MINICURSO

Sintonia de Sistemas de Excitação e Estabilizadores de Sistemas de Potência: conceitos e avanços técnicos

Robustez é uma das qualidades imprescindíveis para as grandes redes interligadas nacionais como o Sistema Interligado Nacional (SIN) no Brasil. Sistemas de transmissão dimensionados adequadamente conforme as cargas e o planejamento correto da geração são elementos necessários para que o sistema seja robusto. Ainda assim, não são uma garantia: em se tratando de um sistema complexo de interação entre muitas unidades, a robustez será possível apenas se essa interação se basear em um bom projeto e sintonia do controle das unidades. A robustez é capaz também de prover uma base confiável a partir da qual se pode expandir o sistema de forma não apenas segura, como também previsível. Essa previsibilidade depende de bons procedimentos de sintonia e modelos confiáveis para a simulação da operação da rede. Não raro se detectam no SIN – em geral na ocorrência de algum evento – sistemas precariamente sintonizados que causam instabilidade de toda uma região, cujo comportamento não foi possível prever por meio de simulações.

Neste minicurso, a robustez do sistema será abordada a partir da correta sintonia do controle de excitação de geradores síncronos. Nesse sentido, o sistema de excitação contribui no aspecto de manter a tensão do sistema e em atenuar oscilações eletromecânicas. O conhecimento do critério de sintonia é de importância fundamental para que os ajustes do Regulador de Tensão (Automatic Voltage Regulator – AVR) e do Estabilizador de Sistemas de Potência (Power System Stabilizer – PSS) sejam robustos – que eles amorteçam as oscilações nas mais variadas condições. Além disso, os critérios não são suficientes se não estiverem estabelecidos procedimentos sistemáticos para a sintonia e avaliação de robustez da malha de controle. Alguns procedimentos serão apresentados e discutidos para que os participantes possam ter critérios mais adequados de análise das respostas em campo.

No tocante aos procedimentos, avanços tecnológicos têm permitido com maior facilidade a execução de ensaios mais precisos para a avaliação da robustez do controle de excitação. Um deles é o ensaio de resposta em frequência automatizado, que permite avaliar a robustez da malha de forma mais precisa que ensaios de resposta ao degrau. As vantagens desse ensaio serão discutidas e comentadas em relação a procedimentos adotados como referência por outros operadores. Além disso, esse ensaio provê diretamente um procedimento sistemático para sintonia do PSS, que será apresentado como recomendado pelo subcomitê de sistemas de excitação da IEEE PES (ESCSC). A motivação é prover os participantes de conhecimento e atualização de técnicas de sintonia com relação às práticas adotadas como referência em outros mercados.

Os procedimentos de sintonia serão apresentados todos com suporte de simulação em tempo real, de forma que os critérios poderão ser vistos de forma prática e didática. Numa seção de perguntas e respostas também poderão se discutir dúvidas com relação aos procedimentos de sintonia, avanços recentes que têm sido discutidos em meios como o IEEE e dificuldades atuais na simulação e controle de sistemas de excitação.

Ministrante: Nelson Zeni Jr. é graduado em engenharia elétrica pela UFRGS em 1977 e mestre em engenharia elétrica pela UFSC com o tema em sistemas de excitação. Professor da UFRGS e PUC-RS nas disciplinas de Sistemas de Controle e engenheiro da CEEE-RS. Consultor de diversas empresas nos anos 80 e 90, com inúmeros trabalhos publicados em seminários nacionais e internacionais. Nesse período, realizou o ajuste de PSS em várias unidades na América Latina, entre eles Angra 1 (650 MW, nuclear, Brasil), Central Embalse (650 MW, nuclear, Argentina) e Itaipu (700 MW, Francis, Brasil). Desenvolveu o filtro rastreador de rampa que deu origem ao PSS2 (IEEE 421) de potência acelerante em 1983. Atua na REIVAX S/A Automação e Controle desde 1998, onde atualmente a dirige como CEO. Membro da Academia Brasileira de Engenharia.

 

Ementa

  1. Sistemas de Excitação
    1. Indicadores de desempenho e conceitos básicos de controle
      1. Tempo de estabilização
      2. Tempo de resposta da tensão (ESVRT conforme IEEE 421.1)
  • Sobressinal
  1. Margem de fase
  1. Estrutura básica da malha de controle conforme IEEE 421.5
  2. Procedimentos de sintonia
  3. Avaliação de desempenho
    1. No domínio do tempo
    2. No domínio da frequência
  4. Compensação de corrente reativa
  5. Limitadores conforme IEEE 421.5
    1. UEL: Subexcitação
    2. OEL: Sobre-excitação
  • SCL: Sobrecorrente estatórica
  1. Estabilizador de Sistemas de Potência
    1. Estabilidade: conceitos básicos
    2. Estrutura do PSS de potência acelerante conforme IEEE 421.5
    3. Procedimentos de sintonia robusta no domínio da frequência
    4. Avaliação de desempenho
      1. No domínio do tempo
      2. No domínio da frequência

Será realizado no domingo, dia 30/09, a partir das 14h

Inscrição 

CONEXÃO DE GERAÇÃO EÓLICA E SOLAR AO SISTEMA ELÉTRICO: ASPECTOS TÉCNICOS, NORMATIVOS E OPERACIONAIS

PÚBLICO ALVO:  

Este curso, com carga horária de 2horas, destina-se a engenheiros que atuam na área de sistema de energia elétrica, mas que não tiveram ainda envolvimento direto com as questões relacionadas a energia renováveis, eólicas e solar.

ESCOPO E CONTEÚDO

O conteúdo do curso se destina a proporcionar uma visão geral das principais questões relacionadas a energia renovável (eólica e solar) notadamente no que se refere a sua conexão e desempenho no sistema interligado. O enfoque prioriza os elementos conceituais, normativos e operacionais da geração renovável, procurando.

Ementa

Parte A => Geração Eólica (45 minutos)

A.1 – Turbinas e aerogeradores Eólicos: Introdução
A.1.1 – Fonte primária: aerodinâmica das turbinas
A.1.2 -Controle de velocidade da turbina (pitch control)
A.1.3 – Tipos de aerogeradores. Velocidade fixa e variável.
A.1.4 – Estrutura dos aerogeradores DFIG e “Full Converter”;
A.1.5 – Funções de Controle Básicas dos Aerogeradores
A.2 – Geração Eólica : Características Operacionais Intrínseca
A.2 .1 – Imprevisibilidade a curto prazo
A.2.2 – Variabilidade
A.2.3 – Impactos sobre regulação de tensão
A.2.4 – Impactos sobre a Qualidade da Energia Elétrica
A.2.5 – Controle dos Parques Eólicos: PPC
A.3 – Desempenho Dinâmico Dos Parques Eólicos
A.3 .1 – Regime Permanente
A.3.2 – Regime Dinâmico Operacional
A.3.3 – Regime Dinâmico Transitório

Parte B => Geração Solar (15 minutos)

B.1.1 – Fonte primária, irradiação; efeito fotovoltaico
B.1.2 – Características I x V e P x V
B.1.3 – Influencia da temperatura e nível de irradiação.
B.1.4 – Estratégias MPPT
B.1.5 – Funções de Controle Básicas dos Inversores Solares

Parte C => Desempenhos de CGE e UFV : Procedimentos de Rede (45 minutos)

C.1 – Requisitos de Desempenho em regime Permanente
C.1.1 – Fator de Potencia no Ponto de Conexão (PAC);
C.1.2 – Operação em vazio
C.2 – Requisitos de Desempenho em Dinâmico Operacional
C.2.1 – Requisitos de Participação no Controle de Sobrefrequência:
C.2.2 – Requisitos de Participação no Controle de tensão
C.3 – Requisitos de Desempenho em Dinâmico Transitório
C.3.1 – Requisitos de Suportabilidade
C3.2 – Requisitos de Desempenho Transitório
C3.3 – Requisitos de Inercia Sintética

Parte D => Desafios Operacionais com a crescente concentração da energia Eólica no SIN (15 minutos)

Será realizado no domingo, dia 30/09, a partir das 14h

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