ponto relevante a ser analisado. Todos estes fatos fazem com que a escolha da técnica mais adequada seja difícil para os profissionais da área. Desta forma, procurando facilitar o entendimento e a busca de uma metodologia capaz de ser robusta suficiente perante as mais adversas condições de operação motivaram a elaboração deste trabalho..

(27) 22 1.3. CONTRIBUIÇÕES DO TRABALHO Como contribuições mais relevantes deste trabalho destacam-se: • Melhoria de uma metodologia existente tornando-a capaz de detectar tanto perda de excitações totais quanto parciais, e que sofra baixa influência em sua performance na presença de controladores FACTS do tipo STATCOM; • Analisar o comportamento de diferentes metodologias propostas na literatura frente a perda de excitações parciais; • Demonstrar a performance e o impacto dos controladores FACTS utilizados neste trabalho na proteção contra perda de excitação em geradores síncronos.. 1.4. ESTADO DA ARTE Um dos primeiros métodos para proteção de geradores síncronos contra a perda. de excitação, utilizava técnicas como relés de subcorrente e/ou subtensão de campo, logo mais esta técnica acabou evoluindo para relés direcionais de potência reativa (CROSSMAN; LINDEMUTH; WEBB, 1942). Visando melhorar os requisitos de seletividade, confiabilidade e velocidade da proteção contra PE, Mason (1949) introduziu o uso da medida da impedância aparente vista pelos terminais do gerador por meio de uma função de proteção de impedância do tipo mho. Esta técnica é utilizada até hoje e fundamenta a maioria dos métodos desenvolvidos desde então. Embora mais seletivo que os métodos empregados anteriormente este pode apresentar falhas, podendo operar indevidamente durante oscilações de potência, por exemplo (ARNDT; ROGERS, 1975). Com o passar do tempo e o surgimento de máquinas de maior porte, consequentemente com maiores impedâncias, Berdy (1975), propõe mudanças no esquema de proteção proposto por Mason (1949). Este sugere a aplicação de duas funções de proteção do tipo mho para proteger o gerador, sendo uma de ação instantânea com menor alcance e outra temporizada com maior alcance. Porém, este método sofre críticas pelo uso da temporização, pois esta dá a possibilidade de ocorrência de perda de sincronismo com o sistema (SACHDEV et al., 1988; RANA et al., 1990; MORAIS, 2008). Lee et al. (1979) propuseram um esquema onde não se utiliza funções de proteção de impedância. O esquema fundamenta-se na detecção de subtensão na bobina de campo e nos terminais do estator da máquina. O método acaba sendo utilizado como um complemento do método proposto por Mason (1949)..

(28) 23 Com o aprimoramento dos relés digitais, passa-se a ser possível utilizar métodos como o proposto por Tambay e Paithankar (2005), onde utiliza-se um relé com característica quadrangular e a taxa de variação da reatância vista nos terminais da máquina. Este método necessita de estudos detalhados para a máquina em que se deseja utilizar o método (MORAIS, 2008). Ainda, com a chegada de relé microprocessados, torna-se possível mudanças na característica circular original das funções de proteção de impedância, como a características Tomate/Lenticular proposta por Siemens (2005) e métodos utilizando offset positivo como o proposto em C37.102-2006 (2007). Em decorrência das modernas técnicas computacionais, passaram-se a ser desenvolvidas diferentes metodologias como: técnicas de reconhecimento de padrões, teoria dos conjuntos nebulosos (Fuzzy ) e redes neurais artificiais (RNA) na proteção contra a perda de excitação. Sharaf e Lie (1994), são os primeiros a utilizar redes neurais artificias e o comportamento do gerador através da transformada rápida de Fourier (FFT ) de diversas variáveis para classificar o estado da máquina entre: normal, subexcitada, perda de excitação, dentre outros. Morais (2008) propõe um método baseado na teoria dos conjuntos nebulosos, no qual faz uso dos conceitos tradicionais de perda de excitação e oscilação de potência para criar regras de inferência que possibilitam detectar e distinguir a perda de excitação de uma oscilação estável de potência. Pajuelo, Gokaraju e Sachdev (2013) utilizam a técnica de classificação de padrão conhecida como Support Vector Machine (SVM) para detectar a PE em geradores síncronos, diferenciando a PE de outros distúrbios. Segundo o autor com esta abordagem, não há necessidade de usar elementos adicionais como: segunda zona e elementos direcionais ou de subtensão. Da mesma forma, Amraee (2013) propõem diferenciar a PE de outros distúrbios utilizando uma técnica conhecida como árvore de decisão. Vale ressaltar que as duas técnicas necessitam criação de diversos cenários de simulação para o treinamento dos métodos, o que os torna de difícil utilização. Liu e Wang (2013) apresentam um novo critério adaptativo de proteção com um elemento mho com offset baseado no Limite de Estabilidade Prático (LEP). Este esquema de proteção possui como vantagem, adaptar-se automaticamente à mudança de carga do gerador. Elsamahy, Faried e Sidhu (2014) exploram o impacto do STATCOM, instalado no sistema de transmissão, na proteção contra perda de excitação proposta por Berdy (1975). O trabalho deixa evidente a necessidade de mais pesquisas em buscas de melhorias na proteção em sistemas com STACOM, devido ao fato de que o STATCOM pode causar subalcance em casos de perda de excitação parcial. Já em Ghorbani et al. (2015) é realizado um estudo comparando o impacto de um STATCOM e um SVC (Static Var Compensator ) para diferentes casos de perda de excitação..

(29) 24 Gazen (2015) propõe uma técnica utilizando o cálculo contínuo da impedância aparente, utilizando novos critérios como: monotonia, suavidade, propostos originalmente por Blumschein, Yelgin e Kereit (2008) para fins de detecção de oscilação de potência em linhas de transmissão. O método ainda faz uso de um critério denominado conjugado crescente para a detecção da PE. Como os critérios utilizados dependem de vários fatores do sistema, este necessita de diversas simulações para encontrar uma parametrização adequada. Mahamedi, Zhu e Hashemi (2015) modelam analiticamente o comportamento da derivada da resistência elétrica quando uma perda de excitação ocorre. O trabalho utiliza um padrão de comportamento no qual se difere das outras situações operacionais para detecção. Ghorbani, Soleymani e Mozafari (2015) propõem uma metodologia capaz de desconsiderar os efeitos de dispositivos como STATCOM e SVC na proteção da PE. Os autores utilizam unidades de medição fasorial (PMUs) para coletar os dados das potências ativa e reativa modificadas no local de instalação do relé e desta forma calculam as modificações no caminho da impedância aparente. Yaghobi (2015) compensa os efeitos indesejáveis do STATCOM na impedância aparente calculada utilizando um modelo de Thevenin nos terminais do STATCOM e utilizando canais de comunicação para enviar estes dados ao relé. Amini, Davarpanah e Sanaye-Pasand (2015) realizam uma estratégia onde fazem uso da variação da tensão e da potência reativa nos terminais do gerador. Segundo os autores com a combinação destes dois sinais é possível diferenciar à perda de excitação de oscilação de potência. Este método destaca-se na velocidade de detecção da perda, porém possui a necessidade de estudos aprofundados sobre o sistema e porte de máquina para conseguir ajustá-lo com precisão. Além disto, o método tem dificuldades na atuação para PEP, por utilizar um disparo (trigger ) de inicialização do algoritmo por subtensão (GALLAS et al., 2017). Morais et al. (2016) apresenta uma versão adaptiva da metodologia proposta por Berdy (1975). Neste método a característica de operação da função de proteção do tipo mho é coordenada com a curva de capacidade do gerador visando acomodar a variação das condições operacionais do sistema. Abedini, Sanaye-Pasand e Davarpanah (2016) propôem uma nova abordagem para detectar eventos de PE. O método utiliza um índice que se baseia no uso da tensão interna do gerador. O trabalho difere-se dos demais por possuir experimentação em laboratório do método proposto. Os autores Noroozi, Alinejad-Beromi e Yaghobi (2019) propõem um método que é baseado na variação da potência reativa do gerador, a técnica utiliza um índice combinando a derivada de primeira e segunda ordem do sinal avaliado. Este método tem como principal vantagem a fácil parametrização e a aplicabilidade para máquinas de qualquer porte..

(30) 25 1.5. ESTRUTURA DO TRABALHO De forma a atingir os objetivos propostos neste trabalho, organiza-se sua estrutura. em cinco capítulos, incluindo a introdução. O Capítulo 2 descreve sobre as configurações dos sistemas de excitação, seu funcionamento e como as suas configurações típicas são apresentadas na literatura, assim como a modelagem utilizada neste trabalho é apresentada. Após, busca-se demonstrar e compreender o comportamento da perda de excitação, como causas, consequências, e os eventos que podem ocorrer durantes este fenômeno, buscando diferenciar a perda de excitação completa e a perda de excitação parcial. Por fim, procura-se abordar o funcionamento dos controladores FACTS utilizados neste trabalho, como configurações típicas de funcionamento e sua influência na dinâmica do sistema durante a perda de excitação. O Capítulo 3 apresenta a finalidade de proteção contra a perda de excitação em geradores síncronos. Ainda neste capítulo, o funcionamento dos métodos presentes neste trabalho são descritos, assim como, o problema da operação indevida dos métodos de proteção ocasionada por oscilações estáveis de potência é elucidado. O Capítulo 4 apresenta os resultados e discussões dos testes realizados por meio de simulações computacionais. Para discutir o desempenho dos métodos apresentados no Capítulo 3, comparações entre estes são realizadas. Para destacar as vantagens e desvantagens de cada método, diferentes cenários, sistemas testes e critérios nas simulações são utilizados, tais como, diferentes carregamentos da máquina, presença da perda de excitação total ou parcial e presença de controladores FACTS no sistema estudado. Para finalizar, o Capítulo 5 apresenta as conclusões obtidas ao longo do trabalho, assim como sugestões para trabalhos futuros..

(31) 26.

(32) 2. 2.1. PERDA DE EXCITAÇÃO EM GERADORES SÍNCRONOS. CONSIDERAÇÕES GERAIS A perda de excitação da unidade geradora pode trazer graves consequências ao. gerador e ao sistema elétrico conectado. Desta forma, o entendimento do fenômeno da perda de excitação é essencial para que o método mais adequado seja selecionado e parametrizado corretamente. Assim, este capítulo tem como objetivo apresentar as principais características da perda de excitação total e parcial em geradores síncronos, suas causas e consequências. Para isto, uma breve descrição do funcionamento das configurações típicas dos sistemas de excitação, modelagem e comportamento frente aos dispositivos controlador STATCOM é demonstrado.. 2.2. SISTEMAS DE EXCITAÇÃO A função básica de um sistema de excitação é fornecer corrente contínua para o. enrolamento de campo da máquina síncrona a fim de estabelecer e manter, em faixa adequada, sua tensão interna, de forma a garantir que a máquina se mantenha em sincronismo com o sistema de potência onde está conectada (KUNDUR, 1994). Adicionalmente, o sistema de excitação oferece funções de controle e proteção essências para o desempenho satisfatório do sistema de potência como (REIMERT, 2005): • controle de tensão; • controle do fluxo de potência reativa; • manutenção da estabilidade do sistema; • limitação do funcionamento da máquina e proteção do próprio sistema de excitação. O desempenho de um sistema de excitação pode ser determinado por aspectos do próprio gerador e/ou do sistema elétrico de potência. Do ponto de vista do gerador, a performance é definida pelos limites térmicos e de estabilidades impostos pela curva de capacidade do gerador. A função básica é que o sistema de excitação forneça e ajuste automaticamente a corrente de campo do gerador síncrono de modo a manter a tensão terminal da máquina. Já do ponto de vista do sistema elétrico de potência, o sistema de excitação deve contribuir para o controle de tensão e responder rapidamente as perturbações, de forma a.

(33) 28 auxiliar na estabilidade transitória. Além disso, deve controlar e limitar a corrente de campo de forma a aumentar a estabilidade em regime permanente (OLIVEIRA; SANTOS, 1995). A Figura 2.1 mostra o diagrama de blocos com a configuração de um sistema de excitação típico. Figura 2.1 – Diagrama de blocos funcionais de um sistema de controle de excitação de um gerador síncrono. Dispositivos de Proteção e Limitadores. Valor de referência. Circuito de Campo Regulador de Tensão. Excitatriz. Gerador. Sistema. PSS (Estabilizador). Fonte: Elaborado pelo autor.. Para melhor entendimento apresenta-se uma breve descrição dos vários subsistemas identificados na Figura 2.1: • a excitatriz é responsável por fornecer energia em corrente contínua para o enrolamento de campo da máquina síncrona, constituindo o estágio de potência do sistema de excitação; • o regulador de tensão, processa e amplifica os sinais de controle de entrada para um nível adequado ao controle da excitatriz. Isto inclui as funções de estabilização do sistema como, manter a tensão terminal e corrente de campo nos limites adequados. O bloco de regulação por ser um sistema automatizado substituiu a função de controle da excitatriz, que recentemente era realizada pelos operadores das usinas; • o bloco estabilizador de potência conhecido como PSS (Power System Stabilizer ) fornece um sinal de entrada adicional ao regulador visando amortecer as oscilações do sistema de potência. Alguns dos sinais de entrada utilizados neste bloco são o desvio da velocidade do rotor e a potência de aceleração; • o bloco de dispositivos de proteção e limitadores inclui uma ampla gama de funções de controle e proteção que garantem que a capacidade do excitador e do gerador.

(34) 29 síncrono não seja excedida. Alguns dos mais usados são: limitador de máxima corrente de excitação, limitador de mínima corrente de excitação, etc. Desde então, os sistemas de excitação assumiram muitas formas ao longo dos anos. Estes podem ser classificados em três categorias conforme a fonte de energia de excitação (KUNDUR, 1994): • sistemas de excitação em corrente continua (CC); • sistemas de excitação em corrente alternada (CA); • sistemas de excitação estáticos. As características gerais a serem consideradas na escolha de um tipo de sistema de excitação são: confiabilidade, simplicidade de operação e facilidade de manutenção. O custo também tem importância na escolha, mas normalmente fica subordinado aos três requisitos mencionados, tendo em vista os prejuízos que podem advir de uma parada do gerador causada por uma falha no sistema de excitação (GAZEN, 2015).. 2.2.1. Sistemas de Excitação CC O sistema de excitação CC foi amplamente usado na década de 20, e era composto. por uma excitatriz e um regulador de tensão. A excitatriz era, normalmente, constituída por um gerador de corrente contínua montado no próprio eixo do gerador síncrono. Já o sistema de regulação de tensão ficava a cargo do operador. Os sistemas de excitação desta categoria utilizam geradores de corrente continua como fontes de energia de excitação e fornecem corrente ao rotor da máquina síncrona através de anéis coletores e escovas, sendo que o gerador de corrente CC pode ser auto-excitado (geralmente utilizado em máquinas de pequeno porte), ou com excitação independente (geralmente utilizado para máquinas de grande porte). Quando excitado separadamente, o campo excitador é fornecido por um excitador piloto que compreende um gerador magnético a imã permanente. A Figura 2.2 apresenta uma configuração típica de um sistema de excitação CC. A Figura 2.2 mostra de maneira simplificada um sistema típico de excitação CC com um regulador de tensão utilizando um amplidyne, este fornece mudanças incrementais no campo da excitatriz em um esquema “buck-boost”. A saída do excitador fornece o resto do seu próprio campo por auto-excitação. Se o regulador amplidyne está fora de serviço, o campo de excitação está no controle manual e pode ser alterado através do ajuste do reostato de campo..

(35) 30 Figura 2.2 – Diagrama típico de um sistema de excitação CC. Gerador Principal. Excitatriz CC Amplidyne. Campo. Campo. Armadura. Armadura TC. Anéis Deslizantes. TP. Reostato de Campo. Regulador de Tensão. Fonte: Adaptado (REIMERT, 2005).. O uso de excitatrizes de corrente contínua começou a apresentar alguns problemas com o aumento da capacidade nominal dos geradores síncronos, principalmente devido ao fato da necessidade de altas correntes de excitação a baixa tensão, exigindo assim muitas escovas. Além das dificuldades inerentes ao uso de um comutador, ocasionando faíscas durante súbitas variações de carga, esta classe de sistema de excitação exige um serviço de manutenção de escovas e comutador muito intenso.. 2.2.2. Sistemas de Excitação CA Muitos dos sistemas de excitação CC, mais antigos, vêm sendo substituído por. sistemas de tipo CA ou estáticos, de tal forma que os sistemas de excitação CC estão gradualmente desaparecendo. Inicialmente, a substituição de uma excitatriz CC por uma excitatriz CA e retificadores trouxe um pequeno aumento de custo, além do problema técnico decorrente do fato de os primeiros sistemas a usarem retificadores com diodos de germânio, os quais possuem uma tensão máxima inversa baixa, que parecia ser insuficiente para satisfazer as necessidades dos grandes geradores (MORAIS, 2008). Logo se tornou claro que o aumento do custo inicial era compensado pela diminuição da necessidade de manutenção, e a utilização de diodos de silício elevou a máxima tensão inversa a valores satisfatórios. Os sistemas de excitação CA utilizam máquinas de corrente alternada normalmente acoplados ao mesmo eixo do gerador principal como fontes de potência de excitação. Esta, posteriormente, é transformada em corrente contínua para alimentar o enrolamento do campo através de retificadores de potência, os quais podem ser controlados ou não..

(36) 31 Tendo em conta determinadas características, tais como, arranjo dos retificadores, o método para o controle da saída da excitatriz e da fonte de excitação utilizada, pode-se classificar os sistemas de excitação CA em dois tipos básicos: • Sistema de excitação CA com retificação estática, onde os diodos não se encontram acoplados ao eixo do rotor; • Sistema de excitação CA com retificação rotativa, onde os diodos rodam à mesma velocidade do rotor “Brushless”. A Figura 2.3 apresenta uma configuração típica de um sistema de excitação CA estacionário com retificação controlada. Figura 2.3 – Diagrama típico de um sistema de excitação CA estacionário com retificação controlada. Excitatriz AC Campo. Armadura. Retificador Controlado Estacionário. Gerador Principal Campo. Armadura TC. Anéis Deslizantes. Regulador CC Exc. Reg. Regulador CA. TP Ref CC. Ref CA Entradas Auxiliares. Fonte: Adaptado (REIMERT, 2005).. A Figura 2.3 mostra o princípio de funcionamento deste sistema. Onde, regulador de tensão controla os pulsos de disparo do sistema retificador, já o excitador CA é autoexcitado e usa um controlador de tensão independente para manter sua tensão de saída. Dois modos de regulação são proporcionados neste esquema: (i) regulação automática CA, onde o regulador mantém a tensão terminal a um valor desejado correspondente ao valor de referência CA; (ii) regulação automática CC, onde o regulador mantém constante a tensão de campo do gerador conforme determinado pela referência CC. Embora o sistema de excitação CA com retificação estática elimine o coletor e escovas associados à excitatriz de corrente contínua, o mesmo está em desuso pois ainda tem o inconveniente de conter os anéis deslizantes do gerador, que, por sua vez, também apresentam problemas de manutenção..

(37) 32 Já com o uso de retificadores rotativos, a necessidade de anéis coletores e escovas é eliminada, e a saída CC é diretamente alimentada ao campo principal do gerador. Figura 2.4 – Diagrama típico de um sistema de excitação CA rotativo, sem escovas (Brushless). Excitador Piloto Armadura. Estrutura Rotativa. Excitador CA. Campo. N S. Gerador Principal Campo. Armadura TC. Armadura. TP Campo. Trifásico CA. Regulador. Controle Manual Entradas Auxiliares. Fonte: Adaptado (REIMERT, 2005).. Como mostrado na Figura 2.4, a armadura do excitador CA e os retificadores giram com o campo do gerador principal. Um pequeno excitador piloto de corrente alternada, com um rotor de ímã permanente gira com a armadura do excitador e retificador. A saída retificada do estator do excitador piloto energiza o campo estacionário da excitatriz CA. O regulador de tensão controla o campo CA excitador, que por sua vez controla o campo do gerador principal. Este tipo de sistema de excitação foi desenvolvido para evitar problemas mencionados anteriormente, com o uso de escovas e anéis deslizantes que existiam durante o fornecimento das altas correntes de campo de um gerador muito grande. A principal desvantagem deste sistema reside no fato dos retificadores e respectivos dispositivos de proteção estarem sujeitos a elevadas forças centrífugas.. 2.2.3. Sistemas de Excitação Estático Buscando respostas mais rápidas, começou-se a usar sistemas de excitação es-. táticos. Neste tipo de sistema o retificador fornece corrente diretamente para o gerador principal através dos anéis deslizantes. O fornecimento de energia para os retificadores é realizado do gerador principal através de um transformador que reduz a tensão para um nível apropriado ou, em alguns casos, de enrolamentos auxiliares no gerador. Estes sistemas podem ser classificados nas seguintes categorias:.

(38) 33 • sistemas de excitação com retificadores controlados, alimentados pelo barramento auxiliar da central eléctrica; • sistemas de excitação com retificadores controlados, alimentados por transformador (ligado aos terminais do gerador); • sistemas de excitação com retificadores controlados de alimentação composta. A Figura 2.5 apresenta uma configuração típica de um sistema de excitação estático. Figura 2.5 – Diagrama típico de um sistema de excitação estático. Transformador Excitador. Gerador Principal. Retificador Controlado. Campo. Armadura TC. Trifásico CA. Anéis Deslizantes. Regulador CC. Regulador CA. TP. Ref CC. Ref CA Entradas Auxiliares. Fonte: Adaptado (REIMERT, 2005).. Umas das grandes dificuldades desta topologia é durante as condições de falta do sistema que causam afundamento na tensão terminal do gerador, pois a tensão disponível no excitador é reduzida drasticamente devido ao esquema de fornecimento de energia utilizado. Ainda, apresentam um inconveniente decorrente do fato do fluxo de corrente ser controlado por impulsos dos semicondutores de potência, o que provoca distorção da tensão gerada pelo alternador.. 2.2.4. Modelagem do Sistema de Excitação Modelos matemáticos de sistemas de excitação são essenciais para a avaliação de. requisitos de desempenho desejados para projeto e coordenação de circuitos de controle e proteção ou ainda estudos de estabilidade do sistema elétrico de potência. Na referência LEE et al. (2005) são definidos alguns dos modelos básicos que representam os sistemas de excitação e reguladores de tensão mencionados anteriormente. Nesta seção a modelagem do sistema de excitação utilizada neste trabalho é demonstrada..

(39) 34 A Figura 2.6 apresenta o diagrama de blocos sob a forma de função de transferência para o sistema de excitação utilizada neste trabalho, conhecido como IEEE DC1A. Este modelo representa o sistema de excitação com gerador de corrente contínua controlado e regulador de tensão de ação contínua. Figura 2.6 – Representação do diagrama de blocos do modelo típico de sistema de excitação DC1A.. Fonte: Elaborado pelo autor.. O modelo típico DC1A, foi universalmente aplicado pela indústria, e é, usualmente, utilizado para representar outros tipos de sistemas de excitação, quando faltam dados mais detalhados sobre esses modelos ou quando é necessário que esses modelos sejam simplificados (LEE et al., 2005). A tensão elétrica nos terminais do gerador síncrono corresponde a saída do sinal. VC , que pode ser considerado o principal sinal de entrada do sistema de excitação. Na junção de soma, a saída VC , é subtraída da referência VREF . A realimentação de estabilização VF é subtraída e o sinal de estabilização do sistema de potência VS , é adicionado, assim produzindo um sinal de erro que controla o sistema de excitação. Em regime permanente, os sinais de VS e VF possuem valor 0, restando apenas o sinal de erro de tensão do terminal. O sinal VF deriva da tensão elétrica do enrolamento de campo do gerador síncrono e é representado por um ganho de realimentação negativa KF e uma constante de tempo. TF , isto permite minimizar os desvios de fase introduzidos pelos atrasos nos diversos elementos do sistema de excitação. O sinal de erro resultante do ponto de soma é amplificado no regulador. As constantes de tempo, TA e ganho, KA , são mostrados incorporando limites típicos de saturação ou limitações da fonte de alimentação do amplificador. O sinal de saída do regulador VR é utilizado para controlar a excitatriz, a qual poderá ser auto-excitada ou de excitação separada. O bloco da excitatriz é traduzido pela Equação (2.1) e levando em consideração que a parcela SE (EF D ) ∗ EF D representa apenas a saturação da excitatriz. No presente.

(40) 35 trabalho, o modelo “DC1A” utilizado foi simplificado não considerando esta parcela. Desta forma a Equação (2.2) representa a função de transferência resultante.. Vr = T e ∗. dEF D + Ke ∗ EF D + SE (EF D ) ∗ EF D dt EF D 1 = Vr Ke + sT e. (2.1). (2.2). Embora a maioria dos dados relacionados aos modelos de sistemas de excitação possam ser obtidos a partir de testes de fábrica, esses dados só podem ser considerados típicos. As configurações reais são geralmente determinadas no local durante a instalação e comissionamento do equipamento.. 2.3. FUNDAMENTOS DA PERDA DE EXCITAÇÃO As máquinas síncronas do Sistema Interligado Nacional (SIN), em regime perma-. nente, operam com faixas de frequências muito próximas umas das outras, com valores em torno de 60 Hz. Nessa situação, onde operam na mesma faixa de frequência, o conjugado resultante e a potência de aceleração impostos ao rotor de cada gerador são nulos e sua velocidade de rotação é constante (síncrona). Segundo a norma C37.102-2006 (2007), a excitação em máquinas síncronas pode ser completamente ou parcialmente perdida por meio de: • abertura acidental do disjuntor de campo; • ocorrência de um curto-circuito no circuito de campo; • falha no regulador de tensão; • mau contato nas escovas da excitatriz; • falha na fonte de alimentação do sistema de excitação; • erro de operação. A entrada de corrente contínua para o enrolamento de campo, excita o circuito magnético do rotor, assim estabelecendo o fluxo do rotor, como resultado este fluxo gera uma tensão interna no gerador síncrono. Quando um gerador síncrono perde seu sistema de excitação, o campo do rotor perde repentinamente sua força magnetomotriz – FMM. Isto faz com que a tensão interna da máquina decaia de acordo com a constante de tempo do circuito de campo. Em casos extremos de subexcitação, o acoplamento magnético entre o rotor e o estator acaba ficando fraco, em algum momento este acoplamento pode ser tornar.