Proteções de Maquinas Sincronas, Trabalhos de Tecnologia Industrial

Baixe Proteções de Maquinas Sincronas e outras Trabalhos em PDF para Tecnologia Industrial, somente na Docsity! _________________________________________________________ ASPECTOS DE PROTEÇÃO E CONTROLE DO GERADOR SÍNCRONO SUBEXCITADO JÚLIO CÉSAR MARQUES DE LIMA Dissertação submetida à Banca Examinadora designada pelo Colegiado do Curso de Mestrado em Engenharia Elétrica da Pontifícia Universidade Católica de Minas Gerais como parte dos requisitos para obtenção do título de Mestre em Ciências. ORIENTADOR: Prof. Dr. José Celso Borges de Andrade Belo Horizonte, Novembro de 2002 PONTIFÍCIA UNIVERSIDADE CATÓLICA DE MINAS GERAIS PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA II _________________________________________________________ A meus pais, que me proporcionaram os meios para chegar até aqui. A Elisângela, Frederico e Letícia. V _________________________________________________________ RESUMO Esta dissertação aborda os principais “Aspectos de Proteção e Controle do Gerador Síncrono Subexcitado”. O trabalho apresenta os sistemas de proteção e controle envolvidos com a operação do gerador síncrono na região de subexcitação, incluindo o inter-relacionamento existente entre os mesmos. Para avaliar o comportamento dos sistemas de proteção e controle do gerador subexcitado, o trabalho apresenta inicialmente uma visão geral das funções de proteção aplicadas aos geradores síncronos. Os principais aspectos relacionados à operação da máquina síncrona na região de subexcitação são apresentados a seguir, incluindo as conseqüências para o gerador e para o sistema elétrico ao qual está conectada. Em seguida, são descritos os sistemas de excitação e suas principais funções de controle, com ênfase na apresentação dos modelos IEEE para o limitador de subexcitação, cujo desempenho é analisado através de simulações computacionais. A parte final do trabalho focaliza a evolução da característica operacional da proteção contra perda de excitação em geradores síncronos, seguida de uma análise dos principais parâmetros de ajuste da proteção. Finalmente, os aspectos relacionados ao problema da coordenação entre a proteção contra perda de excitação e o limitador de subexcitação são analisados com vistas a estabelecer uma seletividade adequada entre os mesmos, para evitar desligamentos indevidos do gerador, para diferentes situações de operação, permanentes ou transitórias. VI _________________________________________________________ ABSTRACT This dissertation concerns the main “Aspects of the Protection and Control of the Underexcited Synchronous Generator”. The protection and control systems involved with the operation of the synchronous generator in the underexcitation region, including the existing inter- relationship between them are presented. To evaluate the behavior of the protection and control systems of the underexcited generator, this work shows initially a general vision of the applied functions of protection for the synchronous generators. Then, the main aspects related to the operation of the synchronous machine in the under-excitation region are remembered, including the consequences for the generator and for the electrical system to which the machine is connected. Afterwards, different excitation systems and their main control functions are described, with emphasis in the presentation of the IEEE models for the under-excitaton limiter, whose performance is analyzed through computational simulations. The final part of the work outlines the evolution of the operational feature of the loss of excitation protection for synchronous generators, followed by an analysis of the main protection settings. Finally, some main aspects related to the problem of the coordination of the loss of excitation protection and the under-excitation limiter are analyzed aiming to establish an appropriate selectivity to prevent improper disconnections of the generator for different steady state and transient operation conditions. VII _________________________________________________________ SUMÁRIO Dedicatória .................................................................................. II Agradecimentos .......................................................................... III Epígrafe ....................................................................................... IV Resumo ....................................................................................... V Abstract ....................................................................................... VI Sumário ....................................................................................... VII Lista de Figuras ........................................................................... X Lista de Tabelas .......................................................................... XIV Lista de Símbolos ........................................................................ XV Lista de Siglas ............................................................................. XVII Capítulo 1 – Introdução ............................................................. 1 1.1 – Considerações Iniciais ........................................................ 1 1.2 – Organização do Trabalho ................................................... 4 Capítulo 2 – Proteção de Geradores Síncronos – Visão Geral ........................................................................................... 6 2.1 - Introdução ........................................................................... 6 2.2 - Funções de Proteção Aplicadas aos Geradores Síncronos 6 2.3 - Aplicação de Proteção a Geradores em Função da Capacidade da Máquina .............................................................. 10 2.4 - Aplicação da Tecnologia Digital na Proteção de Geradores e Perspectivas de Melhorias ....................................................... 12 Capítulo 3 - O Comportamento do Gerador Síncrono Subexcitado ............................................................................... 16 3.1 - Introdução ........................................................................... 16 3.2 – O Conceito de Subexcitação .............................................. 17 X _________________________________________________________ LISTA DE FIGURAS Figura 1 Proteções elétricas tipicamente aplicadas a unidades geradoras ..................................................................... 9 Figura 2 Circuito equivalente e diagrama vetorial para o gerador síncrono de pólos lisos .................................... 17 Figura 3 Plano de potências a partir do diagrama vetorial do gerador síncrono de pólos lisos .................................... 18 Figura 4 Representação simplificada da curva de capabilidade do gerador síncrono ..................................................... 21 Figura 5 Limites teórico e prático de estabilidade para um gerador síncrono ......................................................... 23 Figura 6 Gerador síncrono conectado a um barramento infinito ........................................................................... 26 Figura 7 Variação da potência ativa (P), potência reativa (Q) e tensão terminal (Vt) para perda de excitação do gerador da figura 6 ....................................................... 27 Figura 8 Composição dos fluxos na região final do estator ... 30 Figura 9 Vista de uma seção da estrutura final do estator de um gerador síncrono ................................................... 31 Figura 10 Diagrama de blocos de um sistema de controle da excitação de um gerador síncrono .......................... 34 Figura 11 Sistema de excitação DC ............................................. 35 Figura 12 Sistema de excitação AC com retificação estacionária .................................................................. 36 Figura 13 Sistema de excitação estático ..................................... 37 Figura 14 Coordenação do limitador de sobreexcitação com a capacidade térmica do enrolamento de campo do gerador ........................................................................ 40 Figura 15 Diagrama de blocos do MEL tipo 1 ............................. 46 XI _________________________________________________________ Figura 16 Característica de operação do MEL tipo 1 ................. 47 Figura 17 Característica de operação do MEL tipo 2 ................. 48 Figura 18 Característica de operação do MEL tipo 3 ................. 48 Figura 19 Configuração do sistema elétrico da simulação ........... 50 Figura 20 Curva de capabilidade dos geradores utilizados na simulação ..................................................................... 52 Figura 21 Variação da potência ativa – simulação do caso 1 .... 53 Figura 22 Variação da tensão terminal – simulação do caso 1 .......................................................................... 54 Figura 23 Variação da potência reativa – simulação do caso 1 .......................................................................... 55 Figura 24 Variação da tensão de campo – simulação do caso 1 .......................................................................... 55 Figura 25 Variação da tensão terminal – simulação do caso 2 .......................................................................... 57 Figura 26 Variação da potência reativa – simulação do caso 2 .......................................................................... 58 Figura 27 Variação da tensão de campo – simulação do caso 2 .......................................................................... 58 Figura 28 Saída do bloco do limitador de subexcitação – simulação do caso 2 ................................................... 59 Figura 29 Variação da tensão terminal - simulação do caso 3 .......................................................................... 60 Figura 30 Variação da potência reativa - simulação do caso 3 .......................................................................... 60 Figura 31 Tensão na saída do bloco do limitador de subexcitação – simulação do caso 3 .......................... 61 Figura 32 Circuito básico para representar condições primárias de P e Q ou R e X ........................................................ 66 XII _________________________________________________________ Figura 33 Característica de operação do relé de distância do tipo mho ........................................................................ 69 Figura 34 Característica de operação de relé de admitância deslocada (offset mho) ................................................ 70 Figura 35 Lugar geométrico final da impedância para perda de excitação ................................................................. 71 Figura 36 Diagrama unifilar de conexão da proteção contra perda de excitação proposta por Mason ...................... 73 Figura 37 Característica de operação da proteção contra perda de excitação utilizando uma unidade offset mho .......... 74 Figura 38 Característica de operação do relé HLF – Westinghouse ............................................................... 76 Figura 39 Característica da proteção contra perda de excitação utilizando duas unidades offset mho ............................ 79 Figura 40 Característica da proteção contra perda de excitação utilizando duas unidades offset mho e um elemento direcional ...................................................................... 81 Figura 41 Variação da característica da proteção contra perda de excitação utilizando duas unidades offset mho e um elemento direcional ............................................... 82 Figura 42 Diagrama de blocos da proteção LER - Ontário Hydro ........................................................................... 83 Figura 43 Característica de operação da proteção contra subexcitação SIEMENS ............................................... 85 Figura 44 Perda de excitação – carga pesada – caso 1 .............. 89 Figura 45 Perda de excitação – carga média – caso 2 ................ 89 Figura 46 Perda de excitação – carga leve – caso 3 .................... 90 Figura 47 Perda de excitação – carga pesada – caso 4 .............. 90 Figura 48 Perda de excitação – carga leve – caso 5 ................... 91 Figura 49 Perda de excitação – 5% do carregamento nominal – caso 6 ........................................................................... 91 _____________________________________________________________________________XV _________________________________________________________ LISTA DE SÍMBOLOS Ef Força eletromotriz (f.e.m.) de excitação Efd Tensão de excitação (tensão de campo) f Freqüência G Gerador síncrono H Constante de inércia I Corrente elétrica Ia Corrente de armadura If Corrente de excitação (corrente de campo) KUR, KUC Parâmetros de ajuste (raio, centro) – MEL tipo 1 KUL, KUI Parâmetros de ajuste (funções proporcional e integral) – MEL tipos 1, 2 e 3 KUF,KUQ, KUV, KUP, Parâmetros de ajuste – MEL tipo 2 N Número de espiras de uma bobina P, PG, PT Potência ativa Q, QG, QT Potência reativa R Resistência S Potência aparente (módulo) T’’d0 Constante de tempo subtransitória de eixo direto T’’q0 Constante de tempo subtransitória de eixo em quadratura T’d0 Constante de tempo em circuito aberto TC Transformador de corrente TP Transformador de potencial TR Transformador TU1,2,3,4 Constantes de tempo – MEL tipos 1, 2 e 3 V/Hz Volts/Hertz (limitador, proteção) VF Entrada para o sinal do PSS – MEL tipo 1 _____________________________________________________________________________XVI _________________________________________________________ Vt, VT Tensão terminal VUR, VUC, VUF Sinais de tensão para composição do sinal de erro Vuerr do limitador – MEL tipo 1 VUerr Sinal de erro do limitador de subexcitação X Reatância X’’d Reatância subtransitória de eixo direto X’’q Reatância subtransitória de eixo em quadratura X’d Reatância transitória de eixo direto X’q Reatância transitória de eixo em quadratura X1 Reatância de dispersão Xd Reatância síncrona de eixo direto Xq Reatância síncrona de eixo em quadratura Z Impedância Zs Impedância do sistema (fonte) Zl Impedância da linha de transmissão Zf Impedância de falta α Parâmetro de ajuste “inclinação” do relé de subexcitação SIEMENS δ Ângulo de potência ϕ Fluxo magnético θ Ângulo de máximo torque (AMT) λ Parâmetro de ajuste “posição” do relé de subexcitação SIEMENS _____________________________________________________________________________XVII _________________________________________________________ LISTA DE SIGLAS AC Alternating Current AMT Ângulo de Máximo Torque ANSI American National Standards Institute CIGRÉ Conference Internationale des Grands Réseaux Électriques à Haute Tension DC Direct Current IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers MEL Minimum Excitation Limiter (Limitador de Mínima Excitação) MXL Maximum Excitation Limiter (Limitador de Máxima Excitação) ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico Brasileiro OXL Overexcitation Limiter (Limitador de Sobrexcitação) PSS Power System Stabilizer (Estabilizador do Sistema de Potência) PU Por Unidade RAT Regulador Automático de Tensão SEP Sistema Elétrico de Potência Capítulo 1 – Introdução _____________________________________________________________3 _________________________________________________________ em geradores síncronos foi proposta em 1949 por C. R. Mason [1], tendo apresentado um bom desempenho para a finalidade de sua aplicação. Com as mudanças nos valores dos parâmetros elétricos das máquinas e a necessidade de dotar a proteção de melhores condições para discriminar os verdadeiros eventos de perda de excitação, bem como evitar operações indevidas da proteção para oscilações estáveis no sistema, John Berdy [2] revisou a proposta inicial, sugerindo a inclusão de uma segunda unidade offset mho, prática ainda adotada para geradores com reatância síncrona de eixo direto maior que 1,2 pu. A aplicação de uma ou duas unidades offset mho para a detecção da perda de excitação em geradores síncronos sempre suscitou dúvidas entre os especialistas, principalmente quanto ao comportamento da proteção durante a operação do gerador com valores mínimos de excitação, durante oscilações estáveis e durante perturbações em que o sistema elétrico é submetido a condições de subfreqüência. No sistema elétrico interligado brasileiro, foram registradas perturbações que resultaram em significativas oscilações de potência, levando o sistema à situação de instabilidade, nas quais muitas unidades geradoras foram desligadas por atuações indevidas da proteção contra perda de excitação. Além dos aspectos referentes ao desempenho da proteção, um outro problema que se observa é que muitos desligamentos indevidos de unidades geradoras podem acontecer se não houver uma verificação criteriosa da interação entre a proteção contra perda de excitação e o limitador de mínima excitação (MEL), parte integrante do sistema de controle da excitação do gerador. Para determinados distúrbios no sistema elétrico de potência, que levam o gerador a operar subexcitado, poderá haver conflito de competência entre o MEL, que tenderá a comandar o regulador de tensão a fim de evitar que seja ultrapassado o limite de estabilidade permanente, e a proteção Capítulo 1 – Introdução _____________________________________________________________4 _________________________________________________________ contra perda de excitação que, dependendo dos níveis de subexcitação atingidos, poderá vir a promover o desligamento da máquina. Portanto, a aplicação da proteção contra perda de excitação em geradores síncronos deve contemplar os aspectos inerentes à mesma e também sua interface com os controles do sistema de excitação, evitando conflitos e descoordenações por ocasião de distúrbios no sistema elétrico de potência que levem o gerador a operar subexcitado. O problema prático da coordenação proteção x controle da máquina para a operação subexcitada do gerador é uma das motivações deste trabalho que, partindo do entendimento do comportamento do gerador na condição anormal de perda parcial ou total da excitação e do “estado da arte” no que se refere à proteção de geradores síncronos, pretende estabelecer, com a maior amplitude possível, os principais parâmetros e condições a serem observados na aplicação da proteção contra perda de excitação. A metodologia empregada nesta pesquisa utiliza a bibliografia existente e simulações computacionais para a análise do comportamento da proteção e do limitador de subexcitação. 1.2 – ORGANIZAÇÃO DO TRABALHO O trabalho está organizado em mais cinco capítulos, além desta Introdução. O Capítulo 2 descreve uma visão geral das funções de proteção aplicadas a geradores síncronos. São apresentados também os resultados de uma pesquisa feita pela CIGRÈ – Conference Internationale des Grands Réseaux Électriques à Haute Tension junto a concessionárias de energia elétrica, sobre as tendências de aplicação das funções de proteção em função da capacidade da máquina, bem como dos novos desenvolvimentos na área de proteção de geradores síncronos com o advento da tecnologia digital. Capítulo 1 – Introdução _____________________________________________________________5 _________________________________________________________ O Capítulo 3 é dedicado à caracterização do comportamento do gerador síncrono subexcitado, sob o ponto de vista dos possíveis danos à máquina e ao sistema elétrico de potência ao qual o gerador está conectado. O Capítulo 4 apresenta, de forma sucinta, os sistemas de excitação e suas funções de controle. O limitador de subexcitação (MEL) é destacado por ser, dentre os controladores do sistema de excitação, o que mais interessa a esse trabalho. São descritos os modelos recomendados pelo IEEE para o limitador de subexcitação e, através de simulações computacionais que utilizam os programas FLOWINT e MICRODIN, é feita uma avaliação do desempenho dinâmico do limitador. O Capítulo 5 é dedicado integralmente à proteção contra perda de excitação e à filosofia de sua aplicação. É mostrada a evolução da característica contra perda de excitação em geradores síncronos e discutidos os aspectos referentes às características de operação da proteção, ajustes e desempenho operacional frente aos distúrbios a que está sujeito o gerador quando conectado ao sistema elétrico de potência. O problema da coordenação entre a proteção e o limitador de subexcitação é, também, apresentado e discutido. No Capítulo 6 são apresentadas as principais conclusões do trabalho e algumas sugestões de temas para assegurar a sua continuidade, bem como para o prosseguimento de pesquisas em assuntos relacionados. ___________________________________________________________ Capítulo 2 - Proteção de Geradores Síncronos – Visão Geral__ ______________ _______________8 TABELA 1 Principais funções de proteção aplicadas aos geradores síncronos FUNÇÃO ANSI/IEEE DESCRIÇÃO 21 Proteção de Distância 24 Proteção Volts/Hertz 32 Proteção Anti-motorização 40 Proteção contra Perda de Excitação 46 Proteção contra Seqüência Negativa 49 Proteção contra Sobrecarga 51V Proteção de Sobrecorrente com Restrição de Tensão 51GN Proteção de Sobrecorrente no Neutro do Gerador 51TN Proteção de Sobrecorrente no Neutro do Transformador Elevador 59 Proteção contra Sobretensão 59GN Proteção contra Sobretensão no Neutro do Gerador 60 Proteção contra Desequilíbrios de Tensão (Falha de fusíveis no circuito secundário dos TP’s) 61 Proteção contra Falhas entre Espiras do Gerador 64-1 Proteção contra Faltas à Terra no Estator - 100% 64-2 Proteção contra Faltas à Terra no Estator - 95% 64F Proteção contra Faltas à Terra no Rotor 76 Proteção contra Sobrecorrente no Circuito de Campo 78 Proteção contra Perda de Sincronismo 81U/O Proteção contra Sub/Sobrefreqüência 87G Proteção Diferencial do Gerador 87T Proteção Diferencial do Transformador Elevador 87U Proteção Diferencial do Grupo Gerador-Transformador ___________________________________________________________ Capítulo 2 - Proteção de Geradores Síncronos – Visão Geral__ ______________ _______________9 O diagrama unifilar da figura 1 apresenta de forma esquemática as diversas funções de proteção elétricas tipicamente aplicadas a unidades geradoras [3]. Figura 1 – Proteções elétricas tipicamente aplicadas a unidades geradoras [3] ___________________________________________________________ Capítulo 2 - Proteção de Geradores Síncronos – Visão Geral__ ______________ _______________10 Maiores detalhes a respeito do funcionamento e aplicação das diversas funções de proteção de geradores podem ser encontrados nas referências [3] e [4]. 2.3 - APLICAÇÃO DE PROTEÇÃO A GERADORES EM FUNÇÃO DA CAPACIDADE DA MÁQUINA A aplicação das diversas funções de proteção para geradores, conforme comentado anteriormente, leva em conta diversos fatores, dentre eles, o tamanho e capacidade do gerador, o tipo e a importância do mesmo para o sistema. Recente pesquisa empreendida pelo Subcomitê 34.05 da CIGRÉ [5], através de questionários respondidos por concessionárias de energia elétrica, fabricantes de proteções para geradores, empresas de consultoria e produtores independentes de energia de 16 países, apresenta uma visão clara desta diversidade em função do tamanho do gerador protegido. Para efetivar a pesquisa, os geradores foram classificados conforme sua capacidade: § Geradores de pequeno porte - 5 a 20 MW § Geradores de porte moderado - 20 a 50 MW § Geradores de médio porte - 50 a 350 MW § Geradores de grande porte - 350 MW ou mais Os resultados da pesquisa são apresentados na tabela 2. Foram considerados na pesquisa os dois tipos de aterramento mais utilizados para os geradores: aterramento através de alta impedância, normalmente aplicado aos geradores de grande porte, e aterramento através de uma baixa impedância, normalmente utilizado para pequenos geradores. ___________________________________________________________ Capítulo 2 - Proteção de Geradores Síncronos – Visão Geral__ ______________ _______________13 de comunicação e flexibilidade funcional, permitindo a integração de funções de medição, controle, proteção e supervisão. As proteções digitais permitem ainda a implementação de funções de proteção adaptativas; § Facilidades Adicionais – Ferramentas para análise dos defeitos, tais como registros de oscilografia e informações sobre localização de faltas. No que se refere às proteções de geradores, a pesquisa empreendida pela CIGRÉ indicou que as melhorias nas proteções dos geradores mais antigos têm sido atreladas às decisões isoladas de cada companhia. Em alguns casos, estas decisões fazem parte de um projeto maior de automatização das plantas geradoras. As áreas de proteção de geradores melhoradas ou adicionadas, conforme a pesquisa e indicadas pela sua importância pelos entrevistados, são listadas na tabela 3. TABELA 3 Resultados da Pesquisa CIGRÉ - Áreas prioritárias para melhorias na proteção de geradores síncronos [5] ÁREA FUNCIONAL INDICAÇÕES DA PESQUISA Oscilografia / Seqüência de Eventos do Gerador 17% Proteção mais sensível contra Correntes Desbalanceadas (Seqüência Negativa) no Gerador 16% Proteção 100% Falta Terra no Estator 16% Proteção contra Energização Inadvertida do Gerador 15% Proteção contra Perda de Sincronismo do Gerador 15% Proteção contra Falha de Disjuntor do Gerador 10% Trip Seqüencial via potência reversa (para maquinas a vapor) 8% Proteção contra Perda de Excitação em dois níveis 5% ___________________________________________________________ Capítulo 2 - Proteção de Geradores Síncronos – Visão Geral__ ______________ _______________14 Nota-se ainda que as decisões de melhorias coincidem com o aumento da aceitação das proteções digitais para proteger os geradores. À época da pesquisa, 90% dos entrevistados responderam que pretendiam num futuro próximo aplicar relés digitais para a proteção de geradores, sendo que 55% destes para aplicação apenas em novas plantas geradoras e 45% para melhorias nas proteções dos geradores antigos. Esses percentuais tendem a aumentar, já que nos dias atuais a grande maioria dos sistemas de proteção disponíveis no mercado são de tecnologia digital. O desenvolvimento da tecnologia digital, com a produção de microprocessadores a baixo custo, tornou possível o surgimento dos relés digitais multifunção, onde muitas funções de proteção podem ser combinadas em uma mesma unidade. No passado, ao conceber um sistema de proteção para um gerador, o engenheiro de proteção devia levar em conta a redundância necessária para manter a confiabilidade do mesmo. De modo geral, a adição de uma determinada função de proteção deveria ser justificada pelos custos associados. Com a utilização de relés digitais multifunção, a preocupação com a redundância e a confiabilidade continua presente, já que um relé multifunção fora de serviço implica em diversas funções de proteção inoperantes. Entretanto, através de um planejamento adequado, a aplicação dos relés digitais multifunção permite, com custos reduzidos, prover um sistema de proteção que apresente a redundância e a confiabilidade exigidas. Isto pode ser confirmado pelos resultados da pesquisa CIGRÉ, onde 52% dos entrevistados recomendam o uso de relés digitais multifunção na proteção de geradores. No que se refere ao aspecto redundância e confiabilidade, 42% dos entrevistados optaram pela utilização de dois relés digitais multifunção para a proteção de seus geradores, enquanto 20% das respostas indicaram o uso de relés eletromecânicos ou estáticos como back-up do relé digital multifunção. Outras soluções apresentadas foram a utilização de dois pacotes de proteção digital de fabricantes diferentes, incluindo projeto, hardware e software ___________________________________________________________ Capítulo 2 - Proteção de Geradores Síncronos – Visão Geral__ ______________ _______________15 redundantes, duas saídas de trip e duas fontes de alimentação diferentes para os relés. As melhorias na proteção dos geradores síncronos utilizando tecnologia digital ainda são um assunto em discussão. Maiores subsídios sobre essa discussão são oferecidos na referência [9]. Capítulo 3– O Comportamento do Gerador Síncrono Subexcitado 18 ___________________________________________________________ Na figura 2, Ef é a f.e.m. de excitação, Xd é a reatância síncrona de eixo direto, não saturada, e Vt é a tensão nos terminais do gerador. Desprezando-se a resistência da armadura, chega-se à relação: Multiplicando essa relação pelo fator Vt/Xd, obtém-se um diagrama de potências, cujas ordenadas são as potências ativa (P) e reativa (Q) fornecidas pelo gerador. Figura 3 - Plano de potências a partir do diagrama fasorial do gerador síncrono de pólos lisos O segundo quadrante do plano de potências caracteriza o funcionamento do gerador no regime de subexcitação. Do gráfico da figura 3, projetando o segmento AB sobre os dois eixos, obtém-se as seguintes relações: Q Ef.Vt/Xd A -Vt2/Xd P PG Vt.I QG θ δ 0 A B (3.1)jIXd Vt Ef += Capítulo 3– O Comportamento do Gerador Síncrono Subexcitado 19 ___________________________________________________________ Para potência ativa e tensão terminal constantes, o ângulo de potência do gerador síncrono aumenta quando a excitação é diminuída. O valor mínimo de excitação, a partir do qual a máquina perde o sincronismo, é teoricamente atingido para um ângulo δ = 90o , ou: No plano de potências da figura 3 este valor mínimo, que representa o limite de estabilidade para o funcionamento do gerador naquela região, é representado pelo semicírculo em torno do ponto A. Conforme será visto mais adiante, essa limitação é considerada na construção da curva de capabilidade do gerador síncrono. Para o gerador síncrono de pólos salientes, a análise do comportamento em regime de subexcitação é semelhante, porém mais complexa, devido à presença do conjugado de relutância e aos efeitos da saliência dos pólos e das componentes de reação da armadura agindo segundo os eixos direto e em quadratura. A referência [11] apresenta em detalhes uma análise do comportamento de geradores de pólos lisos e de pólos salientes sob o regime de subexcitação. )2.3(en Xd EfVt P δs= (3.3) Xd Vtos Xd EfVt Q 2 −= δc )(3.4 Vt PXd Emin = Capítulo 3– O Comportamento do Gerador Síncrono Subexcitado 20 ___________________________________________________________ 3.3 – A CURVA DE CAPABILIDADE Curva de operação ou curva de capabilidade de um gerador síncrono é o gráfico plotado sobre um plano de coordenadas P x Q (potência ativa x potência reativa) que define os limites operativos da máquina em regime permanente e sob condições pré-determinadas. Estes limites são baseados nas características de projeto e construção da máquina que influenciam e determinam limitações de sua capacidade de operação. A utilização das curvas de capabilidade oferece as seguintes vantagens: § conhecimento pleno de toda a faixa de operação do gerador, permitindo uma exploração mais favorável de suas potencialidades; § aplicação nos estudos de planejamento da operação do sistema como, por exemplo, utilização de reservas de reativos disponíveis para melhoria da regulação e compensação do sistema ao qual está conectado o gerador; § aplicação nos estudos de comportamento da máquina frente às variações nos parâmetros do sistema, como tensão ou freqüência, e sob condições normais ou anormais de operação. As técnicas de traçado das curvas de capabilidade são detalhadas em [12]. Os princípios em que se fundamentam as curvas são os mesmos para as máquinas de pólos lisos e salientes, a menos de pequenas diferenças relativas à presença do conjugado de relutância devido à forma dos pólos das máquinas de pólos salientes. Também é usual desprezar o efeito da resistência de armadura e o efeito da saturação sobre as reatâncias da máquina. A curva de capacidade própria de cada gerador, função de suas características de projeto e construção, dependem fundamentalmente de sua tensão de operação. Por isso, é comum traçar uma família de curvas de capabilidade para o gerador, tendo como referência a sua tensão nominal. Na prática, costuma-se traçar três curvas para as tensões terminais Vt=95%, Vt=100% e Vt=105%, mantendo-se a freqüência constante e igual à nominal. Capítulo 3– O Comportamento do Gerador Síncrono Subexcitado 23 ___________________________________________________________ e) Limite de Excitação Mínima (Efd) : É a limitação representada pelo trecho FG da curva de capabilidade apresentada na figura 4. A fixação de um nível mínimo de excitação aceitável evita que, sob condições de operação com fatores de potência altamente capacitivos, o gerador seja levado a operar próximo aos pontos inferiores do limite teórico de estabilidade, o que pode provocar a perda de controle sobre o mesmo, bem como sobreaquecimento de partes do estator e do rotor da máquina. Geralmente estabelece-se um limite mínimo de 5% a 10% da excitação nominal. O pleno conhecimento dos limites da curva de capabilidade é importante para permitir a exploração máxima da capacidade do gerador, de modo especial a sua capacidade de fornecer ou absorver reativos, permitindo atender às demandas do sistema elétrico, contribuindo para a estabilidade e prevenindo possíveis colapsos de tensão [13] [14] [15] [16]. S’ S 0,1 Pn 0,1 Pn ( l ) ( 2 ) P A F B C O’ G O D E ( 1 )Limite Teórico de Estabilidade ( 2 )Limite Prático de Estabilidade Q Figura 5 - Limites teórico e prático de estabilidade para um gerador síncrono Capítulo 3– O Comportamento do Gerador Síncrono Subexcitado 24 ___________________________________________________________ Em resumo, são os seguintes os fatores limitantes da operação do gerador síncrono: - Tensão terminal (Vt); - Corrente de armadura (Ia); - Corrente de campo (If); - Limite de estabilidade; - Excitação mínima permissível; - Capacidade da máquina primária (turbina). 3.4 – O GERADOR SÍNCRONO SUBEXCITADO Com a expansão dos modernos sistemas de potência no final da primeira metade do século passado, problemas relacionados à estabilidade passaram mais e mais a influenciar o projeto e a operação dos mesmos. Neste contexto, a operação do gerador síncrono em regime de subexcitação também foi examinada, devido à sua aplicação para atender a situações decorrentes desta expansão, tais como o atendimento a grandes blocos de cargas afastados dos centros de geração, ou a necessidade de controle de tensão e reativos em determinadas áreas do sistema. Analisando as diversas razões que podem levar os geradores a operarem na região de subexcitação [17], pode-se dividi-las em dois grandes grupos: § Medidas Operativas – A operação do gerador na região de subexcitação pode ocorrer intencionalmente, seja para o controle de tensão, seja para o controle do nível de reativos no sistema. Em alguns casos, os geradores conectados a linhas de transmissão longas e com baixo carregamento podem operar subexcitados, visando controlar a tensão e o grande fluxo de reativos gerado nestes circuitos. Por outro lado, a capacidade de operação na região de subexcitação pode ser utilizada favoravelmente como uma reserva de reativos para possíveis contingências que possam levar o sistema a um colapso de tensão. A prática normal, entretanto, é evitar a Capítulo 3– O Comportamento do Gerador Síncrono Subexcitado 25 ___________________________________________________________ operação do gerador subexcitado e utilizar capacitores e reatores shunt chaveados, conforme a conveniência. § Falhas ou Ocorrências no Sistema – O gerador síncrono pode também ser levado a operar de forma involuntária na região de subexcitação, em decorrência de falhas internas em seu sistema de excitação ou, num caso extremo, na perda total da alimentação de campo (no caso, por exemplo, de um desligamento acidental do disjuntor de campo). Pode acontecer, também, quando de distúrbios no sistema elétrico de potência que provoquem a formação de “ilhas”, onde o equilíbrio carga x geração fique comprometido. Neste caso, é necessária uma súbita redução nos níveis de excitação, através da ação dos reguladores de tensão, de forma a manter a tensão do sistema em níveis aceitáveis, o que leva os geradores à condição de subexcitação até que o equilíbrio seja restabelecido. A operação intencional de geradores síncronos com baixa excitação visando solucionar problemas relativos à operação do sistema é pouco citada na literatura. As referências encontradas tratam da operação subexcitada para controle de reativos em grandes eixos de transmissão pouco carregados [18] ou para regulação de tensão em uma determinada área do sistema elétrico de potência [19]. Por outro lado, outras referências procuram analisar o problema da operação subexcitada de geradores síncronos, do ponto de vista dos limites impostos à estabilidade do sistema [20] [21] e dos riscos e danos a que está sujeito o gerador, principalmente os danos provocados pelo aquecimento na região final do estator [22] [23]. É importante frisar que a operação dos geradores síncronos na região de subexcitação é considerada aceitável, atualmente, somente quando o sistema de excitação é controlado por um moderno regulador de tensão, de alto ganho e resposta rápida, equipado com um limitador de mínima excitação, cujo ajuste prevê coordenação com os limites térmicos e de estabilidade da máquina. Capítulo 3– O Comportamento do Gerador Síncrono Subexcitado 28 ___________________________________________________________ Um gerador operando intencionalmente na região de subexcitação provoca, também, uma drenagem de potência reativa do sistema elétrico ao qual se encontra conectado. Se a demanda de potência reativa das máquinas remanescentes não é muito grande e se as mesmas contarem com reguladores de tensão de ação rápida, o sistema pode suprir a demanda de potência reativa solicitada pelo gerador subexcitado, sem que haja uma redução muito grande nos níveis de tensão. Entretanto, se a demanda de potência reativa é tal que provoca uma redução geral nos níveis de tensão do sistema, os limites de sincronismo dos demais geradores são reduzidos e o sistema é levado à instabilidade. 3.4.2 – Os Danos para o Gerador Além dos possíveis danos à estabilidade do sistema elétrico de potência, que pode ser levado até a um colapso de tensão, um outro aspecto a ser enfocado é o dano em potencial para o gerador, quando ocorre uma súbita perda de excitação ou mesmo durante a operação em regime permanente sob fatores de potência em avanço. O problema dos danos causados ao gerador durante a operação na região de subexcitação refere-se principalmente ao aquecimento de partes da estrutura final do estator. Este fenômeno tem sido detectado desde a década de 20. Nesta época, as máquinas utilizavam materiais magnéticos na construção da estrutura final do estator, o que foi apontado por alguns autores [19] [23] como um fator que contribuía para aumentar os danos ao gerador. Este fenômeno físico é explicado pela ação de diversos componentes de fluxo magnético na região final do estator e, apesar de ser comum aos geradores hidráulicos e aos turbogeradores, a literatura trata do problema relacionado somente a este segundo grupo. A figura 8 ajuda a compreender o fenômeno físico. Ela apresenta a ação de diversos componentes de fluxo nas chamadas “cabeças de bobinas”, na região final do estator [24]. Capítulo 3– O Comportamento do Gerador Síncrono Subexcitado 29 ___________________________________________________________ Todas as máquinas possuem enlace de fluxo de reação de armadura nos finais do estator. Este enlace de fluxo, por sua vez, é composto por três componentes, conforme a figura 8. Durante a operação subexcitada, os requisitos de magnetização do gerador são principalmente derivados do sistema de potência, via corrente do estator. A corrente de campo é relativamente baixa e o fluxo resultante (verde) é também pequeno. Em contraste com isto, as outras duas componentes de fluxo, isto é, o enlace de fluxo do enrolamento final do estator (vermelho) e o fluxo principal (azul) contribuem significativamente para o fluxo resultante produzido na região final dos dentes do estator. As correntes de fuga induzidas são produto da adição das componentes axiais destes três fluxos. Estas correntes, agindo sobre um volume relativamente pequeno de material, produzem temperaturas elevadas, que resultam em danos, às vezes em questão de minutos. A figura 9 ilustra o relacionamento existente entre a corrente de campo e o enlace de fluxo na região final do estator, que produz o aquecimento. Valores normais de corrente de campo mantêm saturados os anéis de retenção, de modo que somente uma pequena quantidade de fluxo percorre o caminho de baixa relutância existente na região final do estator. Com a redução da excitação, correspondente à operação da máquina com fatores de potência em avanço, não acontece totalmente a saturação dos anéis de retenção. Isto provoca um aumento no enlace de fluxo na região final da armadura, causando aquecimento e sérios danos ao isolamento. Capítulo 3– O Comportamento do Gerador Síncrono Subexcitado 30 ___________________________________________________________ Figura 8 – Composição dos fluxos na região final do estator [24] Fluxo Principal Enlace de Fluxo do Enrolamento Final do Estator Enlace de Fluxo do Enrolamento Final do Rotor Enlace de Fluxo Resultante no Dente do Estator Capítulo 4– Sistemas de Excitação e suas Funções de Controle 33 ___________________________________________________________ coordenação adequada entre as características de operação do limitador de subexcitação e da proteção contra perda de excitação. Neste capítulo é apresentada uma visão geral de alguns sistemas de excitação da máquina síncrona, privilegiando a apresentação das funções de controle agregadas aos mesmos, normalmente denominadas “limitadores”. De forma especial, é avaliado o desempenho do limitador de subexcitação para posterior exploração dos problemas inerentes ao funcionamento da máquina síncrona subexcitada e suas interações com o sistema de proteção convencional. 4.2 – VISÃO GERAL DOS SISTEMAS DE EXCITAÇÃO A função básica de um sistema de excitação é prover corrente contínua para o enrolamento de campo da máquina síncrona. Adicionalmente, o sistema de excitação oferece funções de controle e proteção responsáveis pelo desempenho satisfatório da máquina e do sistema de potência ao qual a mesma está conectada. Isto se dá através do controle da tensão de campo e, portanto, da corrente de campo. As funções adicionais de controle e proteção de um sistema de excitação realizam as seguintes funções: § controle de tensão; § controle do fluxo de potência reativa; § manutenção da estabilidade do sistema; § limitação do funcionamento da máquina e do próprio sistema de excitação dentro de limites pré-estabelecidos. Os requisitos de desempenho de um sistema de excitação são determinados sob o ponto de vista do próprio gerador e do ponto de vista do sistema de potência. Do ponto de vista do gerador, o desempenho é limitado por limites térmicos e de estabilidade traduzidos na curva de capabilidade do gerador. Já Capítulo 4– Sistemas de Excitação e suas Funções de Controle 34 ___________________________________________________________ do ponto de vista do sistema elétrico de potência, o sistema de excitação deve contribuir para o controle de tensão e responder rapidamente aos distúrbios visando manter a estabilidade do sistema. Um sistema típico de controle da excitação de um gerador síncrono é apresentado no diagrama de blocos da figura 10. Figura 10 – Diagrama de blocos de um sistema de controle da excitação de um gerador síncrono 4.2.1 – Classificação dos Sistemas de Excitação Os sistemas de excitação podem ser classificados em três categorias conforme a fonte de potência de excitação [25] [26]: § sistemas de excitação DC (Direct Current); § sistemas de excitação AC (Alternating Current); § sistemas de excitação estáticos. Limitadores e Circuitos de Proteção Transdutor de Tensão Terminal e Compensador de Carga Gerador Estabilizador do Sistema de Potência (PSS) Excitatriz Regulador Ref . Para SEP Capítulo 4– Sistemas de Excitação e suas Funções de Controle 35 ___________________________________________________________ 4.2.1.1 – Sistemas de Excitação DC Os sistemas de excitação DC, muito utilizados entre as décadas de 20 a 60, utilizam geradores de corrente contínua como fontes de potência de excitação, fornecendo corrente para o rotor da máquina síncrona através de anéis coletores. Com o advento dos sistemas de excitação AC e dos estáticos, os sistemas de excitação DC foram gradualmente desaparecendo. A figura 11 apresenta um exemplo de um sistema de excitação DC. Figura 11 – Sistema de excitação DC 4.2.1.2 – Sistemas de Excitação AC Os sistemas de excitação AC utilizam máquinas de corrente alternada, normalmente acoplados ao mesmo eixo do gerador principal, como fontes de potência de excitação. A saída AC da excitatriz é retificada por retificadores trifásicos (Pontes de Graetz), controlados ou não, produzindo corrente contínua para o campo do gerador. Anel Coletor Reostato de Campo TP TC Campo Armadura Campo Armadura Regulador de Tensão Excitatriz DC Gerador Principal Capítulo 4– Sistemas de Excitação e suas Funções de Controle 38 ___________________________________________________________ 4.3 – OS CONTROLADORES DO SISTEMA DE EXCITAÇÃO A introdução das funções de controle do sistema de excitação se deu nos anos 50 e 60, juntamente com a introdução dos reguladores de tensão de ação contínua, como resposta aos problemas de estabilidade introduzidos pela expansão dos modernos sistemas de potência. Posteriormente, a introdução dos sistemas de excitação de ação rápida e dos estabilizadores dos sistemas de potência (PSS – Power System Stabilizers) permitiu maiores ganhos na mitigação dos problemas de estabilidade. As funções de controle do sistema do regulador de tensão não afetam o sinal de saída da excitação durante condições de operação normal. Elas somente atuam durante condições severas nas quais a máquina é levada a operar além dos limites de operação previamente definidos. A ação dos limitadores visa modificar o sinal de saída da excitação de modo que a máquina retorne a um ponto seguro de operação. Os modernos sistemas de excitação incluem várias funções de controle associadas ao regulador automático de tensão (RAT): § Limitador de corrente de campo ou de sobreexcitação; § Limitador de corrente de armadura; § Limitador da relação tensão/freqüência (Limitador V/Hz); § Limitador de subexcitação § Estabilizador do sistema de potência (PSS). Estes controladores serão apresentados de forma sucinta nos subítens a seguir [25] [26], à exceção do limitador de subexcitação que será apresentado em detalhes no item 4.4. Capítulo 4– Sistemas de Excitação e suas Funções de Controle 39 ___________________________________________________________ 4.3.1 – O Limitador de Corrente de Campo O limitador de corrente de campo, também chamado de limitador de sobreexcitação (OXL - Overexcitation Limiter) ou limitador de máxima excitação (MXL - Maximum Excitation Limiter) é implementado para proteger o gerador contra sobreaquecimentos decorrentes de sobrecorrente prolongada no circuito de campo, o que pode ocorrer se o ponto de operação do gerador estiver na região de sobreexcitação, do lado direito da curva de capabilidade. A implementação do limitador de corrente de campo leva em conta a capacidade de sobrecarga permissível para o enrolamento de campo e sua característica depende do fabricante. Esta capacidade de sobrecarga obedece normalmente à norma ANSI C50.13-1977 . De modo geral, a função de limitação da sobreexcitação detecta a sobrecorrente no enrolamento de campo e, após certo tempo, age através do regulador AC reduzindo a corrente de campo a valores nominais. A característica normalmente implementada no OXL obedece a dois tipos: a) tempo definido; b) tempo inverso. O limitador com característica de tempo definido opera quando a corrente de campo excede o valor de pick-up fixado para um determinado tempo, sem levar em conta o nível de sobreexcitação. Já o limitador com característica de tempo inverso obedece a uma curva de operação que permite a coordenação com a característica da capacidade térmica do enrolamento de campo, figura 14. A referência [27] apresenta em detalhes o modelo IEEE para o limitador de corrente de campo, enquanto a referência [28] discute aspectos da aplicação, ajustes e testes deste controlador. Capítulo 4– Sistemas de Excitação e suas Funções de Controle 40 ___________________________________________________________ Figura 14 – Coordenação do limitador de sobreexcitação com a capacidade térmica do enrolamento de campo do gerador [27] Recentemente tem aumentado muito o interesse pelo estudo dos fenômenos relativos à estabilidade de tensão nas áreas de planejamento e operação de sistemas de potência. A existência de cenários em que o sistema opera com reduzidas margens de estabilidade de tensão, devido ao aumento da carga e suporte inadequado de reativos, tem levado os especialistas a considerarem o impacto do limitador de sobreexcitação na estabilidade de tensão do sistema de potência. A referência [29] apresenta uma análise deste impacto, a partir da análise de três distúrbios no sistema de 750 kV de uma concessionária brasileira de energia elétrica, nos quais o limitador de sobreexcitação, atuando sob condições de alto carregamento, contribuiu para o colapso de tensão no sistema. 30 60 Efd (pu) Limitador de Sobreexcitação 120 90 1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6 Capacidade Térmica do Enrolamento de Campo T (Segs.) Capítulo 4– Sistemas de Excitação e suas Funções de Controle 43 ___________________________________________________________ Maiores informações sobre a modelagem e a aplicação do limitador V/Hz nos modernos sistemas de excitação são apresentados nas referências [27] e [28]. 4.3.4 – O Estabilizador do Sistema de Potência (PSS) O Estabilizador do Sistema de Potência (PSS – Power System Stabilizer) tem como função básica prover amortecimento para as oscilações do rotor do gerador, decorrentes de perturbações diversas. Isso é feito através da utilização de sinais auxiliares de estabilização para controle da excitação da máquina. Os sinais estabilizadores mais utilizados para prover este amortecimento são derivados da potência elétrica, da freqüência ou da potência acelerante da máquina. Através desses sinais, o PSS deve produzir uma componente do conjugado elétrico em fase com as variações de velocidade do rotor. Mais detalhes sobre a aplicação e o modelo matemático do PSS podem ser encontrados em [25]. 4.4 – O LIMITADOR DE SUBEXCITAÇÃO 4.4.1 - Introdução No Capítulo 3 desta dissertação foram apresentados os problemas relativos à operação do gerador síncrono na região de subexcitação e os danos que este regime de operação pode provocar no sistema elétrico de potência ao qual o gerador se encontra conectado, bem como os danos a que está sujeita a máquina caso este regime de operação seja mantido por um longo tempo, com a manutenção do ponto de operação do gerador próximo de seu limite de estabilidade. Capítulo 4– Sistemas de Excitação e suas Funções de Controle 44 ___________________________________________________________ Para prover proteção adequada à operação do gerador nesta região da curva de capabilidade, o Limitador de Subexcitação, também chamada Limitador de Mínima Excitação (MEL - Minimum Excitation Limiter ou UEL - Under Excitation Limiter) age sobre o sistema de excitação do gerador, do qual é parte integrante, sempre que o nível de excitação chega a limites muito baixos, com riscos para a estabilidade da máquina. A ação do limitador é no sentido de forçar o regulador de tensão a controlar o nível da excitação, retornando o ponto de operação do gerador para valores seguros. Além de evitar a perda de sincronismo, devido ao baixo nível de excitação, a ação do limitador contribui para evitar a operação subexcitada que pode conduzir a sobreaquecimentos das partes finais do estator da máquina síncrona. Limites de excitação mínima têm sido utilizados desde as primeiras aplicações de reguladores de tensão para máquinas síncronas [30] [31]. No início, a utilização desses limites buscou prevenir tanto a operação do gerador abaixo de um determinado nível de excitação associado ao aquecimento excessivo da estrutura final do estator quanto a operação além do limite de estabilidade permanente. Construtivamente, o limitador é sensível à combinação da corrente e tensão terminal da máquina síncrona ou à combinação das potências ativa e reativa. A limitação é feita através da combinação destes sinais de entrada, que são comparados com níveis de referência ou características. Se um nível de referência ou característica pré-estabelecida é ultrapassada pela combinação dos sinais de entrada, um sinal de saída resultante do MEL tornar-se-á parte do controle do sistema de excitação. O modo como os limites de mínima excitação são construídos e uma análise matemática detalhada de seus efeitos são apresentados na referência [32]. Capítulo 4– Sistemas de Excitação e suas Funções de Controle 45 ___________________________________________________________ 4.4.2 – Modelos IEEE de Limitadores de Subexcitação Além de sua aplicação com o propósito de limitar a excitação em regime permanente, evitando desta forma a violação dos limites de subexcitação, o limitador de subexcitação também possui características dinâmicas, que são importantes por sua influência na operação do sistema elétrico, como será visto mais adiante. Desta forma, torna-se importante conhecer e aplicar modelos apropriados de MEL, naqueles casos em que a presença deste controlador tem efeito significativo no desempenho dinâmico do sistema. Para atender uma longa faixa de aplicações do limitador de subexcitação, a referência [33] apresenta três modelos de limitadores recomendados pelo IEEE Task Force on Excitation Limiters. As características de limitação são normalmente plotadas em termos de potência ativa e reativa, no plano P x Q, embora em muitos casos os limites especificados em MW e MVAR sejam dependentes da tensão terminal. Os modelos de limitadores de subexcitação recomendados são: § característica circular (MEL tipo 1) § característica de linha reta (MEL tipo 2); § característica multisegmentos de reta (MEL tipo 3). 4.4.2.1 – Limitador de Característica Circular O modelo 1 sugerido pelo IEEE tem uma característica circular no plano P x Q e utiliza como parâmetros de entrada os fasores de corrente (IT) e tensão terminal (VT) e um sinal de estabilização VF, conforme pode ser visto na figura 15. Capítulo 4– Sistemas de Excitação e suas Funções de Controle 48 ___________________________________________________________ Figura 17 – Característica de operação do MEL tipo 2 [32] 4.4.2.3 – Limitador de Característica Multisegmentos de Reta O terceiro modelo de limitador de subexcitação sugerido pelo IEEE tem característica semelhante ao modelo 2 permitindo, porém, até quatro segmentos para construir a característica do limitador no plano P x Q, figura 18. Figura 18 – Característica de operação do MEL tipo 3 [33] Capítulo 4– Sistemas de Excitação e suas Funções de Controle 49 ___________________________________________________________ 4.4.3 – Avaliação do Comportamento Dinâmico do MEL O desempenho dinâmico do limitador de subexcitação pode ter um impacto significativo em algumas perturbações severas no sistema elétrico, devido à alteração dos limites de estabilidade em determinadas condições operativas [34]. A verificação do desempenho dinâmico do limitador, através de sua representação nos estudos de estabilidade, é particularmente interessante para estabelecer limites mais reais para a operação dos geradores síncronos na região de subexcitação e facilitar a análise do sistema elétrico de potência em condições degradadas pós-distúrbios [35]. Essa verificação se utiliza, de modo especial, de testes de campo para avaliar o comportamento dinâmico do limitador [28] [36]. Para verificar o desempenho dinâmico do limitador de subexcitação, foram realizadas simulações utilizando os programas de fluxo de potência FLOWINT e de estabilidade TRANSDIR/MICRODIN [37]. O Apêndice A deste trabalho apresenta exemplos de relatórios de saída dos dois programas. O programa Flowint é um programa de análise de redes em sistema elétricos de potência, iterativo, elaborado pela Eletrobrás S/A devido à necessidade das concessionárias de energia elétrica brasileiras de um programa de fluxo de potência em ambiente de microcomputador. Este programa possui a seguinte capacidade: § Barras – 3000 § Barras swing – 250 § Barras de geração – 750 § Circuitos – 5000 § Transformadores – 1000 § Transformadores Elevadores – 1000 § Elos D.C. – 10 Capítulo 4– Sistemas de Excitação e suas Funções de Controle 50 ___________________________________________________________ Já o programa Microdin é um programa de análise de transitórios eletromecânicos, adequado para a realização de simulações de estabilidade como as que serão desenvolvidas nesta dissertação. A capacidade do programa é a seguinte: § Barras – 3000 § Circuitos – 5500 § Transformadores – 1000 § Transformadores defasadores – 50 § Rotores – 250 As simulações foram efetuadas para o caso exemplo de uma usina hidroelétrica com três geradores e seus respectivos transformadores elevadores, conectada a um barramento infinito através de duas linhas de transmissão, conforme o diagrama da figura 19. Figura 19 – Configuração do sistema elétrico da simulação G3 G2 G1 Barra Infinita Infinita ~ ~ ~ T1 T2 T3 13,8 kV 13,8 kV 500 kV LT1 1 LT2 2 13,8 kV Capítulo 4– Sistemas de Excitação e suas Funções de Controle 53 ___________________________________________________________ obtidos como resultado das simulações de diversas condições de operação do gerador, com e sem a presença do limitador de subexcitação [38]. 4.4.3.1 – Caso 1 - Máquina Operando fora da Região de Subexcitação Nesta simulação observa-se, a partir dos resultados do fluxo de potência, os geradores operando com sua potência nominal (170 MW). Assim, os geradores estão normalmente sobrexcitados, operando do lado direito (superior) da curva de capabilidade, fornecendo para o sistema uma potência ativa P = 170 MW e uma potência reativa Q = 23,8 MVAR. Na simulação no programa Microdin, foi aplicado um degrau de tensão negativo (-3,0%) na entrada do Regulador Automático de Tensão (RAT). Esta operação obriga o sistema de excitação do gerador sob análise a absorver mais reativos para manter estável a sua tensão terminal. Como é visto a seguir, o limitador de subexcitação mostrou-se inoperante, já que a máquina está fora da região de subexcitação. O gráfico da figura 21 mostra a variação da potência ativa fornecida pelo gerador G1 ao sistema. Figura 21 – Variação da potência ativa – simulação do caso 1 Capítulo 4– Sistemas de Excitação e suas Funções de Controle 54 ___________________________________________________________ Pode-se notar uma pequena redução no fornecimento de potência ativa, logo após a aplicação do degrau de tensão, porém, em poucos segundos, o gerador retoma o nível de potência ativa de saída. Já a tensão terminal e a potência reativa, figuras 22 e 23, sofrem uma redução significativa. A máquina passa a absorver reativos do sistema, mantendo o novo patamar alcançado, sem correção. Não há nenhuma ação de controle do limitador, já que o ponto de operação alcançado, após a aplicação do degrau negativo de tensão ( 170 MW - 30 MVAR), não foi suficiente para levar a máquina à região de atuação do limitador de subexcitação. Figura 22 – Variação da tensão terminal – simulação do caso 1 Capítulo 4– Sistemas de Excitação e suas Funções de Controle 55 ___________________________________________________________ Figura 23 – Variação da potência reativa – simulação do caso 1 Finalmente, a tensão de campo sofre um afundamento, seguido de recuperação, porém sem atuação efetiva do limitador, figura 24. Figura 24 – Variação da tensão de campo – simulação do caso 1 Capítulo 4– Sistemas de Excitação e suas Funções de Controle 58 ___________________________________________________________ Figura 26 – Variação da potência reativa – simulação do caso 2 Com a utilização do limitador pode-se ainda notar uma atuação mais efetiva da tensão de campo, evitando um afundamento da tensão do gerador, figura 27. Figura 27 – Variação da tensão de campo – simulação do caso 2 Capítulo 4– Sistemas de Excitação e suas Funções de Controle 59 ___________________________________________________________ Finalmente, o gráfico da figura 28 apresenta a tensão na saída do bloco do limitador de subexcitação, demonstrando a atuação do mesmo no sentido de trazer de volta o ponto de operação do gerador. Figura 28 – Saída do bloco do limitador de subexcitação – simulação do caso 2 A entrada do ponto de operação do gerador G1 na região proibida de operação, que pode corresponder a uma perda parcial ou total do campo da máquina, também afeta o comportamento de outras máquinas do sistema. Entretanto, a potência reativa drenada pelo gerador G1 subexcitado, até a ação de controle do seu limitador de subexcitação, foi fornecida principalmente pelo Sistema, enquanto os níveis de reativo dos geradores G2 e G3, ligados ao mesmo barramento de G1, permaneceram praticamente sem variação. Capítulo 4– Sistemas de Excitação e suas Funções de Controle 60 ___________________________________________________________ 4.4.3.2.2 – Caso 3 - Limitador de Subexcitação fora de Serviço A simulação é a mesma realizada no item 4.2.1, porém o limitador está agora desligado. Figura 29 – Variação da tensão terminal - simulação do caso 3 Figura 30 – Variação da potência reativa - simulação do caso 3 Capítulo 5 - Proteção contra Perda de Excitação em Geradores Síncronos 63 ___________________________________________________________ os diversos parâmetros de ajustes para a proteção com característica offset mho e suas implementações posteriores. 5.2 – EVOLUÇÃO DA CARACTERÍSTICA OPERACIONAL DA PROTEÇÃO A primeira solução encontrada na bibliografia [39] para a detecção da perda de excitação em geradores síncronos foi a aplicação de um relé de subcorrente com o objetivo de dar um alarme no caso da corrente de campo cair abaixo do valor ajustado para a operação do relé. Essa solução, entretanto, apresentava limitações e riscos no caso de operação sob condições de fator de potência adiantado (“line charging”), o que tornaria necessária a redução da corrente de campo para valores abaixo do pick-up do relé. Neste caso, o operador deveria atentar para a redução da corrente de campo, desconectando o circuito de alarme. Uma nova etapa na busca de uma melhor proteção de perda de excitação foi a adoção do relé de corrente reativa [40]. Esta aplicação propunha a utilização de um relé de sobrecorrente trifásico, direcional, polarizado para medir a corrente que flui do sistema para a máquina no momento de uma perda de excitação. Este novo sistema de proteção empregava ainda um relé de subtensão para supervisão, cujos contatos eram ligados em série com os contatos do relé de corrente reativa. O relé de corrente reativa apresentava uma melhor seletividade em relação às proteções de subcorrente de campo e subtensão, já que obedecia a uma característica inversa tempo x corrente e era sensível a praticamente todos os eventos que provocavam uma perda parcial ou total do campo do gerador. No início dos anos 50, as soluções de proteção até então empregadas para detecção da condição de perda de excitação passaram por um exame crítico dos especialistas, devido à crescente utilização de geradores subexcitados em períodos de carga leve [18] [19] [20]. Esse modo de operação dos geradores trouxe dificuldades para o ajuste da proteção, que apresentava limitações para Capítulo 5 - Proteção contra Perda de Excitação em Geradores Síncronos 64 ___________________________________________________________ discriminar corretamente uma situação de operação na região de subexcitação e uma situação de perda parcial ou total da excitação. Também era aventada a hipótese de que o aumento no tamanho dos geradores, aliado às reduções na reserva de potência reativa do sistema, poderia estar contribuindo para o aumento das danosas conseqüências resultantes de uma perda de excitação, principalmente no que se refere à manutenção da estabilidade do sistema. Um estudo mais apurado das características de perda de excitação, confrontando-as com as características de oscilação de potência e perda de sincronismo, bem como o desenvolvimento de novos sistemas de proteção baseados na impedância medida no momento do defeito (relés de distância) levou ao aparecimento de uma nova proposta para a proteção contra a perda de excitação. Antes, contudo, de apresentar essa nova proposta para a proteção contra a perda de excitação, faz-se necessário apresentar como é utilizado o Plano de Impedâncias (Plano R-X) na análise do desempenho de proteções e na análise de fenômenos dinâmicos como as características de perda de excitação e de perda de sincronismo, bem como os princípios de operação dos relés de distância. 5.2.1 - Transformação de Coordenadas do Plano P-Q para o Plano R-X Com a expansão do sistema elétrico de potência tornou-se necessária, nos estudos, a análise de problemas de estabilidade associados à operação de linhas de transmissão com alto carregamento. A exigência de maior confiabilidade levou à aplicação de proteções que respondessem a mais de um parâmetro, fazendo com que a técnica de proteção de distância passasse a substituir, em muitos casos, as proteções baseadas em sobrecorrente. Esta técnica envolve relações mais complexas entre tensão, corrente e ângulo de fase. Capítulo 5 - Proteção contra Perda de Excitação em Geradores Síncronos 65 ___________________________________________________________ Ao mesmo tempo, devido às diversas condições operativas a que pode estar submetido o sistema elétrico de potência, tornou-se necessário representar em um mesmo plano não só as características da proteção, como também a evolução dos parâmetros do sistema que ajudassem a compreender o desempenho do dispositivo de proteção sob determinadas condições. Para isto, a utilização do Plano R-X permitiu uma melhor visualização destes parâmetros. A referência [41] apresenta as vantagens da utilização do Plano R-X para a análise do comportamento do sistema e da proteção, baseando-se em dois pontos: § As características ôhmicas dos relés de proteção podem ser mostradas com simplicidade, já que as mesmas podem ser plotadas em termos de apenas duas variáveis, R e X (ou Z e θ); § As condições operativas do sistema que afetam a operação dos relés podem ser mostradas em um mesmo plano. Conforme visto nos Capítulos 2 e 3, a análise da operação da máquina síncrona na região de subexcitação é feita utilizando-se a curva de capabilidade do gerador, construída no Plano P-Q. Entretanto, nas situações em que a análise da operação da máquina nesta região exigir o envolvimento da proteção contra perda de excitação do gerador, é necessária a representação dos limites de operação da máquina e da característica de operação do relé em um mesmo plano, seja o plano P-Q ou o Plano R-X, e estabelecer as equações que relacionam os pontos representados nos dois planos. Para encontrar as equações que relacionam os pontos nos Planos P-Q e R-X, é utilizado o circuito da figura 32, que representa a situação de um gerador alimentando uma carga equivalente em condição de regime permanente senoidal trifásico equilibrado: Capítulo 5 - Proteção contra Perda de Excitação em Geradores Síncronos 68 ___________________________________________________________ 5.2.2 – Fundamentos de Relés de Distância As funções de proteção de distância, introduzidas a partir da década de 20, têm sido utilizadas ao longo de muitos anos, desde os tipos originais baseados em tecnologia eletromecânica, passando por implementações com tecnologia estática e mais recentemente por implementações com tecnologia digital. Originalmente propostos para a proteção de linhas de transmissão (Função ANSI 21), os relés de distância têm seu modo de operação baseado na medida e avaliação da impedância entre o ponto de localização do relé e o ponto de falta no momento de um curto-circuito. O valor medido é comparado com um valor pré-definido de impedância ajustado no relé, e que determina o alcance do mesmo. A proteção de distância é mais rápida e mais seletiva que a proteção de sobrecorrente. Também é menos afetada pelas mudanças na impedância da fonte e pelas condições do sistema. Devido às características inerentes à proteção de distância, sua aplicação também é encontrada para a detecção de oscilações estáveis, perdas de excitação e perdas de sincronismo. Os relés de distância são classificados de acordo com o seu princípio de medição, o que determina o tipo de característica de operação, normalmente plotada no Plano R-X. Assim, têm-se relés de impedância, de admitância ou do tipo mho, relé de reatância e relé de característica quadrilateral. Também é possível a construção de características mais complexas através da combinação de uma ou mais características dentre as citadas anteriormente. A figura 33 apresenta a característica de operação de um relé de distância do tipo mho, com um alcance de Z ohms. Capítulo 5 - Proteção contra Perda de Excitação em Geradores Síncronos 69 ___________________________________________________________ Figura 33 – Característica de operação do relé de distância do tipo mho A característica de operação da proteção está representada no Plano R-X, com todos os vetores impedância multiplicados pela corrente I. O relé de distância do tipo mho utiliza a corrente e a tensão medidas no relé para determinar se a impedância da falta está dentro da característica da proteção. Isso é feito através da comparação entre os ângulos da quantidade de operação (IZ-V) e a quantidade de polarização (V, onde V = I x Zf), denominado β na figura 33. Se o ângulo β é menor ou igual a 90º, a impedância de falta Zf estará situada dentro do círculo característico da proteção e o relé operará. Caso o ângulo β seja maior que 90º, o vetor impedância de falta Zf estará situado fora da característica e a proteção não operará. Quando os fasores V e IZ estiverem em fase, com  V menor que IZ, β será igual a zero e a saída será máxima no relé. Daí ser comum chamar o ângulo θ de ângulo de máximo torque (AMT) da proteção. IX IR IZ V IZ-V θ β ~ Zf V = I x Zl I I Zs Zl Relé de Distância (ANSI 21) E Capítulo 5 - Proteção contra Perda de Excitação em Geradores Síncronos 70 ___________________________________________________________ Uma variação da característica apresentada anteriormente, até hoje utilizada para a proteção contra perda de excitação em geradores síncronos, conforme será visto mais adiante, é a característica de admitância deslocada ou offset mho, apresentada na figura 34. Figura 34 – Característica de operação de relé de admitância deslocada (offset mho) Na característica mho deslocada, o círculo característico sofre um deslocamento em relação à origem do Plano R-X. O valor de impedância referente a este deslocamento, que pode ser negativo ou positivo, é denominado offset, e é ajustável no relé. O offset corresponde ao mínimo valor de impedância a partir do qual o relé passa a operar, enquanto o alcance (Zalcance = Zr + Zoffset) representa o máximo valor de impedância para o qual o relé opera. O ajuste do deslocamento (Zoffset), o ajuste do alcance (Zalcance) e o ângulo de máximo torque (AMT) θ definem o posicionamento da característica de operação da proteção no Plano R-X. Zalcance X Zoffset R θ(AMT) Zr Característica Offset Mho Linha de Máximo Torque Capítulo 5 - Proteção contra Perda de Excitação em Geradores Síncronos 73 ___________________________________________________________ com tensão entre duas fases, enquanto a alimentação do circuito de corrente é feita pela diferença das correntes das fases selecionadas para alimentação do circuito de potencial. A figura 36 apresenta um diagrama unifilar da conexão dessa proteção Figura 36 – Diagrama unifilar de conexão da proteção para perda de excitação proposta por Mason A característica de operação é plotada em um diagrama R-X. O centro da característica está no eixo das reatâncias (X) e o offset (afastamento em relação à origem do plano R-X) é igual à metade da reatância transitória de eixo direto do gerador (X’d / 2). O ajuste do alcance, inicialmente proposto por C. R. Mason, deveria ser igual ao valor da reatância síncrona de eixo direto (Xd). Com esses ajustes, o diâmetro do círculo característico seria definido como (Xd – X´d/2). Posteriormente, uma modificação sutil, porém significativa, foi introduzida pelos fabricantes, através da fixação do diâmetro do círculo característico em Xd. Com isso o ajuste do alcance da proteção foi padronizado em (Xd + X’d/2). Tanto o offset quanto o diâmetro da característica são parâmetros ajustáveis no relé. A figura 37 mostra a característica de operação da proteção. Transformador Elevador Z TC G Gerador 40 TP 52 Para SEP Capítulo 5 - Proteção contra Perda de Excitação em Geradores Síncronos 74 ___________________________________________________________ Figura 37 - Característica de operação da proteção contra perda de excitação utilizando uma unidade offset mho [1] Em seu estudo, Mason partiu da verificação das características de perda de excitação de um gerador síncrono para estabelecer os ajustes de offset e alcance da proteção adotada. Foram determinados, através de simulações computacionais, os pontos finais da excursão do vetor impedância para os diversos níveis de carregamento, já citados no item 5.2.3, e posteriormente verificada a sensibilidade do relé offset mho para detectar a excursão da oscilação. Foi constatado que, no caso de gerador com alto carregamento, o vetor impedância excursiona até um ponto próximo à origem do Plano R-X, passando a oscilar em torno desse ponto. Já para o gerador com baixo carregamento inicial, a impedância adentra a característica da proteção e oscila para fora do círculo, voltando a repetir a mesma excursão para o próximo polo. O desempenho do relé frente a outras condições impostas pelo sistema, tais como oscilações de potência, perdas de sincronismo e curtos-circuitos no sistema em que está inserido o gerador, também foi analisada por C. R. Mason. Dependendo dos ajustes da proteção, alguns níveis de perda de sincronismo podem ser detectados para as oscilações que passam através do gerador. Frente às oscilações estáveis no sistema, para os valores de reatância síncrona de eixo direto dos geradores então utilizados, que variavam de 1,0 a Capítulo 5 - Proteção contra Perda de Excitação em Geradores Síncronos 75 ___________________________________________________________ 1,2 pu, a proteção também apresentou desempenho satisfatório. Para aumentar a segurança contra operações indevidas durante oscilações estáveis, um retardo de tempo de 0,5 a 0,6 segundos também foi recomendado. A adoção do deslocamento (offset) em relação à origem do plano R-X, segundo C. R. Mason, além de contribuir para uma melhor seletividade frente às oscilações estáveis, visava ainda evitar operações indevidas da proteção para curtos-circuitos na barra do gerador. A utilização do offset, a direcionalidade inerente à característica de admitância (mho) e a correta conexão do relé para operar com tensões fase-fase e com a diferença das correntes de fase são outros fatores que tornam a proteção praticamente insensível a faltas externas. Ainda conforme C. R. Mason, “o relé pode operar para uma falta no gerador, mas isso não traz maiores conseqüências porque o gerador será desligado por outra proteção”. A referência [42] apresenta uma variante da característica de operação proposta por C. R. Mason, em que um novo relé de proteção contra perda de excitação utiliza uma unidade de impedância deslocada da origem do plano R-X (offset mho), associada, através de conexão em série, a uma unidade direcional e uma unidade de subtensão. A característica de operação no plano R-X é apresentada na figura 38. Na verdade, esse desenvolvimento visava atender, com um mesmo sistema de proteção, às situações de desligamento do gerador, quando de graves falhas na excitação que pudessem levar o sistema elétrico à instabilidade, e ao mesmo tempo prover sinalização para o operador quando da ocorrência de condições de subexcitação ou perda da excitação, permitindo ao operador atuar na correção. Isso porque, durante muitos anos, houve dúvida entre os especialistas quanto ao desligamento ou não do gerador no evento de perda da excitação. Capítulo 5 - Proteção contra Perda de Excitação em Geradores Síncronos 78 ___________________________________________________________ Investigações quanto à aplicação da filosofia e ao desempenho da proteção em diversas empresas, levadas a cabo pelo IEEE no início da década de 70, concluíram que a aplicação da proteção conforme proposto por C. R. Mason era consistente e tinha aceitação geral entre as empresas pesquisadas [44]. Por outro lado, permanecia a preocupação quanto à influência da proteção na estabilidade do sistema [45]. Mesmo após o aparecimento de novos esquemas de proteção, o relé proposto por C. R. Mason ainda é largamente empregado e sua aplicação ainda tem sido investigada à luz da possibilidade de atuações indevidas da proteção [46]. Com o advento dos modernos geradores, com reatâncias síncronas variando na faixa de 1,5 a 2,0 pu, a adoção do ajuste do diâmetro da característica de operação para valores de Xd nesta faixa, com o conseqüente aumento do tamanho da característica, abriria a possibilidade de operações indevidas da proteção, principalmente na ocorrência de oscilações estáveis no sistema. Para contornar esta situação, os fabricantes recomendaram a redução do ajuste de diâmetro da característica de operação para 1,0 pu (na base do gerador), o que levou a novas restrições de operação: a nova característica de operação garantia uma boa detecção da condição de perda de excitação em geradores bastante carregados sem, contudo, garantir a correta operação da proteção para essa mesma condição no caso de geradores com carga reduzida, conforme pode ser verificado no gráfico do lugar geométrico final da característica de perda de excitação apresentado na figura 35. Essas limitações levaram à busca de uma melhoria na solução proposta por Mason. 5.2.5 - O Relé de Berdy Em 1972, John Berdy apresentou uma revisão da aplicação do relé offset mho para a proteção contra perda de excitação [2], como forma de solucionar as seguintes limitações existentes na aplicação proposta por C. R. Mason: Capítulo 5 - Proteção contra Perda de Excitação em Geradores Síncronos 79 ___________________________________________________________ § Limitação do alcance da proteção para geradores síncronos com reatância síncrona de eixo direto acima de 1,2 pu; § Perda de sensibilidade para a detecção da perda de excitação do gerador com baixo carregamento devido à limitação no alcance da proteção; § Necessidade de uma maior seletividade e discriminação entre a verdadeira perda de excitação e oscilações estáveis, diminuindo as dúvidas quanto ao desempenho da proteção. O esquema de proteção proposto por J. Berdy consta da inclusão de uma segunda unidade offset mho ao relé originalmente proposto por C. R. Mason. Essa unidade adicional seria aplicada na proteção de geradores síncronos com reatância síncrona de eixo direto acima de 1,2 pu. Neste caso, caberá à unidade offset mho interna prover proteção para a perda de excitação em máquinas bastante carregadas, enquanto o segundo relé offset mho, com temporização adicional a fim de evitar operações indesejáveis durante condições transitórias, incluindo oscilações estáveis, detectará perdas de excitação quando o gerador estiver pouco carregado. A figura 39 apresenta a característica de operação de dois relés de distância offset mho para detectar perdas de excitação em geradores síncronos. Figura 39 - Característica da proteção contra perda de excitação utilizando duas unidades offset mho [2] Capítulo 5 - Proteção contra Perda de Excitação em Geradores Síncronos 80 ___________________________________________________________ A primeira unidade, cujo diâmetro do círculo característico é de no máximo 1,0 pu, detectará a condição de perda de excitação desde o carregamento total até cerca de 30% da carga nominal do gerador. Esta unidade, conforme proposto, deve ser ajustada com o menor retardo de tempo possível, de forma a prover uma proteção rápida em consonância com a severidade da perda de excitação em um gerador carregado, tanto do ponto de vista do dano para a máquina, quanto dos efeitos danosos para a estabilidade do sistema ao qual a mesma está conectada. A segunda unidade mho, cujo diâmetro do círculo característico, conforme proposto, deverá ser ajustado com o valor da reatância síncrona de eixo direto (Xd) da máquina, proverá proteção contra perda de excitação em ocasiões de baixo carregamento do gerador. Essa unidade deve ainda ter um retardo em sua operação, de modo a acomodar as oscilações estáveis no sistema, evitando operações indevidas da proteção. O ajuste sugerido para esse retardo de tempo é da ordem de 0,5 a 0,6 segundos [2], mas nas aplicações mais recentes essa faixa de ajuste tem variado de 0,5 a 3,0 segundos. As duas unidades, pela proposta de Mason, deveriam ser ajustadas com um offset igual a X’d/2, com o mesmo propósito. O novo esquema de proteção proposto teve também o seu desempenho verificado frente a outras condições anormais de operação do gerador. De modo especial, verificou-se através de simulações que a proteção apresentava um bom desempenho frente às oscilações estáveis [2] [47]. Uma constatação importante é que, mesmo com a adoção consagrada de duas unidades offset mho, na forma proposta por J. Berdy, a proteção para a detecção de perdas de excitação em geradores tem sofrido algumas modificações, tais como variações nos ajustes de alcance e offset. Também as unidades de supervisão de tensão e direcional tem sido novamente incluídas em alguns esquemas, para permitir maior segurança e prover uma maior discriminação dos verdadeiros eventos de perda da excitação [48].