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UNIOESTE - UNIVERSIDADE ESTADUAL DO OESTE DO PARANÁ CENTRO DE ENGENHARIAS E CIÊNCIAS EXATAS CAMPUS DE FOZ DO IGUAÇU ENGENHARIA ELÉTRICA OPERAÇÃO DE SISTEMAS DE POTÊNCIA ROBSON ALMIR DE OLIVEIRA
REGULAÇÃO PRIMÁRIA E REGULAÇÃO SECUNDÁRIA SIMULAÇÕES NO SIMULINK/MATLAB
THIAGO SANSÃO RODRIGUES TIAGO RICHTER MARITAN VALDECIR THIAGO RHODE
FOZ DO IGUAÇU – PARANÁ JUNHO DE 2009
SUMÁRIO
1
INTRODUÇÃO ..................................................................................................... 3
2
MODELO DO SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA .......................................... 4
3
REGULAÇÃO PRIMÁRIA .................................................................................... 5 3.1
COMPORTAMENTO DOS REGULADORES ................................................ 5
3.1.1
REGULADORES ISÓCRONOS .............................................................. 5
3.1.2
REGULADORES COM QUEDA DE VELOCIDADE ................................ 8
3.2
COMPORTAMENTO DAS TURBINAS ........................................................ 11
3.3
COMPORTAMENTO DE DUAS ÁREAS...................................................... 15
4
REGULAÇÃO SECUNDÁRIA ............................................................................ 20
5
CONCLUSÃO .................................................................................................... 33
6
ANEXO............................................................................................................... 34
2
1
INTRODUÇÃO
Neste trabalho serão apresentadas algumas simulações do comportamento dinâmico de sistemas elétricos, utilizando o SIMULINK do MATLAB. Os sistemas de potência estão tornando-se cada vez maiores com o uso das interligações entre as diferentes áreas que compõe o sistema e com isto vêm as dificuldades em operar um sistema interligado, pois cada área possui diferentes características como tamanho elétrico, tipos de máquinas em operação, variação de carga e outros, por isto torna-se cada vez mais necessário estudar e simular os sistemas para ter conhecimento das possíveis anormalidades que venham a ocorrer. Este trabalho visa o entendimento do comportamento dos sistemas de potência quando ocorrem as variações de carga, por isso vamos estudar os diferentes tipos de reguladores de velocidade empregados nos diferentes tipos de turbina existentes no sistema de potência. Também
é abordado os dois tipos de regulação existentes, primária e
secundária, bem como as respostas relativas a cada um deles para uma determinada situação específica tendo como objetivo obter o conhecimento do sistema que se está operando. Em todos os casos os sistemas apresentarão um degrau de carga de 10%.
3
2
MODELO DO SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA
Na ocorrência de um desequilíbrio entre carga e geração em um SEP, os rotores das unidades geradoras ficam sujeitos a uma potência acelerante ou desacelerante que pode ser expressa como sendo a diferença das variações nas potências geradas (ΔPg) e consumidas (ΔPc), ou seja: Pa = ΔPg − ΔPc onde: Pa = Potência acelerante (positiva ou negativa). Este desequilíbrio de potência é absorvido pelo sistema através de: Variação de energia cinética; Variação das cargas com a freqüência, ou seja, regulação própria do sistema, expressa pelo coeficiente (D) de amortecimento; Variação das potências ativas de intercâmbio entre sistemas interligados (ΔT).
E o diagrama que pode representar o SEP é dado pela figura abaixo.
4
3
REGULAÇÃO PRIMÁRIA
A regulação primária é regulação automática exercida pelos reguladores de velocidade das máquinas do sistema, que atuam no sentido de elevar ou reduzir a potência da unidade quando a velocidade (ou freqüência) se afasta da velocidade de referência. Onde o controle da freqüência é feito através de variações de potência ativa das máquinas do sistema, indicando uma correlação que deve sempre ser levada em conta entre as grandezas P (potência ativa) e f (freqüência). Os reguladores de velocidade apresentam diferentes características com relação a resposta em regime permanente após uma variação de carga, ou seja, o erro de frequência após uma variação de carga. O comportamento transitório associado a cada característica pode exigir a modificação do regulador para melhorar a resposta transitória. Basicamente os reguladores podem ser classificados como isócronos (sem queda) ou com queda de velocidade. O comportamento dos reguladores de velocidade pode ser observado a partir de sua representação em uma malha de controle, aplicando-se um sinal de entrada. Neste caso, será aplicado um degrau de 10% da carga nominal.
3.1
COMPORTAMENTO DOS REGULADORES
3.1.1 REGULADORES ISÓCRONOS
5
As esferas giram em sincronismo com a turbina e suponha ocorrer um súbito aumento de carga em um sistema de potência. Como conseqüência, a freqüência de operação reduz, provocando o deslocamento do ponto B da figura para cima. Este deslocamento determina uma abertura da parte superior do elemento distribuidor, o que permite a injeção de óleo no servo-motor. A entrada de óleo desloca a haste da válvula de admissão da turbina para baixo, causando uma elevação da potência gerada. Este processo permanecerá até o instante em que se atinja o valor exato da freqüência nominal operativa do sistema. Desta forma, não é difícil de verificar que o regulador isócrono apresenta tendências de estabilidade pobre. O diagrama de bloco que pode ser representado o regulador de velocidade isócrono e dado pela figura abaixo:
Portanto, o regulador isócrono tem a característica de um integrador matemático, onde a variação da abertura de admissão da turbina só será nula, quando Δf = 0 (motivo do nome isócrono). A malha de controle do RV isócrono realizada na simulação é dada por:
1/D Variação de Carga1
T.s+1 Regulação Própria do Sistema Elétrico1
k2
V
-1/R
s Regulador Isócrono (sem queda de Velocidade)
Energia de Regulação1 Comportamento1
1/D Variação de Carga2
T.s+1 Regulação Própria do Sistema Elétrico2
1 Tg.s+1 Regulador com queda de Velocidade
-1/R Energia de Regulação2
6
Considerações: Capacidade de geração do sistema: 5000[MW] - Demanda: 4500[MW]; Regulação própria (D): 1,5%(carga)/1% Hz = 1,5[pu]; Constante de inércia do gerador (T): 1[s]; Energia de regulação (1/R) = (1/0,05) = 20[pu]; Potência Base: 5000 [MW]; Freqüência Base: 60 [Hz]; Constante associada ao regulador de velocidade (k2): 0,5;
As formas de onda resultantes da simulação estão na figura a seguir:
Variação da Freqüência e Resposta de Controle (Abertura) do RV Sem Queda de Velocidade submetido a um degrau negativo de 10%
Percebe-se que o pico máximo de freqüência foi de aproximadamente 0.02[pu] ou 1,2[Hz] e que a estabilização prática se dá por volta de 10[s].
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3.1.2 REGULADORES COM QUEDA DE VELOCIDADE
Uma forma de melhorar a estabilidade do regulador isócrono é a de estabelecer uma realimentação no processo de regulação. Isto pode ser realizado através da conexão entre a válvula piloto e o servo-motor principal conforme mostrado na figura a seguir.
Supondo um súbito aumento de carga, produzindo uma queda na freqüência do sistema, haverá uma tendência do ponto B se deslocar para cima, promovendo uma abertura na parte superior do elemento distribuidor com conseqüente abertura da válvula de admissão da turbina. Haverá, portanto, elevação na potência gerada. Entretanto, o deslocamento para baixo do ponto H, fará através da ligação HGFE, com que o ponto E se desloque para baixo, promovendo um fechamento parcial no elemento distribuidor. Assim, o estado final de equilíbrio será atingido mais rapidamente e ocorrerá antes da freqüência atingir seu valor inicial de operação. Este tipo de regulador é mais estável e mais rápido do que o isócrono, entretanto o preço desta maior eficiência é pago através do erro final de freqüência do sistema. O diagrama de bloco que pode ser representado esse regulador de velocidade é dado por:
8
Variação de Carga1
T.s+1 Regulação Própria do Sistema Elétrico1
k2
A malha de
V
-1/R
s Regulador Isócrono controle do RV com queda (sem queda de Velocidade)
de deEnergia velocidade realizada na simulação é Regulação1
dada por: Comportamento1
1/D Variação de Carga2
T.s+1 Regulação Própria do Sistema Elétrico2
1 Tg.s+1 Regulador com queda de Velocidade
-1/R Energia de Regulação2 Comportamento2
Considerações: As mesmas do exemplo anterior, incluindo a constante de tempo do regulador (Tg) com queda de velocidade, igual a 0,6[s]. A forma de onda resultante da simulação está de acordo com a figura a seguir:
Variação da Freqüência e Resposta de Controle do RV Com Queda de Velocidade submetido a um degrau negativo de 10% 9
Neste caso, o pico máximo de freqüência foi de 0.013[pu] ou 0.78[Hz] e que a estabilização prática se dá por volta de 5 [s]. Em ambos os casos a simulação foi feita considerando o efeito do sistema (função de transferência de ramo direto). Com base nas simulações realizadas é possível concluir que o regulador isócrono consegue fazer com que o desvio de freqüência se anule, mas tem estabilidade lenta quando comparado com o regulador com queda de velocidade. O regulador com queda de velocidade apresenta uma resposta mais rápida, mas no regime permanente permanece um desvio de freqüência. No caso da resposta do regulador isócrono ao degrau de 10% de carga, o afastamento da freqüência inicial de referência corresponde à: Δf = 0.0045[pu]*60 [Hz] = 0.28 [Hz]. Outras conclusões possíveis de se estabelecer: Para grandes SEPs, não se pode contar somente com a regulação natural do mesmo, definida pelas características de carga-freqüência, uma vez que podem ocorrer abaixamentos sucessivos de freqüência, levando o sistema a níveis operativos inaceitáveis; A utilização de reguladores isócronos em sistemas compostos por diversas unidades geradoras, embora apresente a vantagem de fazer a freqüência retornar ao ser valor original, traz sérios problemas de estabilidade e impossibilidade de repartição adequada de carga entre as unidades geradoras; A utilização de reguladores com queda de velocidade resolve o problema de repartição de carga e de estabilidade, entretanto, traz um problema adicional, que é o afastamento da freqüência original em regime permanente.
Os problemas apresentados pelos reguladores isócronos determinam a utilização dos reguladores com queda de velocidade. Entretanto, o desvio de freqüência
em
regime
permanente,
causado
pelos
mesmos,
evidencia
a
necessidade de um segundo estágio de regulação, no sentido de fazer a freqüência retornar ao seu valor inicial (regulação secundária). Este regulador é comumente utilizado em associação com turbinas térmicas.
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3.2
COMPORTAMENTO DAS TURBINAS
A exemplo das simulações anteriores, o comportamento das turbinas também pode ser observado a partir de sua representação em uma malha de controle, aplicando-se um sinal de entrada (degrau). Neste item são apresentados três modelos simplificados de turbinas, sendo o primeiro aplicado às unidades térmicas sem reaquecimento, o segundo aplicado às unidades térmicas com reaquecimento e o terceiro aplicado às unidades hidráulicas (considerando o efeito da inércia da água). Os diagramas de bloco que representam os sistemas referentes a cada tipo de turbina é dado por:
11
Considerações: Capacidade de geração do sistema: 5000[MW] - Demanda: 4500[MW]; Regulação própria (D): 1%(carga)/1% Hz = 1[pu]; Constante de inércia (T): 10[s]; Energia de regulação: (1/R) = (1/0,05) = 20[pu]; Constante de tempo do regulador de velocidade (Tg): 0.6[s]; Constante de tempo da turbina térmica sem reaquecimento (Ts): 0.2[s]; Constante de tempo do reaquecedor (Tr): 3[s]; Proporção do torque desenvolvido no elemento de alta pressão (C): 0.5; Constante de tempo da turbina hidráulica (Tw): 1[s]; Constante de tempo associada ao estatismo transitório (Tt): 2[s] Regulação transitória (r): 0.5 Potência Base: 5000 [MW]; Freqüência Base: 60[Hz];
Os sistemas simulados são: 1/D T.s+1 Regulação Própria do Sistema Elétrico1
Variação de Carga1
1
1
Ts.s+1 Turbina Térmica sem reaquecimento
Tg.s+1 Regulador com queda de Velocidade 1
-1/R Energia de Regulação1 Comportamento1
1/D T.s+1 Regulação Própria do Sistema Elétrico2
Variação de Carga2
C*Tr.s+1
1
Tr.s+1
Ts.s+1
1 -1/R Tg.s+1 Regulador com queda Energia de de Velocidade 2 Regulação2
Turbina Térmica com reaquecimento
Comportamento2
1/D T.s+1 Regulação Própria do Sistema Elétrico3
Variação de Carga3
-Tws+1
Tt.s+1
1
(Tw/2)s+1 Turbina Hidráulica
(Tt*r/R)s+1
Tg.s+1
Regulador Turbinas Hidráulicas
-1/R Energia de Regulação3 Comportamento3
12
Variação da Freqüência e Resposta da Turbina Térmica Sem Reaquecimento ( Pg) submetida a um degrau negativo de 10%
Variação da Freqüência e Resposta da Turbina Térmica Com Reaquecimento ( Pg) submetida a um degrau negativo de 10% 13
Variação da Freqüência e Resposta da Turbina Hidráulica ( Pg) submetida a um degrau negativo de 10%
Como se pode notar nos gráficos das respostas das turbinas, que representam a variação da potência gerada para cada tipo, a turbina térmica sem reaquecimento apresenta resposta mais rápida (estabiliza em aproximadamente 10[s]) que as demais, enquanto que a mais lenta é a turbina hidráulica (estabiliza em aproximadamente 70[s]). Pode-se notar também, que realmente há uma tendência inicial do torque na turbina hidráulica variar na direção oposta àquela produzida no regime final. Este tipo de resposta é característica das turbinas hidráulicas. Isso ocorre porque, ao haver uma queda na freqüência, as comportas receberão comando de abertura, e nos primeiros instantes, quando a comporta começa a abrir, ocorre uma redução da pressão dentro da tubulação, o que tem como conseqüência uma leve redução no torque.
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Resposta inicial da Turbina Hidráulica
No caso da resposta da turbina em reação ao sinal de controle a potência atinge um pico inverso de aproximadamente 8*10-3[pu] = 40[MW] e estabiliza em aproximadamente -95*10-3[pu] = -475[MW]. Para os gráficos de variação da freqüência, pode-se notar que para turbinas mais lentas, as variações de freqüência durante o transitório são maiores.
3.3
COMPORTAMENTO DE DUAS ÁREAS
No sentido de administrar as variações de carga e os impactos de perturbação, os SEPs costumam muitas vezes ser divididos em áreas de controle. Estas áreas de controle devem apresentar, de forma não muito rígida, as seguintes características:
Sempre que possível, ser balanceadas em termos de carga e geração; As linhas de interligação de áreas deverão, sempre que possível, trabalhar com folgas suficientes para possibilitar eventuais auxílios às áreas carentes; As unidades geradoras de uma área de controle deverão ser as mais coerentes possíveis, ou seja, devem apresentar os mesmos modos de oscilação.
Portanto, uma área de controle pode ser definida como sendo uma parte de um determinado sistema de potência na qual as unidades geradoras são responsáveis pelo atendimento das variações de carga que ocorrem nesta parte do sistema. 15
Para realizar a análise da influência da interligação em um sistema de potência foi montado o diagrama de blocos de um sistema com 2 áreas interligadas, sendo uma área bem maior que a outra, foi aplicado um degrau negativo de variação de carga na área menor e verificado a variação da freqüência na área 1, a variação da freqüência na área 2, a variação no intercâmbio, a variação na potência gerada na área 1 e a variação da potência gerada na área 2. O Sistema simulado é dado pelo seguinte diagrama de blocos:
1 Ts.s+1 Turbina Térmica sem reaquecimento1
-K-
-Tws+1
Energia de Regulação1
(Tw/2)s+1 Turbina Hidráulica
Variação de Pg1
1 Tg1.s+1 Regulador com queda de Velocidade1
1/D1 T1.s+1 Regulação Própria do Sistema Elétrico1
Variação de Carga 1
Variação de Freqüência 1
1 s
-K-
Integrador
Variação do Intercâmbio
1/D2 T2.s+1 Regulação Própria do Sistema Elétrico2
Variação de Carga 2
Variação de Freqüência 2
Variação de Pg2 1 Ts.s+1 Turbina Térmica sem reaquecimento2 1 Ts.s+1 Turbina Térmica sem reaquecimento3
-KEnergia de Regulação2
1 Tg2.s+1 Regulador com queda de Velocidade2
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Considerações: Regulação própria da área 1 (D1): 1%(carga)/1% Hz = 1[pu] Regulação própria da área 2 (D2): 10%(carga)/1% Hz = 10[pu ] Constante de inércia da área 1 (T1): 20[s]; Constante de inércia da área 2 (T2): 30[s]; Energia de regulação da área 1: (1/R) = (1/0,2) = 5[pu]; Energia de regulação da área 2: (1/R) = (1/0,05) = 20[pu]; Constante de tempo do regulador de velocidade da área 1 (Tg1): 0.6[s]; Constante de tempo do regulador de velocidade da área 2 (Tg2): 0.6[s]; Constante de tempo da turbina térmica sem reaquecimento (Ts): 0.2[s]; Constante de tempo da turbina hidráulica (Tw): 1[s]; Potência Base: 5000 [MW]; Freqüência Base: 60[Hz]; Coeficiente de Potencia Sincronizante entre áreas: 2[MW]
17
Variações de Frequências e Respostas das Áreas ( Pg) ao aplicar um degrau negativo na área de menor porte (1)
18
Variações de Frequências e Respostas das Áreas ( Pg) ao aplicar um degrau negativo na área de menor porte (1) com Interligação aberta
19
É possível notar o benefício de se interligar áreas de controle, sendo que nesse caso, o desvio de freqüência diminui quando se tem duas áreas interligadas, comparado com a mesma área isolada. Nota-se também que para área de controle isolada com diminuição de 10% na carga, a variação da potência gerada é de quase 10%, devido ao desvio de freqüência (regulador de velocidade com queda). Ao interligar essa área, a variação da potência gerada é de aproximadamente 2%. O restante é suprido pelo intercambio com a área de controle, o que pode ser confirmado na variação da potência ativa de intercâmbio entre as áreas.
4
REGULAÇÃO SECUNDÁRIA
A regulação primária é responsável pelo equilíbrio entre a carga e a geração em uma determinada área de controle. A utilização de reguladores de velocidade com queda, junto às turbinas desta área causa um erro de freqüência em regime permanente, quando da ocorrência de impactos de carga de pequena amplitude, assim, a freqüência do sistema se estabiliza em um valor diferente da freqüência pré-impacto. Os erros de freqüência em regime permanente são agravados para os casos de impactos sucessivos de carga, sendo que desta forma, a ação exclusiva dos reguladores de velocidade poderia levar o sistema a operar com níveis inaceitáveis de freqüência. No sentido de recuperar o valor original da freqüência do sistema, é utilizado um controle de característica isócrona. Este controle é conhecido como Controle Secundário, Controle Suplementar ou Controle Automático de Geração (CAG). Este novo controle deve fazer com que o sistema seja estável e que a freqüência volte ao seu valor inicial após a ocorrência de impactos. O CAG tem como finalidade principal, anular o sinal de erro de freqüência injetado no integrador matemático. Este sinal de entrada que constitui o erro é definido como Erro de Controle de Área (ECA), sendo uma grandeza muito utilizada nos estudos que envolvem controle secundário. 20
Para as simulações propostas obteve-se o seguinte diagrama de blocos:
1 s
-Rs1
Integrator1
Regulação Secundária1
B1 Atraso na Regulação secundária1 Out1
In1
ECA1 Regulação Primária1 Variação da Geração1
1/D1 T.s+1 Regulação Própria do Sistema Elétrico1
Variação de Carga1
Variação da Frequência1
1 s
-K-
Integrator
Variação do Intercâmbio
Variação da Frequência2 1/D2 T.s+1 Regulação Própria do Sistema Elétrico2
Variação de Carga2 Variação da Geração2
Out1
In1
Atraso na Regulação secundária2
Regulação Primária2
ECA2 B2
-Rs2 Regulação Secundária2
1 s Integrator2
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Considerações: Regulação própria da área 1 (D1): 1%(carga)/1% Hz = 1[pu]; Regulação própria da área 2 (D2): 10%(carga)/1% Hz = 10[pu]; Constante de inércia da área 1 (T1): 20[s]; Constante de inércia da área 2 (T2): 30[s]; Energia de regulação da área 1: (1/R) = (1/0,2) = 5[pu]; Energia de regulação da área 2: (1/R) = (1/0,05) = 20[pu]; Constante de tempo do regulador de velocidade da área 1 (Tg1): 0.6[s]; Constante de tempo do regulador de velocidade da área 2 (Tg2): 0.6[s]; Constante de tempo da turbina térmica sem reaquecimento (Ts): 0.2[s];
Potência Base: 5000 [MW]; Freqüência Base: 60 Hz; B1 = β1 B2 = β2 Rs1 = 0.15 Rs2 = 0.375
Para a simulação dos efeitos da regulação secundária utilizou-se duas áreas com duas turbinas térmicas e regulador com queda de velocidade com os parâmetros segundo as considerações.
22
CASO A: Ocorrendo um degrau positivo de 10% de carga nas duas áreas simultaneamente, mostraremos abaixo o comportamento do sistema nesta condição, com as duas áreas conectadas no CAG.
23
Analisando este gráfico em regime permanente, pode-se perceber que cada área assume sua variação de carga, pois o intercâmbio estabiliza em zero tendo uma alteração, assim como seus ECAs também terminam em zero. Apenas em um período transitório a área de maior porte (área 2) auxilia a de menor porte (área 1), também é possível perceber que a área 2 oscila menos que a área 1 devido essa diferença de porte, ou seja, seria necessário uma maior variação na carga para a área 2 variar como a área1, ressaltando que esta variação ocorre apenas em regime transitório, pois como as duas áreas estão interligadas a freqüência final em regime é igual para ambas.
24
CASO B: Ocorre um degrau de carga em uma área apenas (área 1) e obtêm-se os resultados a seguir.
25
Através desta simulação podemos observar que quando as duas áreas estão ligadas no CAG e ocorre a perturbação em uma das áreas, a variação do intercâmbio em regime permanente é igual a zero assim como os ECAs relativos a cada área, e novamente cada área assume sua variação de carga. Podemos perceber também que como a perturbação ocorre na área de menor porte (área 1) o ECA1 oscila mais que o ECA2, assim como a freqüência da área. Porém em regime permanente ambos possuem variação igual a zero. Neste caso podemos perceber claramente que a área 1 assume toda a variação de carga em regime permanente, pois como dito a variação no intercâmbio é nula.
26
CASO C: Desligando o CAG da área 1, com a ocorrência de um degrau de carga nesta área. A área 2 é mantida no CAG e não há variação de carga. O sistema irá responder conforme gráficos a seguir.
27
Pode-se verificar que ao ocorrer uma perturbação na área1 com a mesma fora do CAG, a área 2 deve aumentar a sua geração de modo a suprir o aumento de carga na área. A freqüência irá reduzir, o que irá colaborar com a regulação do sistema reduzindo a carga. Pode-se perceber também que o ECA1 está diferente de zero, pois o sistema está fora do CAG, portanto não pode responder a regulação secundária para uma variação de carga, já o ECA2 é igual a zero, pois a área 2 está ligada no CAG.
28
CASO D: Ao desligar a área 2 do CAG e ocorrer um degrau de carga na área 1 estando ela conectada no CAG.
29
O sistema irá oscilar como se as duas áreas estivessem conectadas ao CAG, como já foi simulado, pois toda a carga deve ser suprida pela área 1 regularizando assim a freqüência do sistema.
30
CASO EXTRA: Para o último caso foi simulado os efeitos dos dois tipos de regulação separados, ou seja, foi ligado o CAG das duas áreas após a regulação primária estabilizar. Ocorrência de um degrau na área 1.
31
É possível observar que quando está funcionando somente a regulação primária é inserido um desvio na freqüência que se estabiliza em torno dos 30 [s] e após ser ligado o CAG das duas áreas esse desvio é corrigido e a freqüência e os ECAs convergem para zero.
32
5
CONCLUSÃO
Através deste trabalho foi possível compreender o funcionamento dos reguladores de velocidade presentes em um sistema elétrico de potência bem como os diferentes tipos de turbina empregados no sistema. Com as simulações podemos comprovar que somente com a regulação secundária é que conseguimos regularizar a freqüência do sistema, ou seja, retornar o sistema para a freqüência fundamental após uma variação de carga, também foi possível observar as diferenças que ocorrem, em regime transitório, nos geradores das áreas quando estão interligadas de acordo com a proximidade da perturbação. Foi possível compreender a importância do Controle Automático de Geração em Sistemas Elétricos de Potência e como estes podem, mediante implementação e ajustes adequados, promover uma operação satisfatória do sistema.
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6
ANEXO
% Trabalho de Operação em Sistemas de Potência % Profº Robson Almir de Oliveira % Alunos: Thiago Sansão Rodrigues % Tiago Richter Maritan % Valdecir Thiago Rhode %%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%% % Dados utilizados na Simulação dos Modelos clear; clc; D = 1; R = 0.05; T = 10;
%Regulação Própria/Coeficiente de Amortecimento %Regulação de Velocidade em Regime Permanente - 0,05 a 0,167 (Estatismo) %1/R - Energia de Regulação %Constante de Tempo da Resposta do Sistema -> (2*H/(D*fo))
k2 = 0.5;
%k1*f0/v0
Ts = 0.2; Tr = 3; C = 0.5; Tw = 1; r = 0.5; Tt = 2; Tg = 0.6;
%Constante de Tempo da Turbina Térmica sem reaquecimento %Constante de Tempo do reaquecedor (3 a 5s) %Proporção do Torque desenvolvido no elemento de alta pressão (0,25 a 0,5) %Tempo de Partida da Água na Tubulação (0,5 a 4s) %Regulação da Velocidade Transitória (0,3 a 1,2) %Constante de Tempo associada com estatismo transitório (0,5a 64s) %Constante de Tempo do Regulador com Queda de Velocidade
T1 = 20; D1 = 1; R1 = 0.2; Tg1 = Tg;
%Constante %Regulação %Regulação %Constante
de Tempo da Resposta do Sistema da Área 1 (4) Própria/Coeficiente de Amortecimento da Área 1 de velocidade em Regime Permanente da Área 1 de Tempo do Regulador de Velocidade da Área 1
T2 = 30; D2 = 10; R2 = 0.05; Tg2 = Tg;
%Constante %Regulação %Regulação %Constante
de Tempo da Resposta do Sistema da Área 2 (8) Própria/Coeficiente de Amortecimento da Área 2 de velocidade em Regime Permanente da Área 2 de Tempo do Regulador de Velocidade da Área 2
K12 = 2;
%Coeficiente de Potencia Sincronizante entre as Áreas 1 e 2
%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%% %Calculo dos Valores de Beta, B e da interligação beta1 = D1+(1/R1) beta2 = D2+(1/R2) deltaT12rp = ((beta1*0.1)-(beta2*0.1))/(beta1+beta2) K12s = 22.5*deltaT12rp/(2*pi) B1 = 1*beta1 % B1>beta1 - Excesso de Geração B2 = 1*beta2 % B2Tau - Subamortecido Rs2 = Tau2/100 %Rs
