Interligações HVDC por CCC - cigre.org.br · transformador da conversora e a barra de...

Interligações HVDC por Conversores com Capacitadores de Comunicação (CCC) Modelagem Digital e Sistema Benchmark

Grupo de trabalho B4.34 Campos Barros, J.G. (Coordenador), Azevedo, R.M. (Secretário), Carvalho, A.R., Espírito Santo, S., Gomes Jr., S., Lírio, F. L.,

Macedo, N. J. P., Menzies, D., Peixoto, C. A. O., Ping, W. W.,

Sarcinelli Luz, G.

ÍNDICE

1 INTRODUÇÃO ............................................................................................................................................2 2 ESCOPO........................................................................................................................................................5

2.1 Principais tópicos...................................................................................................................................5 2.2 Estudos desenvolvidos...........................................................................................................................5

3 CARACTERÍSTICAS GERAIS DE INSTALAÇÕES COM CONVERSORES COM CAPACITORES DE COMUTAÇÃO...........................................................................................................7 3.1 Definição e características básicas das conversoras CCC. ....................................................................7 3.2 Características gerais de controle ........................................................................................................16 3.3 Critério de troca de reativos nas barras CA dos conversores...............................................................19 3.4 Características de Modelagem de Conversores com Capacitores de Comutação para Regime

Permanente e Estabilidade Eletromecânica .........................................................................................19 3.5 Desempenho em Regime Permanente .................................................................................................21 3.6 Desempenho em Regime Dinâmico ....................................................................................................25

3.6.1 Testes nos Sistemas de Controle do CCC.................................................................................25 4 A PROPOSIÇÃO DE UM BENCHMARK.................................................................................................36

4.1 Premissas para obtenção do modelo benchmark .................................................................................36 4.2 Os Sistemas ligados às barras CA das Estações Conversoras .............................................................37

4.2.1 Redes CA Equivalentes ............................................................................................................37 4.2.2 Redes CA Simplificadas...........................................................................................................45 4.2.3 As Relações de Curto-circuito ..................................................................................................46

4.3 Modelagem nos Programas PSCAD/EMTDC e ATP .........................................................................47 5 CONCLUSÕES...........................................................................................................................................50 6 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ........................................................................................................53 ANEXO A - CONSIDERAÇÕES ESPECÍFICAS PARA AS DEFINIÇÕES DAS PRINCIPAIS

CARACTERÍSTICAS DOS EQUIPAMENTOS DO CIRCUITO PRINCIPAL DE CONVERSORAS CCC...............................................................................................................................55

ANEXO B - INSTALAÇÕES CCC EM OPERAÇÃO COMERCIAL...........................................................60 ANEXO C - MODELO PSCAD/EMTDC BENCHMARK............................................................................64 ANEXO D - VALIDAÇÃO DO MODELO DE ELO CCC – COMPARAÇÃO DE SIMULAÇÕES

NO ATP x PSCAD......................................................................................................................................89 ANEXO E - CONSIDERAÇÕES SOBRE O IMPACTO DAS CARACTERÍSTICAS DE

SATURAÇÃO DO TRANSFORMADOR SOBRE AS RECUPERAÇÕES PÓS-DEFEITO.................112 ANEXO F - CASOS NO ATP: COMPARAÇÃO COM E SEM FILTROS CC...........................................122 ANEXO G - ESTUDOS DE ESTABILIDADE ELETROMECÂNICA .......................................................135 ANEXO H - DADOS UTILIZADOS NOS ESTUDOS DE ESTABILIDADE ELETROMECÂNICA.......170

2

1 INTRODUÇÃO

Embora eficiente, confiável e econômica, a transmissão CCAT baseada em pontes GRAETZ a tiristores convencionais requer um dispêndio considerável em filtros nos lados CA, além de apresentar, no terminal inversor, uma certa sensibilidade a defeitos que produzam redução da magnitude ou mudanças bruscas nos ângulos de fase da tensão CA, especialmente em sistemas receptores com baixa relação de curto circuito (SCR). Estes eventos freqüentemente levam a falhas de comutação que resultam, na grande maioria dos casos, em perda transitória de tensão com duração máxima de milisegundos, semelhante ao que se dá na ocorrência de cintilação ou “flicker”. Em alguns casos raros, pode-se também chegar à interrupção do intercâmbio de energia. Em ambos os casos, desde que a falha não esteja associada a defeito permanente, a recuperação se dá automática e rapidamente. Para minimizar os eventos mais significativos, o projetista se obriga a sobre-dimensionar os transformadores dos conversores, o que permite operação permanente com maiores ângulos de extinção mas ao custo de fatores de potência menos favoráveis no barramento da estação. Idealmente, a substituição da comutação natural pela comutação forçada eliminaria o problema das falhas de comutação e, ao mesmo tempo, permitiria a operação como inversor mesmo que o barramento receptor seja inteiramente passivo (sem fontes de tensão locais ou remotas). Neste sentido fez-se, nos últimos 20 anos, um grande esforço de desenvolvimento de novos dispositivos (GTO’s, IGBT’s, etc) capazes de exercer controle de grade e extinguir a corrente de condução mesmo quando o dispositivo estiver positivamente polarizado. Infelizmente, as expectativas quanto a economicidade e confiabilidade de conversores a comutação forçada, capazes de operar nos níveis de tensão e corrente requeridos pelos Sistemas de Energia, não se concretizaram. Diversos fatores, que não cabe discutir no contexto deste trabalho, contribuíram para isto. A busca por maneiras de melhorar a economicidade e a segurança operacional dos conversores convencionais a tiristores levou à discussão de arranjos que considerem a inclusão de capacitores série nos sistemas CCAT, seja internamente ao circuito de comutação, seja em série com os sistemas ou linhas CA que alimentam os conversores. A Figura 1.1, abaixo, apresenta três configurações estudadas e citadas na literatura.

Sistema CA

137 j

Configuração (a)

-165.8 j

Sistema CA

Configuração (b)

3

115 j

Sistema CA

-389 j

Configuração (c)

Figura 1.1 - Capacitores série em estações conversoras CCAT. Só nos dois últimos arranjos (b e c) o

capacitor série está incluído no circuito de comutação. Na configuração (a) o capacitor série se encontra localizado do lado da linha CA, de forma similar a uma compensação série convencional. Neste caso o capacitor não se encontra inserido no circuito de comutação e portanto não influi na operação interna da estação conversora. Este tipo de arranjo é inteiramente convencional no que toca às estações conversoras e às interconexões CCAT. Nos dois arranjos seguintes o capacitor série está inserido no circuito de comutação e conseqüentemente afeta o funcionamento interno da estação conversora. Na configuração (b) o capacitor se posiciona entre o transformador da conversora e a barra de comutação, e na opção (c) entre o transformador e a ponte GRAETZ. Destas opções, a que teve maior aceitação até o presente é a configuração mostrada na Figura 1.1 (c), na qual o capacitor série se situa entre o transformador do conversor e as válvulas. A configuração (c), em que o capacitor série se posiciona entre o transformador e as válvulas é, portanto, a que será estudada neste trabalho e se tornou amplamente conhecida como CCC, sigla que adotaremos daqui em diante uma vez que é conveniente tanto em inglês como em português (“Capacitor Commutated Converter” ou Conversor com Capacitor de Comutação). O sistema proposto no Capítulo 4 como um “benchmark” foi ajustado para este arranjo. O número de instalações com arranjo CCC em operação comercial é ainda limitado e suas características são, portanto, relativamente pouco conhecidas. A maior estação conversora com este tipo de arranjo, Garabi, é composta por dois Back-to-Back situados na fronteira entre o Brasil e Argentina, e opera integrada à Rede Básica do Sistema Sul Brasileiro. Por esta razão o Comitê Nacional Brasileiro da CIGRÉ, através de seu Comitê de Estudos B4, houve por bem criar o Grupo de Trabalho B4-34, com o objetivo de preparar um Relatório que apresentasse o estado da arte em estudos digitais de elos CCAT com conversoras CCC e, se possível, propor um circuito benchmark, que pudesse servir como um guia simplificado de aplicação / especificação de estações conversoras utilizando este arranjo. Como primeiro fruto do trabalho deste GT foi apresentado o artigo "Series Capacitor Commutated (CCC) HVDC Converter Stations: Benchmark for Digital Simulation Studies" no IX SEPOPE, realizado no Rio de Janeiro, sob a coordenação de FURNAS, em maio de 2004. Antes de tratar especificamente das redes equivalentes propostas, cabem comentários específicos sobre as características, vantagens e desvantagens das configurações apresentadas na Figura 1.1, observando-se ainda que em qualquer das três alternativas mencionadas o montante de potência reativa total instalada é basicamente o mesmo e aproximadamente igual ao montante requerido para a configuração convencional. As principais razões que levaram à melhor aceitação da alternativa mostrada na Figura 1.1 (c) estão apresentadas a seguir, através de uma análise sucinta de benefícios técnicos e desvantagens. 1. Arranjo (b) da Figura 1.1, capacitor de comutação no lado do sistema CA, isto é, entre a barra de comutação e o transformador. Este arranjo traz algumas desvantagens, quais sejam:

4

• Existe a possibilidade de ocorrência de ferro-resonância no circuito formado pelo sistema CA, capacitores série e transformadores conversores;

• O circuito formado pelos capacitores e transformadores conversores permite a circulação de corrente de seqüência zero. Defeitos monofásicos no sistema podem produzir solicitações de corrente muito altas no capacitor;

• Defeitos nos terminais dos capacitores não contarão com a reatância do transformador conversor no sentido de reduzir as correntes resultantes. Isto implica em maiores solicitações para os pára-raios.

• Os níveis de isolamento dos capacitores serão forçosamente maiores uma vez que a tensão do lado das válvulas é, em geral, mais baixa do que no lado da barra de comutação.

2. Arranjo (c) da Figura 1.1, capacitor de comutação entre o transformador conversor e as válvulas. Entre as principais vantagens desta configuração podem-se destacar:

• A capacidade dos transformadores conversores pode ser menor uma vez que a potência reativa que flui por eles é minimizada;

• Não há circulação de corrente de seqüência zero pelos capacitores, com conseqüente redução de solicitações.

• Os níveis de isolamento podem ser menores uma vez que a tensão no lado das válvulas é, em geral, mais baixa do que no lado da barra de comutação.

• Não existe o risco de ferro-ressonância.

Como desvantagens deste arranjo podem-se destacar:

• A necessidade de um maior número de bancos de capacitores por ponte de 12 pulsos (cada ponte de 6 pulsos requer, neste caso, um conjunto separado).

• Embora a potência reativa total seja praticamente a mesma, algum dispêndio a mais deve ser esperado em função principalmente da maior complexidade decorrente do arranjo em bancos individualizados para cada ponte de seis pulsos.

• No caso de elos DC com linhas aéreas, particularmente se operando em tensões muito altas (e podendo inclusive ter mais de um grupo de 12 pulsos por polo) os capacitores série precisarão ser instalados em plataformas isoladas, o que acarreta algum custo adicional.

5

2 ESCOPO A disponibilidade no mercado de uma nova configuração de estações conversoras CCAT – Estações com Comutação com Capacitor Série – CCC, ou Conversor com Capacitor de Comutação, conforme discutido na Introdução acima – gerou a necessidade do desenvolvimento de modelos para estudos digitais destas conversoras tanto em regime permanente, como em regime transitório. Estas ferramentas deverão ser capazes de trabalhar como adições aos programas mais usuais tais como: ANAREDE, ANATEM, EMTP/ATP e EMTDC. Quanto às configurações do sistema CCAT, não será abordada neste trabalho a configuração com múltiplos terminais (MTCC). Nas aplicações ponto-a-ponto, destacam-se os estudos de transmissão envolvendo longos cabos subterrâneos e/ou submarinos e sistemas interligando sistemas “fracos”. 2.1 Principais tópicos O trabalho apresenta os seguintes itens principais: • Definição e características básicas das conversoras CCC, incluindo-se para uma configuração básica, as

equações de desempenho em regime permanente, as formas de onda, a margem de disparo do retificador e a margem de comutação do inversor.

• Características gerais de controle – são discutidas as filosofias de controle do retificador e do inversor, as filosofias de controle de “tap” do retificador e do inversor, as características dinâmicas do sistema de controle, e o estudo de desempenho em condições especiais.

• Desenvolvimento de curvas características, curvas VxI e curvas de potência máxima. • Discussão do balanço de potência reativa em função da potência ou da corrente CC. • Critérios e procedimentos para definição das principais característica dos equipamentos do circuito

principal (Anexo A). • Desempenho em regime permanente: tendo em vista a adaptação dos programas usuais de fluxo de

potência, são apresentadas as equações gerais, com as simplificações necessárias e os modos de controle. Com o programa adaptado para um sistema com conversor CCC, são desenvolvidas curvas de potência máxima e curva de potência reativa em função da corrente e da potência CC .

• Desempenho em regime dinâmico: são discutidas as características de modelagem das conversoras CCC para análise do desempenho dinâmico, tendo em vista a adaptação da modelagem nos programas existentes como: simulação digital com representação trifásica (EMTDC e EMTP/ATP) e programa para análise de estabilidade eletromecânica (ANATEM). São apresentados para um caso exemplo, os desempenhos de sistemas com diferentes relações de curto-circuito (SCR), para defeitos monofásicos e trifásicos, e para alterações da ordem de corrente e de potência CC. O efeito dos capacitores em distúrbios assimétricos é também estudado.

• Descrição sucinta das instalações existentes em operação comercial, Anexo B. • Apresentação do “Benchmark” desenvolvido para estudos de sistemas CCC em regime permanente,

dinâmico e transitórios. Sempre que possível, são mostradas as diferenças de desempenho em regime permanente ou dinâmico das conversoras CCC em relação aos sistemas com conversoras convencionais. Finalizando, são apresentadas as conclusões, uma proposta de trabalhos futuros e a lista de referências. 2.2 Estudos desenvolvidos • Desempenho em Regime Permanente: No item 3.5 são apresentados os resultados obtidos com o

programa ANAREDE para o levantamento do comportamento das conversoras CCC em regime permanente. Diversos aspectos da operação são avaliados em função da potência ou corrente transmitidas, fazendo-se também comparações com um elo CCAT convencional.

• Desempenho em Regime Dinâmico: No capítulo 3 estão descritos os testes dos sistemas de controle do elo CCC em um sistema CA com barras infinitas utilizando-se o programa ANATEM; são também

6

apresentadas comparações com resultados obtidos com modelos trifásicos mais precisos desenvolvidos para os programas ATP e EMTDC.

• Desenvolvimento de redes equivalentes para utilização como “benchmark”: a elaboração de uma rede com um sistema CCAT-CCC está descrita no Capítulo 4. Nele é feita a definição das redes CA escolhidas para os lados da inversora e daretificadora, a definição da linha CC, e são discutidos os ajustes do fluxo de potência e das relações de curto circuito nas barras das conversoras (SCR e ESCR).

• Estudos de estabilidade eletromecânica. Com a finalidade de avaliar a adequação da rede aos propósitos de um benchmark1 foram realizadas simulações diversas, descritas no Capítulo 4 e Anexos G e H, tais como o bloqueio completo e parcial do elo, reduções da ordem de potência e aplicações de defeitos.

• Modelagem trifásica. Ainda no Capítulo 4 é descrita a elaboração de uma rede simplificada para estudos de transitórios eletromagnéticos, com modelagem trifásica, com a utilização dos programas ATP e EMTDC, assim como testes dos sistemas de controle do elo CCC comparando resultados com o programas ANATEM.

• Implementação do "benchmark" nos programas ATP e EMTDC: dados técnicos, características dos controles, avaliação da performance dinâmica, Anexo C.

• Validação da modelagem para estudos de estabilidade eletromecânica. Foram realizados estudos visando a comparação de estudos realizados com as redes completa e simplificada. Observaram-se divergências que sugeriam a relevância de se incluir na rede simplificada o efeito das características dinâmicas das máquinas. Desta forma, procedeu-se a inclusão de modelagem dinâmica na rede equivalente utilizada com o ATP. Estes trabalhos estão descritos no Anexo G. Os dados relevantes utilizados nestes estudos são apresentados no Anexo H.

• Simulações com variação de SCR e ESCR. No Capítulo 4, item 4.3.4, são descritos estudos realizados com os programas ANATEM , ATP e EMTDC, nos quais se aplicaram defeitos em que os valores de SCR e ESCR sofrem alteração após mudança da topologia pelo isolamento de linhas (atuação dos disjuntores), de modo que o sistema é levado a promover a recuperação sob condições de significativa redução dos valores de ESCR. Desta forma busca-se ter uma indicação dos valores mínimos de potência de curto que ainda asseguram robustez de funcionamento.

• Validação da influência da presença de filtros na linha CC no desempenho do elo CCC. Anexo F

1 Deve permitir o funcionamento em condições realistas, sem contudo apresentar margens excessivamente altas de segurança que possam vir a mascarar problemas.

7

3 CARACTERÍSTICAS GERAIS DE INSTALAÇÕES COM CONVERSORES COM CAPACITORES DE COMUTAÇÃO

3.1 Definição e características básicas das conversoras CCC. Supondo o seguinte arranjo trifásico representando um CCC de 12 pulsos, incluindo o circuito "snubber" dos conversores:

Figura 3.1 - Diagrama trifásico de CCC de 12 pulsos

Cada ponte de seis pulsos pode ser representada pelo seguinte diagrama, onde as numerações no interior das válvulas indicam a seqüência de disparos:

1 3 5

4 6 2

Ua

Ub

Uc

U'a

U'b

U'c

Uv1 Uv3 Uv5

Uv2Uv6Uv4

Id

Uca

Ucb

Ucc

Figura 3.2 - Circuito com conversor CCC

8

Na Figura 3.2 as tensões das fases da fonte seriam correspondentes às tensões do primário do transformador referidas ao secundário, ou seja, são as tensões antes da queda produzida por cada reatância de dispersão do transformador multiplicada por um fator igual à relação de transformação. Pouco antes do disparo da válvula 3, as válvulas 1 e 2 estariam conduzindo, conforme mostrado na Figura 3.3 a seguir, com as válvulas que estão conduzindo representadas com fundo negro:

3 5

4 6

Ua

Ub

Uc

U'a

U'b

U'c

Uv1 Uv3 Uv5

Uv2Uv6Uv4

Id

Uca

Ucb

Ucc

Ia

Ib = 0

Ic

Figura 3.3 - Circuito indicando condução das válvulas 1 e 2, pouco antes do disparo da válvula 3 do

retificador Na Figura 3.4 e Figura 3.5 são mostradas as formas de onda de regime permanente da corrente e da tensão sobre o capacitor de comutação das fases A e B, no caso do conversor CCC operando como retificador. Destaca-se que durante o período de não condução, a tensão do capacitor é constante. É também apresentada na Figura 3.6 a tensão na válvula 3 em conjunto com a tensão terminal entre as fases B e A onde se percebe que o trecho de senóide da tensão da válvula, antes do disparo, está adiantada em relação à tensão terminal. Este avanço de tensão é causado pelo capacitor de comutação conforme explicado a seguir. No caso de um conversor convencional, não havendo capacitores de comutação:

abvv UUUU ''13 −=− ( 3.1) Como a válvula 1 está conduzindo a sua tensão é idealmente nula e consequentemente:

abv UUU ''3 −= ( 3.2) Como a corrente da linha CC é aproximadamente constante e esta corrente passa integralmente pela fase A e C respectivamente nesta situação das válvulas 1 e 2 estarem conduzindo, não haveria queda de tensão nas indutâncias do transformador pois L.dId/dt seria nulo. Além disto, como não há corrente na fase B, a tensão Ub será igual à tensão U'b. Portanto, pouco antes do disparo da válvula 3, tem-se:

abv UUU −=3 ( 3.3) Por outro lado, no caso do CCC, tem-se a contribuição de tensão dos capacitores, da seguinte forma:

)'()'(13 aabbvv UcUUcUUU −−−=− ( 3.4)

9

Durante a condução da válvula 1 a sua queda de tensão é idealmente nula:

01 =vU ( 3.5) Da mesma forma que no conversor convencional, a queda de tensão na indutância de dispersão da fase A é aproximadamente nula uma vez que a corrente que circula pelas válvulas 1 e 2 é aproximadamente constante. Além disto, a queda de tensão na indutância da fase B é nula pois a válvula 3 ainda não está conduzindo. Portanto:

abab UUUU '' −=− ( 3.6) Substituindo ( 3.5) e ( 3.6) em ( 3.4), obtém-se a tensão na válvula 3, pouco antes do disparo desta válvula:

ababv UcUcUUU +−−=3 ( 3.7) Comparando-se ( 3.3) e ( 3.7), verifica-se que a principal diferença entre o conversor convencional e o CCC é que este último possui um incremento na tensão da válvula que está para ser disparada causado pelos capacitores de comutação. Note que o instante de disparo da válvulo 3 é indicado nestas figuras. A tensão do capacitor da fase B é maximamente negativa pois a válvula ainda não está conduzindo e, portanto, sua corrente será nula sendo que previamente o tiristor 6 da mesma fase fez com que passasse corrente negativa no capacitor, carregando-o negativamente. Já a tensão da fase A é quase maximamente positiva pois a válvula 1 estaria conduzindo corrente positiva por quase todo o período de condução, antes do disparo da válvula 3. Isto faz com que haja um incremento de tensão na válvula produzida pela tensão negativa do capacitor da fase B e pela tensão positiva do capacitor da fase A de valor pouco menor de duas vezes o valor da máxima tensão dos capacitores de comutação em regime permanente. O efeito é de causar um adiantamento no trecho de senóide da tensão da válvula 3 em relação à tensão terminal entre as fases B e A, conforme mencionado anteriormente, aumentando a margem para o disparo da válvula. Este efeito é observado na Figura 3.6 e na Figura 3.7. Na Figura 3.7 são apresentadas em conjunto as tensões Ub-Ua (tensão entre fases antes da reatância de dispersão, igual à tensão do primário do transformador referida ao secundário), U'b-U'a (tensão entre fases do secundário do transformador), Uv3-Uv1 (tensão entre as válvulas 3 e 1) e as tensões dos capacitores de comutação Uca e Ucb. Antes do instante do disparo da válvula 3, a tensão U'b-U'a é igual aproximadamente à tensão Ub-Ua pois a queda de tensão na impedância de dispersão é realmente disprezível uma vez que a corrente é aproximadamente constante antes do início da comutação. Quando há o disparo da válvula 3, a corrente da válvula 1 começa a reduzir-se aproximadamente em rampa enquanto que a corrente da válvula 3 aumenta, de maneira correspondente, também aproximadamente em rampa. Isto faz com que haja uma diferença entre as tensões U'b-U'a e Ub-Ua apenas durante o período de comutação da corrente que passa da válvula 1 para a válvula 3. Pode-se verificar que a tensão entre as válvulas 3 e 1 são iguais à soma das tensões U'b-U'a com a contribuição dos capacitores das fases A e B fazendo com que o cruzamento desta tensão pelo zero seja deslocado para a esquerda (avanço de fase da tensão da válvula) em relação ao cruzamento pelo zero da tensão Ub-Ua, no semi-ciclo em que a válvula 3 pode ser disparada. Uma observação interessante é que, com o aumento da corrente, este deslocamento é também aumentado, favorecendo ainda mais o disparo, aumentando a margem de disparo, sendo que o capacitor série proporciona uma ação autoreguladora de aumento da margem de disparo com o aumento da corrente2.

2 Deve-se lembrar que é necessário haver uma margem de disparo mínima para evitar uma falha de disparo que, quando ocorre, não há a comutação da corrente para a válvula 3 devido à tensão insuficiente na válvula, no instante do disparo.

10

Figura 3.4 - Corrente nas fases A e B do retificador

Figura 3.5 - Tensão dos capacitores das fases A e B do retificador

Figura 3.6 - Tensão terminal entre a fase B e A e a tensão da válvula 3 (fase B) do retificador.

A curva Uv3-Uv1 permite verificar os valores das tensões das válvulas 1 e 3 simultaneamente. Antes do disparo da válvula 3, a tensão da válvula 1 é nula e portanto a tensão Uv3-Uv1 será simplesmente igual ao valor da tensão da válvula 3. A partir do disparo da válvula 3, durante todo o período de comutação, a tensão de ambas as válvulas tornam-se nulas, ou seja, Uv3-Uv1=0. Após a comutação, a tensão da válvula 3 continua nula, de forma que Uv3-Uv1=-Uv1. Em resumo, a tensão Uv3-Uv1 é igual a Uv3 antes da comutação e igual a -Uv1 após a comutação, sendo nula durante todo o período de comutação. Quando há o disparo da válvula, o ângulo entre a passagem por zero da tensão terminal e o instante do

Ub - Ua

Uv3

α<0

α'

Uca

Ucb

]

Ia

Ib

11

disparo é denominado ângulo de disparo (α) . Com a contribuição de tensão do capacitor de comutação que introduziu um avanço na tensão da válvula, este ângulo pode inclusive ser negativo (como é o caso apresentado) permitindo que, mesmo com tensão terminal negativa, possa haver uma tensão positiva na válvula para o disparo. No momento do disparo, obviamente, a tensão da válvula cai a zero, supondo-se que os tiristores sejam ideais. O ângulo entre o cruzamento da tensão da válvula por zero e o momento do disparo é denominado “margem de disparo” e é representado pelo símbolo (α'). Portanto, com a introdução do capacitor de comutação, é possível operar com ângulos de disparo (α) bem inferiores (ou até mesmo negativos), o que leva a um consumo de potência reativa inerentemente menor por parte da estação conversora. Caso este ângulo assuma valores negativos, pode-se até mesmo ter produção de potência reativa, ou seja, a conversora se comportando em relação ao sistema CA como uma carga capacitiva. No entanto, face aos limites mínimos que precisam ser observados com relação às margens de disparo (α’) pode não ser recomendável, na prática, operar com ângulos de disparo nominais negativos. Além disto, da mesma forma que o conversor convencional, como o ângulo de disparo é usualmente utilizado para controlar a corrente ou potência do elo, deve-se utilizar um valor nominal de operação tal que permita uma margem de controlabilidade suficiente para efetuar este controle durante a operação do sistema. Deve-se notar que para pequenos valores negativos do ângulo de disparo, a sensibilidade da tensão CC não muda de sinal ou, em outras palavras, a tensão CC aumenta com a redução do ângulo de disparo. Um limite de ângulo de disparo mínimo evita a inversão do sinal desta sensibilidade para evitar a perda da estabilidade do sistema.

Figura 3.7 - Contribuição do capacitor no processo de comutação do retificador

Analogamente ao caso do retificador, pouco antes do disparo da válvula 3 do inversor, as válvulas 1 e 2 estariam conduzindo, conforme mostrado na Figura 3.8 a seguir, com as válvulas que estão conduzindo representadas com fundo negro:

Uv3- Uv1

Uca

Ucb

Ub−Ua

U'b- U'a

12

5

4 6 Uv2Uv6Uv4

Id

3

Ua

Ub

Uc

U'a

U'b

U'c

Uca

Ucb

Ucc

Ia

Ib

Ic

Uv5Uv1 Uv3

Figura 3.8 - Circuito indicando condução das válvulas 1 e 2, pouco antes do disparo da válvula 3 do inversor De forma similar, são mostradas a seguir as formas de onda das mesmas variáveis, mas agora de um conversor CCC em operação como inversor. Há um comportamento análogo das variáveis do lado do inversor comparadas com as do lado do retificador, sendo que as tensões e correntes dos capacitores possuem as mesmas características, mas com sentidos opostos. No caso do inversor, define-se o ângulo de extinção (γ) como sendo entre a tensão fase-fase da barra terminal e o momento da extinção da condução na válvula. Da mesma forma que o ângulo de disparo para o caso do retificador, o ângulo de extinção em relação à tensão terminal pode ser negativo, pois o capacitor contribui com um atraso na tensão das válvulas, ou seja, para uma tensão terminal positiva pode haver uma tensão negativa na válvula que permita a extinção da condução. Analogamente ao caso do retificador, a margem de comutação (γ') é definida como o ângulo entre a tensão na válvula e o instante da extinção da condução. A introdução do capacitor série resulta num menor ângulo de extinção (γ) mantendo-se a margem de comutação (γ') na região segura, com um conseqüente consumo menor de potência reativa por parte do inversor, ou até mesmo uma possível geração de potência reativa. O ângulo de extinção (γ) e a margem de comutação (γ') são mostrados na Figura 3.11. No caso do inversor, as seguintes fórmulas são usadas:

)'()'(31 aabbvv UcUUcUUU +−+=− ( 3.8) No instante de extinção, a válvula 1 pára de conduzir e a válvula 3 conduz integralmente a corrente. Neste caso a corrente na válvula 1 é zero (U'a=Ua) e a corrente na válvula 3 é constante (U'b=Ub). Adicionalmente a tensão na válvula 3 é nula. Portanto, a tensão na válvula 1 no instante da extinção é dada por:

ababv UcUcUUU −+−=1 ( 3.9) A tensão Ucb é muito negativa e Uca é muito positiva. Portanto os capacitores contribuem significativamente na extinção da corrente na válvula 1 e conseqüentemente melhoram o comportamento do inversor em relação a falhas de comutação e permitem o uso de ângulos de extinção de valores reduzidos ou negativos.

13

Figura 3.9 - Corrente nas fases A e B do inversor

Figura 3.10 - Tensão dos capacitores das fases A e B do inversor

Figura 3.11 - Tensão terminal entre a fase B e A e a tensão da válvula 3 (fase B) do inversor

Analogamente ao caso do retificador, na Figura 3.12 são apresentadas em conjunto as tensões Ub−Ua (tensão entre fases antes da reatância de dispersão, igual à tensão do primário do transformador referida ao secundário), U'b−U'a (tensão entre fases do secundário do transformador), Uv1−Uv3 (tensão entre as válvulas 1 e 3) e as tensões dos capacitores de comutação Uca e Ucb. Da mesma forma que no caso do retificador, a tensão U'b−U'a é coincidente com a tensão Ub−Ua a menos dos instantes de comutação em que U'b−U'a sofre um desnível devido à queda de tensão na reatâncias de dispersão da fase A causada pela variação da corrente durante os períodos de comutação. De forma contrária ao caso do retificador, mas igualmente contribuindo na operação, a contribuição dos capacitores do inversor é feita no sentido do favorecimento do bloqueio da corrente pela válvula 1 por meio de um desnível negativo da tensão, mostrado na Figura 3.11, quando há a comutação para a válvula 3. O efeito dos capacitores é proporcional à corrente e corresponde a um aumento automático na margem de comutação quando a corrente aumenta. Por outro lado, no caso convencional, a margem de comutação não aumenta com a corrente e o inversor é mais sensível a falhas de comutação.

γ' Ub − Ua

Uv1

γ<0

]

Uca

Ucb

]

Ia

Ib

µ

14

Figura 3.12 - Contribuição do capacitor no processo de comutação do inversor

Na figura 3.13 é mostrada a corrente no mesmo gráfico da tensão da válvula. Para que não houvesse superposição de gráficos colocou-se a curva da tensão abaixo da curva da corrente da válvula. Observa-se que durante toda a condução a tensão é praticamente nula, incluindo o período de comutação em que a corrente se reduz até o bloqueio, de forma aproximadamente linear. Logo em seguida, no instante em que há o bloqueio, a tensão da válvula varia bruscamente para um valor negativo. Caso a tensão não fosse negativa , haveria uma falha de comutação, ou seja, a válvula 3 não conduziria a corrente durante este ciclo, que continuaria a ser conduzida pela válvula 1. Na prática deve-se sempre assegurar, em operação normal, uma área negativa mínima da integral da tensão da válvula até a sua passagem por zero para que não haja falha de comutação, pois quanto menor for o valor desta área, maior a probabilidade de ocorrer falha de comutação. No caso de falha de comutação, no lado de corrente contínua haverá um curto-circuito quando houver o disparo da válvula 4 devido à condução simultânea das válvulas 1 e 4, enquanto que no lado de corrente alternada a corrente torna-se nula pois a corrente contínua passa a circular integralmente pelas válvulas curto-circuitadas.

3

Uv1- Uv3

Uca

Ucb

Ub−Ua

U'b- U'a

15

Figura 3.13 - Corrente e tensão na válvula 3

Analogamente ao conversor convencional, o ângulo de comutação (µ) é definido pelo ângulo correspondente à diferença de instantes entre o disparo da nova válvula que assumirá a corrente e o instante em que a válvula que está conduzindo bloqueia a corrente. Esta definição é válida para a operação tanto como retificador como inversor. Este ângulo é mostrado na figura a seguir.

Figura 3.14 - Definição do ângulo de comutação em função da corrente da válvula

Iv1

µ

Iv1=0

Iv

Uv

Uv=0

Iv=0

16

3.2 Características gerais de controle Os componentes principais do controle do CCC são basicamente os mesmos do conversor CCAT convencional, quais sejam: VDCOL (“Voltage Dependent Current Order Limiter” – responsável pela diminuição e aumento gradativo da ordem de corrente e, conseqüentemente da potência do elo, em função da tensão no lado CC diante de defeitos em geral), CCA (“Current Control Amplifier” – responsável pelo cálculo do ângulo de disparo necessário a alcançar-se a ordem de corrente e pela dinâmica de controle da tensão ou corrente contínua entre o inversor e retificador) e “FIRING” (responsável pela geração dos pulsos das válvulas a partir da ordem de ângulo de disparo e de uma referência calculada com relação às tensões da barra da estação conversora). O diagrama de blocos do controle do retificador é mostrado de forma simplificada a seguir, conforme em [15]. Neste diagrama de blocos está mostrado o controle PI (Proporcional-Integral) de corrente do CCA, o controle de potência, o limite Io imposto pelo VDCOL e os limites mínimos e máximos do ângulo de disparo. A implementação completa do controle é descrita em detalhes no Anexo C. Aspectos teóricos complementares são apresentados em [15].

Σ+

+α

αmax

αmin

ΣIord

id

+-

ud

αmin

αmax

sKI R

KP R

Ts11

⋅+

÷ Pord

Iord

Io

Figura 3.15 -Controle do retificador

A seguir é mostrado o diagrama de blocos do controle do inversor, conforme em [15]. Da mesma forma que no caso do inversor convencional, o inversor CCC trabalha saturado em αmax, pela inclusão do sinal de margem de corrente no somador do CCA, sendo que este ângulo é calculado de modo que a margem de comutação γ' seja respeitada.

α

α ( γ ' )

Σ+

+

-

γ 'ref

Σ+

+αmin

αmax

αmax

KP I

αmax

sKI I

Iord

id

αmin

Imargin

Io

Figura 3.16 - Controle do inversor

17

Assim como ocorre nos conversores convencionais, alguns dispositivos adicionais (tais como correção dos limites dos ângulos de disparo, aumento da margem de comutação ou aumento da margem de corrente no inversor) foram introduzidos nos controles, com vistas a propiciar maior robustez operacional. Essas ações são tomadas em função da identificação de: • ocorrência de defeitos • existência de falha de comutação • desbalanço na tensão dos capacitores. Da mesma forma que em conversores CCAT convencionais, o CCA do inversor é programado com uma margem de corrente de modo a operar sempre com um ângulo máximo de disparo (alfa máximo) correspondendo a um ângulo mínimo de extinção (gama mínimo) e controlando, assim, a tensão contínua. O retificador mantém o controle de corrente enquanto o ângulo de disparo conseguir variar dentro da sua faixa de atuação, limitada sempre pelo ângulo mínimo de disparo (alfa mínimo). Os taps dos transformadores conversores, tanto do retificador como do inversor, são utilizados de modo a ajustar o ângulo de disparo do retificador dentro de uma faixa centrada no valor nominal. No caso do CCA, algumas modificações foram inseridas no cálculo dos ângulos mínimo e máximo, uma vez que a presença do capacitor série produz uma defasagem da tensão sobre as válvulas em relação à tensão da barra conversora. Este recurso amplia as margens de controle permitindo um ângulo de disparo mais baixo que o convencional no retificador e mais alto no inversor. Isto faz com que o CCC seja mais robusto e apresente uma recuperação satisfatória em situações onde as estações conversoras convencionais não conseguem. Com isso, o CCC pode ser usado em sistemas com valores de ESCR (relação efetiva de curto-circuito) em torno de 1,0, como será mostrado mais adiante com o sistema benchmark proposto. A presença dos capacitores de comutação introduz uma diferença de comportamento diante de um defeito, pois neste caso, quanto maior a corrente, maior o efeito causado nas tensões sobre as válvulas, aumentando a margem de comutação no inversor e, conseqüentemente, melhorando a estabilidade do controle durante a recuperação. Por outro lado, os capacitores apresentam desbalanço de tensão após defeitos assimétricos (mono ou bifásicos), causado pela diferença das magnitudes das correntes de cada fase durante o distúrbio. Este desbalanço é de grande importância, especialmente para o inversor, uma vez que, ao alterar a tensão sobre a válvula, pode provocar falhas de comutação. Contudo, à medida que a corrente no lado CC retorna ao seu valor pré-defeito, o equilíbrio é restabelecido naturalmente. Para evitar esta ocorrência, a margem de comutação durante a recuperação é aumentada por um tempo e reduzida ao seu valor normal após a recuperação atingir um valor especificado, assegurando-se assim que as correntes de fase se equilibrem sem risco de falhas de comutação. O ajuste desta função de proteção adicional pode ser feito por tentativa e erro, com ajuda de programas como o PSCAD/EMTDC ou ATP. Na representação do “FIRING”, em ambos os programas, PSCAD/EMTDC e ATP, foi utilizado um controle genérico, denominado “phase vector”, utilizado no modelo de ponte conversora de 6 pulsos (“HVDC Valve group model” - G6P200) disponível na biblioteca de modelos do PSCAD. A Figura 3.17 apresenta o diagrama de blocos correspondente ao PLO (“Phase Locked Oscillator”), como apresentado em sua documentação [18]. Os pulsos de disparo são gerados a partir do ângulo calculado ( θ ) considerando-se para as duas pontes de seis pulsos em cada grupo de 12 pulsos, as respectivas defasagens de 30º. Este modelo apresentou um desempenho muito satisfatório.

18

ClarkeTransformation

abc αβ0

vb

vc

va

Σ

V.cos θpll

+

+KP pll

sK pll I

Σω0+ +

+

1.2

0.8

s1

Reset@2π

θpll

vα

vβ

V.sin θpll Figura 3.17 – Controle Genérico “Phase Vector Phase Locked Oscillator”

Abaixo são mostradas as figuras de saída do PLL (Phase Locked Loop). Nesta figura está apresentada a tensão da fase a (Ua), utilizada como referência para medição do ângulo pelo PLL (θpll). O ângulo da tensão da fase A, medido pelo PLL varia de zero, quando a tensão da fase A passa por zero, até 360 graus, retornando a zero a cada ciclo de 360 graus, conforme mostrado na figura. Também é apresentada a tensão entre as fases A e C (Uac) e as correntes da fases A (Ia) e da fase C (Ic). As variáveis são representadas graficamente em escalas diferentes para melhor visualização e, por esta razão, o fator 3 entre as amplitudes de Uac e Ua não é aparente.

Figura 3.18 - Curvas mostrando o funcionamento do PLL

A seguir é mostrada a figura anterior em escala ampliada onde é possível observar a comutação da corrente entre as fases C e A quando o ângulo de disparo, somado a 30 graus (correspondente aproximadamente ao ângulo da tensão entre as fases A e C) coincide com o ângulo dado pelo PLL. Observa-se que, na situação operacional específica aqui indicada, o ângulo de disparo medido em relação à tensão de comutação (tensão no barramento CA da estação) é de cerca de -3o , ou seja, é negativo. Em situações como esta a estação conversora CCC, ao invés de consumir, fornece potência reativa ao sistema CA.

[ ]

Ua

Uac

Ic Ia

θpll

19

Figura 3.19 - Detalhe das curvas demonstrando o funcionamento do PLL

3.3 Critério de troca de reativos nas barras CA dos conversores As duas principais vantagens da configuração que emprega o arranjo de conversores com capacitores de comutação diz respeito aos aspectos associados à redução da compensação reativa shunt3 nas conversoras e da maior robustez em relação à falha de comutação. Em função da contribuição dos capacitores de comutação, em geral apenas os bancos de filtros já são suficientes para o suporte de potência reativa. Para o dimensionamento dos filtros, além da sua adequação aos níveis de correntes harmônicas produzidas durante o processo de conversão CA/CC, outros aspectos devem ser também considerados, como o valor do capacitor de comutação e a margem de comutação (ou ângulo de disparo) desejada. O impacto mais significativo fica por conta da redução das manobras dos bancos em derivação, para diferentes níveis de transmissão de potência CC. 3.4 Características de Modelagem de Conversores com Capacitores de Comutação para Regime

Permanente e Estabilidade Eletromecânica O modelo matemático do conversor CCC foi inicialmente apresentado na referência [1], com algumas alterações introduzidas na referência [15]. Este equacionamento básico é transcrito a seguir para o caso do conversor CCC operando como retificador.

ssdio Vu ⋅π

=23 ;

π= t

xlX

d3 ;

Cd xc ωπ

=3 ;

xl

xc

dd

=ω0

9

2xc

cNd

uπ

= ; xlxc dd

K−

=1

21 ; ( )

2cos d

dioi

uKE −α−=

( ) 100

0 23

3sin V

diuKF

xcddio ∆

ωπω

−ωπ

+αω=

3 É importante ter presente que, construtivamente, a compensação capacitiva total (série mais shunt) é praticamente a mesma nos dois arranjos, convencional e CCC.

[ ]

α

Ic Ia

Uac θpll

20

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛=β

EFarctan 22 FEY +=

onde udio é a tensão CC sem carga; Vss é a tensão fase-fase do transformador conversor do lado da válvula; id é a corrente CC; α é o ângulo de disparo em relação a tensão da barra terminal; µ é o ângulo de comutação (“overlap”); C é a capacitância do capacitor de comutação; ω(= 2πf ) é a velocidade angular correspondente à frequência do sistema; Xt é a reatância do transformador, e ∆V1 e ∆V2 são variações da tensão sobre o capacitor série durante a comutação respectivamente para as fases saindo e entrando em condução. A tensão CC média é dada por:

( ) ( )21431

2coscos VVuu diod ∆−∆⋅⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛µ

π−+

α+µ+α⋅=

( 3.10)

As variações ∆V1 e ∆V2 são calculadas pelas seguintes expressões:

( )[ ] ( ) ( ) ( )µω⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+α

ω+⎢

⎣

⎡µ+α−

µµω+

π=∆ 0

001 sin

2cos1sin

2cos132 d

diodiodxc i

uKuKid

V

( ) ( ) ( )( )⎥⎦⎤−µω

π+µωα+ 1cos

3cossin 00 ddio iuK

( 3.11)

12 3VdiV xcd ∆−µ

π=∆ ( 3.12)

O ângulo de comutação (µ) é calculado através de:

( ) ( ) 0coscos2 0 =β−µω−µ+α− YuKi

diod ( 3.13)

As equações acima formam um conjunto de equações transcendentais, de modo que as variáveis µ, ∆V1 e ∆V2 precisam ser obtidas por processos iterativos (pelo método de Newton-Raphson por exemplo). A tensão CC, ud, tem valor mais elevado para o caso do CCC, se comparado ao conversor convencional, por duas razões: o menor valor de α e a diferença ( )21 VV ∆−∆ na equação ( 3.10). As mesmas fórmulas são aplicáveis ao conversor CCC quando operando como inversor, considerando-se que o mesmo é um retificador, só que fisicamente invertido e operando com ângulos de disparo maiores do que 90 graus. Do ponto de vista da rede CC, o modelo do elo CC, composto por dois conversores conectados por uma linha CC, pode ser representado pelo diagrama abaixo. Este diagrama não inclui a representação dos filtros CC, que é o procedimento hoje usual em estudos de regime permanente e de estabilidade eletromecânica. Deve-se observar, no entanto, que em estudos de transitórios eletromagnéticos e possivelmente também de ressonância subsincrona, a representação explícita destes filtros pode se mostrar relevante, conforme pode ser verificado no Anexo 7.

Figura 3.20 - Diagrama do modelo da rede CC

A tensão CC média de cada conversor é função do seu ângulo de disparo, corrente CC, ângulo de comutação e dos parâmetros dxl e dxc (respectivamente funções da reatância do transformador e do capacitor série). A linha CC e os reatores de alisamento podem ser modelados por equações diferenciais de primeira ordem descrevendo um circuito RL. No entanto, no caso de uma ligação através de cabo subterrâneo ou submarino

Reator de Alisamento

Reator de Alisamento

Linha CCudr udi

21

longo, a capacitância shunt do cabo deve ser também considerada. Do ponto de vista da rede CA, o conversor CCC drena uma potência aparente dada por:

*113 IUQjPS dcdcdc =+= ( 3.14)

onde U1 é a tensão fase-terra e I1 a corrente CA do transformador do lado da ponte. Considerando como referência o ângulo de fase de U1, as relações entre U1, I1 e as variáveis CC são descritas pelas seguintes equações:

diouU63

1π

= ( 3.15)

( ) ( ) ⎥⎦

⎤µ+

⎪⎩

⎪⎨⎧

⎢⎢⎣

⎡−++

π= αµ−

α−µ−

α−jj

jdiojd

jejeeuKeieI 2

1 122

12

6

( ) ( )[ ] ( ) ( )⎪⎭

⎪⎬⎫

⎥⎦

⎤βω+β−⎢

⎣

⎡β−µωω+β−µω

−ω+ µ− sincossincos

100002

0

jjeY j

( 3.16)

Estas equações foram utilizadas na implementação do modelo CCC no programa ANAREDE para cálculo de fluxo de potência, conforme descrito em [8]. Neste cálculo de regime permanente são consideradas válidas as seguintes premissas: • Considera-se que os filtros eliminam idealmente os harmônicos de corrente e tensão do lado CA e CC. • O efeito da forma de onda das válvulas dos conversores, incluindo contribuições do capacitor de

comutação, é considerado a partir das fórmulas de tensão CC média e corrente CA de freqüência fundamental injetada na rede.

• Em um programa de fluxo de potência, dependendo do modo de controle, fixam-se os valores de algumas variáveis em valores especificados pelo usuário, enquanto que os valores das outras variáveis são calculados para atender às equações básicas.

• Durante o processo iterativo (em que se utiliza o método de Newton, por exemplo), os modos de controle são chaveados automaticamente.

3.5 Desempenho em Regime Permanente O programa ANAREDE foi utilizado para levantar o comportamento de regime permanente do CCC em função da potência transmitida ou corrente, e comparando-o com um elo CC com estações conversoras convencionais em um sistema cuja SCR do lado do inversor é de 2. O sistema de potência considerado é uma versão simplificada do elo de corrente contínua de Itaipu, que possui uma linha de transmissão CC de aproximadamente 800 km e os conversores estão conectados a barras infinitas por simples reatâncias. Os capacitores de comutação foram incluídos, e os filtros CA em derivação foram modificados para compensação da potência reativa gerada pelos capacitores de comutação. O objetivo desta seção é expor algumas diferenças de comportamento do CCC e dos conversores convencionais, notando que estas diferenças são altamente dependentes dos parâmetros do sistema, incluindo o comprimento da linha CC e os SCR de ambos os terminais. A Figura 3.21 mostra a curva PV de tensão em função da potência, mostrando que a margem de estabilidade de tensão é maior para o CCC e mostrando a necessidade de chaveamento de bancos de capacitores para o caso de estação conversora convencional, o que pode não ocorrer para o CCC.

22

0,8

0,9

1,0

1,1

1,2

1,3

1,4

3600 4600 5600 6600 7600Potência do Elo (MW)

Figura 3.21 - Curvas PV do conversor convencional e CCC

Em seguida são mostradas as curvas de regime permanente da potência ativa, potência reativa, tap do transformador e ângulo de comutação respectivamente para o retificador e inversor, em função da corrente. Nestas curvas, considerou-se que o ângulo de disparo (α) era utilizado para controlar a corrente, e a margem de comutação (γ') foi mantida fixa em 21o. O comutador de taps do lado do retificador atuava no sentido de manter o ângulo de disparo no valor desejado (15o), enquanto o comutador de taps do inversor atuava no sentido de manter o nível de tensão CC constante. Como a tensão CC era mantida com a variação do tap do lado do inversor, a potência ativa é proporcional à corrente conforme mostrado pela figura seguinte.

3700

4720

5740

6760

7780

8800

0,6 0,8 1, 1,2 1,4Corrente dc (pu)

Figura 3.22 - Potência ativa do retificador em função da corrente para o conversor convencional e CCC

A potência reativa é mostrada na figura a seguir. Verifica-se que a variação de potência é muito maior no caso de conversor convencional.

CCC

convencional

23

400

1400

2400

3400

4400

5400

0,6 0,8 1, 1,2 1,4Corrente dc (pu)

Figura 3.23 - Potência reativa do retificador em função da corrente para o conversor convencional e CCC

A variação dos taps do retificador é mostrado na Figura 3.24. Observa-se que no caso do CCC praticamente não há a necessidade de variação de tap do lado do retificador, o que é uma vantagem em relação ao conversor convencional.

0,97

0,985

1,

1,014

1,029

1,044

0,6 0,8 1, 1,2 1,4Corrente dc (pu)

Figura 3.24 - Tap do transformador do retificador em função da corrente para o conversor convencional e

CCC

Na figura 3.25 são mostrados os ângulos de comutação dos dois casos. Nota-se que a variação para o conversor convencional é muito maior, explicando em parte a maior variação da potência reativa.

11,5

14,9

18,3

21,7

25,2

28,6

0,6 0,8 1, 1,2 1,4Corrente dc (pu)

Figura 3.25 - Ângulo de comutação do retificador em função da corrente para o conversor convencional e

CCC

CCC

convencional

convencional

CCC

CCC

convencional

24

A seguir são apresentadas as curvas referentes ao inversor. A potência ativa é igual à potência do retificador menos as perdas da linha.

3655

4566

5477

6388

7298

8209

0,6 0,8 1, 1,2 1,4Corrente dc (pu)

Figura 3.26 - Potência ativa do inversor em função da corrente para o conversor convencional e CCC

A potência reativa possui comportamento oposto para os dois tipos de conversores, conforme visto na figura a seguir. Enquanto que com o aumento da corrente a potência reativa do conversor convencional aumenta, a potência reativa do CCC diminui, uma vez que com o aumento da corrente haverá uma maior geração de potência reativa por parte do capacitor de comutação e que é maior do que o aumento de consumo de potência reativa por parte do conversor e do transformador.

-1573

-220

1133

2486

3839

5191

0,6 0,8 1, 1,2 1,4Corrente dc (pu)

Figura 3.27 - Potência reativa do inversor em função da corrente para o conversor convencional e CCC

A seguir é mostrada a variação, com a corrente CC, dos taps do transformador do inversor. Observa-se que a variação da curva do CCC não é monotônica, como é a do conversor convencional.

0,973

0,982

0,992

1,001

1,011

1,02

0,6 0,8 1, 1,2 1,4Corrente dc (pu)

Figura 3.28 - Tap do transformador do inversor em função da corrente para o conversor convencional e CCC

CCC

convencional

convencional

CCC

25

A seguir é mostrado o ângulo de comutação que, no caso do conversor convencional, é maior em toda a faixa de operação.

9,7

13,2

16,6

20,1

23,5

27,

0,6 0,8 1, 1,2 1,4Corrente dc (pu)

Figura 3.29 - Ângulo de comutação do inversor em função da corrente para o conversor convencional e CCC 3.6 Desempenho em Regime Dinâmico

O detalhamento dos modelos de um elo CC e de seus controles em programas de estabilidade eletromecânica tem como finalidade permitir a análise dos diferentes modos de operação e a avaliação da influência de emergências próximas ao elo no desempenho dinâmico dos sistemas CA associados. A introdução de capacitores série no circuito de comutação das válvulas aumenta a dificuldade de representação de eventos que resultem em desequilíbrios acentuados de corrente, ou tensão, sobre estes capacitores. Apesar dos contínuos esforços para melhorar a representação de Sistemas de Transmissão em Corrente Contínua nos programas de transitórios eletromecânicos, em geral, são sempre necessários alguns procedimentos especiais para que se consiga reproduzir de forma adequada o seu comportamento nas simulações de determinados eventos, em função das limitações inerentes às modelagens monofásicas de elos CC. Os modelos dos controles do elo CCC representados no programa de estabilidade eletromecânica ANATEM [19] foram elaborados a partir dos modelos trifásicos mais precisos desenvolvidos para os programas de análise de transitórios eletromagnéticos ATP e PSCAD/EMTDC. Em [8] são apresentados detalhes da implementação dos modelos utilizados nos estudos de viabilidade realizados no ANAREDE e ANATEM para entrada do elo CCC de Garabi. Os modelos utilizados neste trabalho do Cigré são mais genéricos, não apresentando alguns dos aspectos específicos dos modelos utilizados em [8]. Em [7] e [9] são apresentadas comparações entre os elos convencionais e CCC do ponto de vista dinâmico e estático. Em [15] são apresentados resultados complementares do desempenho dinâmico do CCC em programas de estabilidade. 3.6.1 Testes nos Sistemas de Controle do CCC Os testes de validação da modelagem do CCC foram realizados de forma gradativa neste trabalho, partindo de uma representação mais simples da rede CA até uma configuração mais complexa, procurando identificar as diferenças no desempenho dinâmico do controle do CCC e tentando melhorar a sua representação no programa de estabilidade eletromecânica ANATEM. Com o objetivo de eliminar as possíveis discrepâncias decorrentes de diferenças na modelagem da rede CA nos programas ATP e ANAREDE, durante os testes de validação dos controles do elo CCC representado no ANATEM utilizou-se em uma primeira etapa um sistema CA com barras infinitas nos lados retificador e inversor, conforme apresentado na Figura 3.30. Neste sistema não foram incluídos os filtros CC derivação, dado que em estudos de estabilidade eletromecânica, a representação ou não destes equipamentos é irrelevante. Entretanto, estes foram considerados no benchmark descrito no próximo capítulo. Deve-se observar que em estudos práticos em programas de transitórios eletromagnéticos, os filtros CC devem ser

CCC

convencional

26

incluídos para tornar possível a identificação de problemas de interações adversas entre a rede de corrente alternada, o elo de corrente contínua e seu sistema de controle. Usualmente os filtros CC derivação estão presentes na transmissão CC com linhas aéreas para diminuir as interferências eletromagnéticas causadas pelos harmônicos da tensão de corrente contínua.

Figura 3.30 - Sistema teste com barras infinitas no retificador e no inversor

Os eventos analisados para avaliação do comportamento dos modelos de controle do elo CCC utilizando o sistema teste da Figura 3.30 foram os seguintes:

• Degrau de -/+ 2% na ordem de corrente do elo CCC; • Degrau de -/+ 50% na ordem de corrente do elo CCC; • Degrau de -/+ 90% na tensão CA do lado retificador; • Degrau de -/+ 90% na tensão CA do lado inversor.

Os resultados obtidos com o programa de estabilidade (ANATEM), comparados com os resultados do ATP (Alternative Transients Program), estão apresentados a seguir.

113

2000 MW± 500 kV

Bipolo

1000 km

± 500 kVFiltros CC

Linha CC26

27

3.6.1.1 Degraus de -/+ 2% na ordem de corrente do elo CCC

0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8 2.0[s]0.95

0.97

0.99

1.01

1.03

1.05

0,95

0,97

0,99

1,01

1,03

1,05

0,4 0,6 0,8 1, 1,2 1,4 1,6 1,8 2,

Figura 3.31 - Corrente contínua (pu)

0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8 2.0[s]-0.1

0.5

1.1

1.7

2.3

2.9

3.5

-0,1

0,5

1,1

1,7

2,3

2,9

3,5

0,4 0,6 0,8 1, 1,2 1,4 1,6 1,8 2,

Figura 3.32 - Ângulo de disparo do retificador (α ret - graus)

ATP

ANATEM

ATP

ANATEM

28

0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8 2.0[s]168.0

168.4

168.8

169.2

169.6

170.0

168,

168,4

168,8

169,2

169,6

170,

0,4 0,6 0,8 1, 1,2 1,4 1,6 1,8 2,

Figura 3.33 - Ângulo de disparo do inversor (α inv - graus)

3.6.1.2 Degraus de -/+ 50% na ordem de corrente do elo CCC

0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8 2.0[s]0.30

0.45

0.60

0.75

0.90

1.05

1.20

0,3

0,45

0,6

0,75

0,9

1,05

1,2

0,4 0,6 0,8 1, 1,2 1,4 1,6 1,8 2,

Figura 3.34 - Corrente CC (pu)

ANATEM

ATP

ANATEM

ATP

29

0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8 2.0[s]-10

0

10

20

30

40

-10,

0,

10,

20,

30,

40,

0,4 0,6 0,8 1, 1,2 1,4 1,6 1,8 2,


0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8 2.0[s]130

140

150

160

170

180

130,

140,

150,

160,

170,

180,

0,4 0,6 0,8 1, 1,2 1,4 1,6 1,8 2,


ANATEM

ATP

ANATEM

ATP

30

3.6.1.3 Variação de -/+ 90% na tensão CA do retificador

0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1 1.2[s]0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

0,

0,2

0,4

0,6

0,8

1,

1,2

0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1, 1,1 1,2


0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1 1.2[s]-10

0

10

20

30

40

50

60

-10,

0,

10,

20,

30,

40,

50,

60,

0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1, 1,1 1,2


ATP

ANATEM

ATP

ANATEM

31

0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1 1.2[s]90

105

120

135

150

165

180

90,

105,

120,

135,

150,

165,

180,

0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1, 1,1 1,2


0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1 1.2[s]0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

0,

0,2

0,4

0,6

0,8

1,

1,2

0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1, 1,1 1,2

Figura 3.40 - Tensão CC do Retificador e do Inversor (pu)

ATP

ANATEM

ATP

ANATEM

Retificador

Inversor

Retificador

Inversor

32

0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1 1.2[s]0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,

0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1, 1,1 1,2

Figura 3.41 - Saída do VDCOL do Retificador e do Inversor (pu)

3.6.1.4 Variação de -/+ 90% na tensão CA do inversor

0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1 1.2[s]0.0

0.4

0.8

1.2

1.6

2.0

2.4

2.8

0,

0,4

0,8

1,2

1,6

2,

2,4

2,8

0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1, 1,1 1,2


ATP

ANATEM

ATP

ANATEM

Retificador

Inversor

Inversor

Retificador

33

0 . 4 0 . 5 0 . 6 0 . 7 0 . 8 0 . 9 1 . 0 1 . 1 1 . 2[ s ]0

2 0

4 0

6 0

8 0

1 0 0

1 2 0

0

20

40

60

80

100

120

0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1, 1,1 1,2


0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1 1.2[s]120.0

126.5

133.0

139.5

146.0

152.5

159.0

165.5

172.0

120,

126,5

133,

139,5

146,

152,5

159,

165,5

172,

0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1, 1,1 1,2


ATP

ANATEM

ATP

ANATEM

34

0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1 1.2[s]-0.35

-0.08

0.19

0.46

0.73

1.00

-0,35

-0,08

0,19

0,46

0,73

1,

0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1, 1,1 1,2

Figura 3.45 - Tensão CC do Retificador e do Inversor (pu)

0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1 1.2[s]0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,

0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1, 1,1 1,2

Figura 3.46 - Saída do VDCOL do Retificador e do Inversor (pu)

ATP

ANATEM

ATP

ANATEM

Inversor Retificador

Inversor Retificador

Retificador

Inversor

Retificador Inversor

35

3.6.1.5 Análise dos resultados dos testes com o Sistema 1: • O desempenho dinâmico dos controles do elo CCC representados no ANATEM foi bastante próximo ao

do ATP, indicando que os modelos desenvolvidos para as duas ferramentas de análise apresentam resultados compatíveis para variações na ordem de corrente e variações equilibradas na tensão CA nos lados retificador e inversor.

• Para que os resultados entre o ANATEM e o ATP fossem compatíveis foi necessário substituir o modelo

mais simples de VCO (“Voltage Controlled Oscilator“) do programa ANATEM, representado por um filtro de 1ª ordem com constante de tempo da ordem de 0,0014 s, por um modelo mais elaborado que levou em consideração a variação da defasagem angular das barras conversoras [22]. A Figura 3.47 apresenta o diagrama de blocos deste novo modelo para representação em programas de estabilidade eletromecânica.

α calc

exp(-sT) ∆ α

1 Gain sync

Delta Alpha

Limitation

ks

k = 720

ks

k = 720 Gain = 12 α order

α meas

φ converter bus

Figura 3.47 - Diagrama de blocos do novo modelo do VCO

36

4 A PROPOSIÇÃO DE UM BENCHMARK Entre os objetivos do Grupo de Trabalho B4-34, do Comitê de Estudos B4 do Comitê Nacional Brasileiro da CIGRÉ, destaca-se a proposição de um circuito benchmark, que possa servir como uma referência para o estudo de estações conversoras utilizando o arranjo CCC. Neste contexto, o presente capítulo tem como propósito apresentar o desenvolvimento deste circuito benchmark, caracterizado a seguir.

Rede Equivalente: O processo de obtenção do circuito benchmark resultou numa rede CA equivalente conectada ao terminal inversor com uma carga total da ordem de 5000 MW, 4 unidades geradoras, 1 compensador síncrono e 12 linhas de transmissão em 500 kV e 230 kV. Para o sistema CA do terminal retificador, efetuou-se uma simplificação do equivalente proposto para o lado do inversor, resultando numa rede composta por 3 unidades geradoras e 9 linhas de transmissão em 500 kV. Adicionalmente, no sentido de aumentar o grau de flexibilidade para os usuários, decidiu-se por desenvolver um segundo circuito benchmark, porém mais simplificado, derivado da Rede Equivalente, e denominado Rede Simplificada. Para tanto, mantiveram-se as linhas de transmissão que conectam as estações conversoras à primeira barra vizinha em cada rede CA, conectando-se a esta barra, circuitos equivalentes calculados na freqüência fundamental.

Com este procedimento, a utilização de uma ou outra rede é uma opção do usuário, e função dos objetivos de seu estudo. No âmbito deste relatório, as Redes CA Equivalentes (retificador e inversor) foram modeladas apenas nas ferramentas de análise de regime permanente e estabilidade eletromecânica (programas ANAREDE e ANATEM, ambos desenvolvidos pelo CEPEL), enquanto que as Redes CA Simplificadas (retificador e inversor), além dos programas citados, o foram também nos programas de transitórios eletromagnéticos ATP e PSCAD / EMTDC. 4.1 Premissas para obtenção do modelo benchmark Os seguintes aspectos nortearam a definição das redes CA que compõem o circuito benchmark:

• Uma potência transmitida pelo elo CCAT correspondente a 2000 MW. • Tendo em vista que uma das principais vantagens da configuração CCC é a aplicação de conversores

CCAT em redes fracas, procurou-se definir as redes com aproximadamente os valores que se seguem para as Relações de Curto Circuito (SCR) nos terminais do elo CCAT:

Retificador: 1,7 Inversor: 1,3

Uma vez que estão sendo propostas duas redes de referência, julgou-se necessário que fosse preservada uma coerência mínima entre os comportamentos dinâmicos destas Redes durante o processo de desenvolvimento das mesmas. Portanto, além da descrição dos procedimentos envolvidos na sua definição, procurou-se também apresentar neste Capítulo as medidas adotadas para assegurar esta coerência. Destaca-se, no entanto que, propositalmente, não houve neste Capítulo preocupação excessiva quanto à otimização da resposta dinâmica do elo CCAT/CCC empregado ao longo dos estudos aqui realizados.

37

4.2 Os Sistemas ligados às barras CA das Estações Conversoras 4.2.1 Redes CA Equivalentes Como primeiro passo para a obtenção do modelo benchmark procurou-se focalizar os aspectos voltados à operação em regime permanente e de desempenho dinâmico. Tendo em vista a experiência operativa do “Back-to-Back” de Garabi, localizado na região sul do Brasil, e que emprega a tecnologia CCC, utilizou-se o sistema receptor do lado brasileiro como referência inicial neste processo, fazendo-se algumas modificações para adequação aos propósitos do trabalho. A Figura 4.1 apresenta um diagrama do sistema então utilizado como referência. A princípio procurou-se preservar algumas das principais usinas de geração e troncos de transmissão desta região. A representação do sistema sudeste, que se interliga ao sistema sul principalmente por linhas de transmissão em 500 kV e 765 kV, foi bastante simplificada. Procurou-se também atender aos seguintes requisitos:

• Operação em regime permanente com tensões dentro de limites aceitáveis e fluxos de potência compatíveis com as linhas de transmissão empregadas.

• Atendimento aos valores planejados para as “SCR”. • Desempenho dinâmico estável, com amortecimento positivo, durante a ocorrência de distúrbios no

sistema. Adotou-se um procedimento baseado no grupamento de máquinas coerentes, no sentido de reduzir a dimensão do sistema. Deve-se destacar que não houve preocupação quanto à preservação plena dos modos de oscilação locais do sistema sul. Alguns ajustes nos controladores foram feitos de forma a adequar a rede aos objetivos do trabalho, como será destacado mais à frente. Este processo resultou numa rede equivalente para o lado inversor com uma carga total da ordem de 5000 MW, 4 unidades geradoras, 1 compensador síncrono e 12 linhas de transmissão em 500 kV e 230 kV. Para o lado do retificador, efetuou-se uma simplificação do equivalente proposto para o inversor, resultando numa rede composta por 3 unidades geradoras e 9 linhas de transmissão em 500 kV. As Redes CA Equivalentes assim concebidas, bem como o fluxo de potência ajustado, encontram-se apresentadas nas Figuras 4.2 e 4.3, respectivamente para o lado do inversor e do retificador. Destaca-se apenas que, por simplificação, nas barras de comutação representou-se o valor líquido de compensação reativa ou seja, filtros CA menos compensação shunt das linhas de transmissão que convergem para estas barras. O montante dos filtros CA é de 280 Mvar por terminal. Os arquivos de dados utilizados para o ajuste de fluxo de potência, no formato empregado pelo programa ANAREDE. Os dados utilizados no ajuste do fluxo de potência são mostrados nas Tabelas H.1 e H.2 don Anexo H.

38

Figura 4.1 – Diagrama do sistema elétrico da região sul do Brasil Linhas de 500 kV Linhas de 230 kV Linhas de 138 kV Ponto de conexão do Back-to-back de Garabi Usinas Hidráulicas Usinas Térmicas

Roi

Uru

gu ai

Iju í

Camboriú M. do

Acaray MD

Garabi

São Borja

S. L.G

Maçambará

Uruguaiana5

Urug. (ES)Uruguaiana

Paso deLos Libres

Livramento

São Vicente

Alegrete 2

BasílioDr. Pelot

Jaguarão

Quinta

Itajaí ll

Tijucas

Ilhota

Palhoça

Florianópoli

Imbituba

Laguna

Joinville

Piçarras

Dis JPi h i

Blumenau II

Umbará

Curitiba

S. Mateus

Mafra

S. BentoR. Negrinho

Blumenau

O. Costa

Rio do Sul

B. Garcia GasparItajaí

Biguaçu

Siderópolis

S. Joaquim

J. Lacerda

Osório

Camaquã

Guaíba 2Palmares

Gravataí

P. Alegre

Eldorado

Cachoeirinh

S. Antônio

GaribaldiC. Bom

Caxias 5Caxias 2

TaquaraT. Coroas

Canastra

N. Prata

C. Novos

V. Ramos

Vacaria

CaçadorCatanduva

HervalO

Videira

Areia

Canoinhas

F. Iguaçu S. Osório

P. Branco

S. MiguelO

Sta. Rosa

Guarita

V. Aires

Lajeado 2 Farroupilha

Sta. Maria3

Sto. Ângelo2

Sto. Ângelo

Sta. Marta

Guaporé

Cruz Alta

Itaúba

P. Pet.

Sta. CruzCharqueada

Scharlau

Bagé 2

Pelotas 3Pelotas 1 e2D. P.

O ó iP. Médici

P. Real

Jacuí

Sta. Maria1

C.

Itá

Xanxerê

G. B.M h

S. Santiago

P. Fundo

Chapecó

Erechim

L. Vermelha

S. Caxias

Pinhalzinho

Machadinh

DonaFrancisca

PA

C.InGrav

1x50 MVA

5x50 MVA

CanoPA

PA

PAP

A

4x18 MW(carvã o)1x86

MWConv er são 50/ 60Hz

Canoas

39

Figura 4.2 – Fluxo de Potência ajustado na Rede Equivalente (rede CA do inversor)

Figura 4.3 – Fluxo de Potência ajustado na Rede Equivalente (rede CA do retificador)

40

Ainda associado ao processo de concepção da Rede Equivalente, no tocante às questões relacionadas à estabilidade eletromecânica e para fins de grupamento das máquinas, foram feitas avaliações do desempenho dinâmico. Estas simulações tiveram também como objetivo promover o ajuste dos parâmetros dos reguladores das máquinas, de forma a proporcionar ao sistema um comportamento amortecido. Tendo em vista o objetivo do benchmark, não se otimizou o grau de amortecimento para todos os geradores, a fim de manter fontes potenciais de distúrbios na rede. Foram feitas várias simulações, compreendendo a aplicação de diferentes distúrbios. As cargas foram modeladas por impedâncias constantes, e alguns dos resultados encontrados estão destacados em seqüência. Os dados necessários para as simulações são apresentados nas Tabelas H.3 a H.7 do Anexo H. Os modelos dos reguladores das máquinas síncronas e os respectivos ajustes são mostrados nas Figuras H.1 a H.3 do Anexo H. Os dados do modelo do CCC e os parâmetros dos controles das estações retificadora e inversora são apresentados, respectivamente, nas Figuras H.4 e H.5 do Anexo H.

41

As Figuras 4.4 (a), (b) e (c) apresentam o comportamento da Rede Equivalente para o bloqueio pleno do elo CCAT. A Figura 4.4(a) ilustra a freqüência nas redes CA do inversor e do retificador. No lado do inversor, observa-se uma expressiva redução desta grandeza em relação ao valor nominal, seguida da sua recuperação. Na rede CA do terminal retificador a sobrefreqüência atinge 62,3 Hz. Na rede CA do inversor destaca-se um comportamento oscilatório na freqüência de 0,6 Hz, com baixo amortecimento, entre a máquina conectada à barra #40 e a máquina #37 (considerada como referência), como ilustrado na Figura 4.4(b) em que se apresenta a variação angular entre ambas. No lado do retificador estas variações são bem menores (considerou-se como referência a máquina conectada à barra #137). Na Figura 4.4(c) ilustra-se a potência elétrica em cada uma das máquinas do lado inversor. Observam-se oscilações com baixo amortecimento. As máquinas #37, #38 e #39 o fazem de modo coerente, em oposição de fase com a máquina #40.

58.

59.

60.

61.

62.

63.

0. 7.5 15. 22.5 30.Tempo (s)

FMAQ 40 10 BUS--040--20FMAQ 39 10 BUS--039--20

FMAQ 38 10 BUS--038--20FMAQ 37 10 BUS--037--20

FMAQ 138 10 BUS--138--20

(a) Freqüência das máquinas das redes CA do retificador e inversor

-100

-80

-60

-40

-20

0

20

40

0. 7.5 15. 22.5 30.Tempo (s)

DELT 14 10 SINCRONO 37 10 BUS--037--20

DELT 38 10 BUS--038--20 37 10 BUS--037--20

DELT 39 10 BUS--039--20 37 10 BUS--037--20

DELT 40 10 BUS--040--20 37 10 BUS--037-

DELT 140 10 BUS--140--20 137 10 BUS--137

(b) Defasagens angulares entre máquinas (redes CA do retificador e inversor)

rede CA do retificador

rede CA do inversor

42

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

0. 7.5 15. 22.5 30.Tempo (s)

PELE 37 10 BUS--037--20PELE 38 10 BUS--038--20

PELE 39 10 BUS--039--20PELE 40 10 BUS--040--20

PELE 137 10 BUS--137--20

(c) Potência elétrica das máquinas

Figura 4.4 – Bloqueio pleno do elo CCAT

Uma outra simulação foi realizada, contemplando a aplicação de um defeito trifásico franco por 100 ms, na barra #11 da rede CA do inversor. Neste caso, as variações de freqüência nas redes CA foram pouco relevantes. As Figuras 4.5 (a), (b) e (c) apresentam outras grandezas de interesse para a análise do comportamento da Rede Equivalente frente este distúrbio. Na Figura 4.5(a) pode-se observar a defasagem angular entre as máquinas da rede CA do inversor, em relação à máquina #37, e entre as máquinas #138 e #137 no lado do retificador. A menos do compensador síncrono conectado à barra #14, as demais não apresentam oscilações com maior significado. No lado do retificador estas variações têm menores amplitudes. A Figuras 4.5(b) ilustra a potência elétrica em máquinas do lado do retificador e do inversor. Observam-se oscilações significativas em decorrência da perturbação, mas que tendem a amortecer rapidamente. A Figura 4.5(c) mostra o comportamento das tensões em diversas barras das redes CA do retificador e do inversor. Tanto as potências dos geradores quanto as tensões nos barramentos, após a extinção do defeito, retornam aos valores originais.

-80.

-64.

-48.

-32.

-16.

0.

0. 2. 4. 6. 8. 10.Tempo (s)

DELT 14 10 SINCRONO 37 10 BUS--037--20DELT 38 10 BUS--038--20 37 10 BUS--037--20DELT 39 10 BUS--039--20 37 10 BUS--037--20

DELT 40 10 BUS--040--20 37 10 BUS--037--20DELT 138 10 BUS--138--20 137 10 BUS--137--20

(a) Defasagens angulares entre máquinas (redes CA do retificador e inversor)

43

200

600

1000

1400

1800

2200

0. 2. 4. 6. 8. 10.Tempo (s)

PELE 37 10 BUS--037--20PELE 38 10 BUS--038--20

PELE 39 10 BUS--039--20PELE 40 10 BUS--040--20

PELE 137 10 BUS--137--20

(b) Potência elétrica nas máquinas nas redes CA do retificador e inversor

0.

0.21

0.42

0.63

0.84

1.05

1.26

0. 1. 2. 3. 4. 5.Tempo (s)

VOLT 11 BUS--011-500VOLT 12 BUS--012-500

VOLT 26 INVERSORVOLT 113 RETIFICADOR

VOLT 111 BUS--111-500

(c) Tensões nas redes CA do retificador e inversor

Figura 4.5 – Defeito Trifásico franco por 100 ms na barra #11 da rede CA do inversor Também foi aplicado um defeito trifásico franco por 100 ms, na barra #112 da rede CA do retificador. O comportamento da Rede Equivalente está ilustrado nas Figuras 4.6 (a), (b) e (c). Na Figura 4.6(a) observa-se o comportamento da potência CC, medida no terminal retificador, e as curvas de consumo de potência reativa do retificador e inversor. A Figura 4.6(b) ilustra os ângulos de disparo no retificador (α’, α), e de extinção no inversor (γ’). Na Figura 4.6(c) pode-se observar a defasagem angular entre as máquinas da rede CA do inversor, em relação à máquina #37, e de máquinas do retificador, em relação à máquina #137. Novamente a máquina conectada à barra #40 apresenta um comportamento oscilatório com baixo amortecimento. No lado do retificador estas variações são de menor amplitude. As variações de freqüência das redes CA não foram significativas.

44

0

300

600

900

1200

1500

1800

2100

0. 2.5 5. 7.5 10.Tempo (s)

PCNV 1 CONVERSOR NEUTRA RETIFICADORAQCNV 1 CONVERSOR NEUTRA RETIFICADORA

QCNV 2 CONVERSOR INVERSORA NEUTRA

(a) Potência CC no retificador e Consumo de Potência reativa nos conversores

-10.

8.

26.

44.

62.

80.

0. 2.5 5. 7.5 10.Tempo (s)

ALFA* 1 CONVERSOR NEUTRA RETIFICADORA

ALFA 1 CONVERSOR NEUTRA RETIFICADORA

GAMA 2 CONVERSOR INVERSORA NEUTRA

(b) Ângulos de disparo no retificador (α’, α) e de extinção no inversor (γ’)

-23.

-18.

-13.

-8.

-3.

0. 2.5 5. 7.5 10.Tempo (s)

DELT 38 10 BUS--038--20 37 10 BUS--037--20DELT 39 10 BUS--039--20 37 10 BUS--037--20DELT 40 10 BUS--040--20 37 10 BUS--037--20

DELT 138 10 BUS--138--20 137 10 BUS--137--20DELT 140 10 BUS--140--20 137 10 BUS--137--20

(c) Defasagens angulares entre máquinas (redes CA do retificador e inversor)

Figura 4.6 – Defeito Trifásico por 100 ms na barra #112 da rede CA do retificador

Potência CC

γ’

α’ α

45

4.2.2 Redes CA Simplificadas Em adição à definição da Rede Equivalente, conforme apresentado anteriormente, concebeu-se também um modelo mais reduzido, que se denominou Rede Simplificada. Em uma etapa inicial, foram considerados sistemas CA bastante simplificados no retificador e no inversor, compostos apenas por impedâncias equivalentes vistas das barras conversoras, atendendo às premissas definidas no item 4.1. Entretanto, nos programas de transitórios eletromagnéticos tais equivalentes mostraram-se inadequados, uma vez que este sistema, diante de perturbações, apresentava durante a recuperação, correntes de inrush nos transformadores conversores do inversor que, embora tivessem valores relativamente baixos, eram suficientes para provocar o aparecimento de falhas de comutação. Estas falhas foram evitadas pela implementação de uma ação de controle que resultava em um atraso na recuperação do elo, prejudicando de modo significativo o seu desempenho. Entretanto, ao se incluir as linhas de transmissão conectadas às barras das estações conversoras, ou seja, passando-se a ligar os equivalentes dos sistemas CA a uma barra subsequente, estas correntes não apareceram mais. O Anexo E apresenta os resultados processados no programa EMTDC/PSCAD, onde esta análise foi feita. Resumidamente, adotou-se o seguinte procedimento:

• Preservaram-se as linhas de transmissão que conectam as estações conversoras à primeira barra vizinha (barra # 11 no lado do inversor, barras #112 e #111 no lado do retificador).

• Nestas barras de fronteira foram conectados equivalentes calculados na freqüência fundamental. • Nos equivalentes, numa primeira etapa, foram ligadas fontes ideais de tensão com amplitude constante.

Posteriormente, foi incluída a representação dinâmica das máquinas equivalentes. No âmbito do programa ANAREDE, foram então feitos os respectivos ajustes de fluxo de potência em ambas as redes CA, de forma que guardassem similaridade com o ajuste adotado na Rede Equivalente. A Figura 4.7 apresenta os diagramas unifilares das Redes Simplificadas para o retificador e para o inversor, destacando-se (linhas tracejadas), a posição dos equivalentes então calculados. Nas Tabelas H.10 e H.11 do Anexo H são apresentados os respectivos dados. O procedimento adotado para o cálculo dos circuitos equivalentes, bem como os valores obtidos para os mesmos, está destacado no ítem 4.3.

Figura 4.7 – Fluxo de Potência ajustado para a Rede Simplificada

Er2

Er1

Ei

46

4.2.3 As Relações de Curto-circuito Os resultados obtidos nos cálculos das potências de curto-circuito nas barras de comutação de ambas as conversoras encontram-se listados na Tabela 4.1, expressos tanto em termos da “Short Circuit Ratio” (SCR) como da “Effective Short Circuit Ratio” (ESCR). Estes valores são muito próximos para as Redes Equivalente e Simplificada, e são aproximadamente iguais aos inicialmente planejados.

Tabela 4.1 – Relações de curto-circuito nas barras de comutação das conversoras

SISTEMA SCR Valores

Planejados

SCR Valores Obtidos

ESCR Valores Obtidos

POTÊNCIA DE CURTO-CIRCUITO TRIFÁSICA

(MVA) Inversor 1,30 1,42 1,28 2840.

Retificador 1,70 1,86 1,73 3710. A principal informação qualitativa que se espera obter destes dois índices diz respeito à relação entre a robustez do sistema CA e o desempenho esperado do elo CCAT. Enquanto a SCR retrata a relação entre a potência de curto-circuito na barra de comutação e a potência CC, no cálculo da ESCR, a potência dos filtros CA é descontada da primeira grandeza. Como o montante de filtros CA, em configurações CCC, é usualmente muito menor do que no caso de configurações convencionais, a SCR e a ESCR passam a apresentar valores mais próximos entre si para esta nova modalidade de conversor. Com o objetivo de se avaliar as conseqüências desta constatação foi realizada uma análise de sensibilidade. A Tabela 4.2 exemplifica uma primeira comparação entre estes dois índices, para uma mesma rede CA no inversor, supondo-se o emprego de um elo em duas situações de configurações para as conversoras: convencional e CCC. Observa-se que, enquanto os valores de ESCR indicam que o elo CCAT na configuração convencional deva apresentar maiores dificuldades para o seu desempenho se comparado com a configuração CCC, os valores da SCR apontam para que os desempenhos devam ser muito parecidos. Ã primeira vista, isso indica que a ESCR fornece uma informação mais adequada, uma vez que se espera um desempenho melhor com o arranjo CCC.

Tabela 4.2 – Relações de curto-circuito na barra de comutação do inversor

CONFIGURAÇÃO SCR ESCR POTÊNCIA DE CURTO-CIRCUITO TRIFÁSICA

(MVA) Convencional 1,42 0,92 2840.

CCC 1,42 1,28 2840. Considerando-se que, para terem desempenho semelhantes, a SCR da configuração convencional deva ser maior do que a SCR da configuração CCC, a Tabela 4.3 mostra um segundo exemplo em que, tomando-se, respectivamente, os valores de 1,78 e 1,42, obtem-se um mesmo valor de 1,28 para a ESCR. Nesta situação, observa-se mais uma vez que a ESCR indicaria um desempenho semelhante para ambas as configurações.

Tabela 4.3 – Relações de curto-circuito na barra de comutação do inversor

CONFIGURAÇÃO SCR ESCR POTÊNCIA DE CURTO-CIRCUITO TRIFÁSICA

(MVA) Convencional 1,78 1,28 3560.

CCC 1,42 1,28 2840. Estes exemplos mostram que, numa análise preliminar para comparação do desempenho esperado de sistemas CCAT que empregam configurações convencionais e CCC, considerando apenas as relações de curto-circuito, a ESCR é um índice mais adequado do que a SCR.

47

4.3 Modelagem nos Programas PSCAD/EMTDC e ATP Para a análise do desempenho do elo CCAT/CCC, o trabalho foi iniciado pela modelagem, no programa PSCAD/EMTDC, das Redes CA Simplificadas do retificador e inversor, da linha CC, dos filtros CC e dos reatores de alisamento, dos transformadores conversores e das válvulas, bem como de um controle básico. Após o ajuste do controle e a implementação de alguns controles adicionais, obteve-se um desempenho satisfatório do elo na recuperação em várias condições de defeito, tanto no retificador como no inversor. Em seguida, todo este conjunto foi modelado no programa ATP utilizando-se para a representação do controle tanto as rotinas TACS como MODELS (facilidades presentes no programa ATP, para a modelagem de sistemas de controle). Finalmente, foram comparados os resultados obtidos com estes programas, conforme apresentado no Anexo D. A opção pela implementação no programa ATP foi feita devido ao fato de ser este último um programa gratuito e, portanto, de uso mais disseminado, tornando a representação do benchmark disponível a um maior número de usuários. a) O Bipolo CC O bipolo CC, composto por uma linha de 2 polos, com 4 subcondutores de 1351 MCM cada, e com um comprimento total de 1000 km, foi modelado em ambos os programas considerando a dependência dos seus parâmetros elétricos com a freqüência. Na Tabela H.17 (Anexo H) é apresentado o arquivo em formato ATP, utilizado para a obtenção do modelo da linha CC, contendo sua configuração e dimensões. Na Figura H.9 (Anexo H) são também mostradas as estruturas e parâmetros dos filtros CC, em ambos os terminais, sintonizados no 12º e 24º harmônicos, além dos reatores de alisamento (270 mH). A Figura 4.8(a) apresenta a resposta em freqüência (impedância em ohms) da linha CC com a presença apenas dos reatores de alisamento, enquanto a Figura 4.8(b) ilustra a influência da inclusão dos filtros CC. Em ambos os casos não se verificou a ocorrência de ressonâncias série em freqüências correspondentes a harmônicos característicos, podendo-se no entanto destacar a ressonância série próxima ao 2o harmônico (100 Hz).

(f ile Z wF D .pl4; x -v ar t ) v :POLO5 v :POLO7

0 200 400 600 800 10000

2

4

6

8

10

12

*10 3

(f ile ZW -LTFD C .pl4; x -v ar t ) v :POLO5

0 200 400 600 800 1000[s ]

0

2

4

6

8

10

12

[kV]

(a) Sem Filtros CC (b) Com Filtros CC

Figura 4.8 – Resposta em Freqüência da linha CC

b) As redes CA A Rede Simplificada foi utilizada para a representação dos sistemas CA conectados às estações conversoras, considerando o propósito desta etapa. Entretanto, as seguintes considerações foram feitas:

• As linhas de transmissão que conectam estas estações à primeira barra vizinha (barra # 11 no lado do inversor, barras #112 e #111 no lado do retificador), foram representadas incluindo a dependência de seus parâmetros com a freqüência, adotando-se a configuração da linha de transmissão em 500 kV de Garabi (lado brasileiro).

• Nestas barras de fronteira, além das componentes de seqüência positiva, foram consideradas as componentes de seqüência zero da impedância dos equivalentes.

48

O arquivo com os dados empregados no cálculo dos modelos das linhas (especificamente para a linha #11 - #26), no formato ATP, onde se inclui sua configuração e as respectivas dimensões, está apresentado na Tabela H.18 (Anexo H). Na Tabela H.19 (Anexo H) destacam-se os comprimentos atribuídos cada circuito em questão. Para o cálculo dos equivalentes modais conectados às barras de fronteira, empregou-se o programa ANAFAS, desenvolvido pelo CEPEL. Naturalmente, os circuitos que integram a Rede Equivalente foram utilizados como a fonte de dados de seqüência positiva. Os circuitos de seqüência zero foram obtidos da seguinte forma: as linhas de transmissão incluidas na parte da rede que será substituida pelos equivalentes modais foram separadamente modeladas no programa ATP, empregando-se a mesma configuração típica anteriormente citada. Pôde-se assim obter as impedâncias de seqüência zero de cada linha, na freqüência fundamental, compondo-se então as redes de seqüência zero para o lado do retificador e do inversor. No lado do inversor foram calculadas as impedâncias equivalentes de seqüências positiva e zero, vista da barra #11, a partir dos valores das potências de curto-circuito trifásico e monofásico nesta mesma barra. Para a rede CA do retificador, foram calculadas as impedâncias equivalentes próprias e mútuas nas barras #111 e #112 (seqüência positiva e zero). Como existe uma linha de transmissão entre estas barras, e a impedância equivalente entre elas resultou em um valor quatro vezes maior, a mesma foi desconsiderada. Abaixo estão apresentados os valores das impedâncias equivalentes de seqüência positiva e zero, em % (base 100 MVA), assim obtidos. A localização destes circuitos equivalentes pode ser visualizada na Figura 4.7. Seq. Positiva Seq. Zero Localização BARRAS R1 X1 R0 X0 112 0 .90783 3.9117 2.6783 7.3773 Retificador (Er2) 111 112 .13919 4.8962 16.788 65.378 (desconsiderado) 111 0 .12983 1.6354 .65441 2.9996 Retificador (Er1) 11 0 .30861 1.423 .94085 2.7777 Inversor (Ei) Uma vez concluída a modelagem das linhas de transmissão e o cálculo dos equivalentes modais, utilizou-se o ajuste de fluxo de potência anteriormente apresentado para se finalizar a representação da Rede Simplificada. Para facilitar sua visualização, e simplificação, foram retirados os modelos das linhas CA e CC. Destaca-se a presença dos filtros CA de 11a e 13a ordem em ambos os lados (consideraram-se também filtros CA de 24a e 36a ordens, que absorvem os pares de harmônicos 23o/25o e 35o/37o). Em seqüência foi feito o levantamento da resposta em freqüência da impedância de seqüência positiva, vista das barras conversoras do retificador e do inversor, apresentado nas Figuras 4.9 e 4.10. Verifica-se no lado inversor uma ressonância paralela muito próxima do 2o harmônico, e no lado retificador, uma ressonância paralela próxima do 3o harmônico, o que pode ser fonte de sobretensões nos casos de defeitos desbalanceados nesta rede CA.

(f ile ZwFDt.pl4; x-v ar t) v :RE113A-

0 200 400 600 800 10000

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

Figura 4.9 – Resposta em Freqüência rede CA retificador - impedância de Seq. Positiva

49

(f ile ZwFDt.pl4; x-v ar t) v :INV26A-

0 200 400 600 800 10000

500

1000

1500

2000

2500

Figura 4.10 – Resposta em Freqüência rede CA inversor - impedância de Seq. Positiva

Para fins de comparação, resumiu-se na Tabela 4.4 os valores das impedâncias de seqüência positiva em 60 Hz, obtidas com os programas ATP e ANAFAS, desconsiderando-se a presença dos filtros CA. Percebe-se uma coerência muito boa entre os resultados.

Tabela 4.4 – Impedâncias de seqüência positiva em 60 Hz nas barras de comutação das conversoras

Programa ANAFAS Programa ATP

Inversor 89,00 ∠81,46o Ω 87,27 ∠81,54o Ω Retificador 62,25 ∠83,74o Ω 63,38 ∠83,73o Ω

As configurações e os parâmetros dos filtros CA e CC são apresentados na Figura H.9 (Anexo H).

50

5 CONCLUSÕES 1. A tecnologia de transmissão em corrente contínua (CCAT) na modalidade de comutação natural (LCC

– Line Commutated Converter), sofreu melhoramentos importantes nos últimos anos, tendo em vista, principalmente, um melhor desempenho e uma maior economicidade das diversas possibilidades de aplicação. Dentre esses melhoramentos, destaca-se o uso de capacitores série no circuito principal das conversoras. A configuração do circuito principal com capacitores entre as pontes de seis pulsos e o secundário dos transformadores dos conversores (comumente designada CCC), tem tido a preferência da indústria pelas vantagens apresentadas, existindo duas instalações importantes no Brasil e nos Estados Unidos, do tipo “back-to-back” (Anexo B).

1.1. A compensação série pode ser instalada em um ou nos dois terminais do elo CCAT, com valores iguais ou diferentes no retificador e no inversor, principalmente, no caso de elos ligando uma geradora a um centro de consumo.

1.2. As novas características do circuito principal das conversoras CCC, introduzidas pelos capacitores série, fazem com que as mesmas tenham um comportamento extremamente favorável quando instaladas em sistemas CA com ESCR a partir de 1 no inversor. Além desta característica importante de desempenho com impacto favorável na economicidade do elo, essas conversoras apresentam também um comportamento extremamente favorável quanto a falhas de comutação, conforme se pode concluir dos trabalhos apresentados e discutidos neste relatório.

1.3. As características mencionadas acima são proporcionadas por novas margens de disparo e extinção, definidas neste trabalho como alfa linha – margem de disparo para o retificador, e gama linha – margem de extinção para o inversor. Estas novas margens se devem ao avanço de fase sofrido pelas tensões fase-fase que de fato são vistas pelas válvulas, em relação à tensão na barra de comutação, conforme explicado no item 3.1 e indicado nas Figuras 3.6 e 3.11 do Capítulo 3.

1.4. A presença dos capacitores no circuito principal acarreta também menores ângulos de comutação (overlap) e, em conseqüência, valores mais elevados de harmônicos CA e CC, em comparação com os valores destas grandezas que se tem em elos CCAT dotados de estações conversoras convencionais.

2. Os equipamentos do circuito principal são dimensionados seguindo-se os princípios que norteiam a definição dos parâmetros dos equipamentos de estações convencionais, observando-se:

2.1. O dimensionamento dos filtros CA para conversoras CCC deve ser desenvolvido considerando-se os menores filtros que satisfaçam os requerimentos de correção de harmônicos de acordo com os critérios estabelecidos para a coordenação indutiva. A potência reativa adicional requerida para operação da conversora deve então ser alocada ao capacitor série, em função das implicações favoráveis de uma compensação série maior para o desempenho da estação, conforme já indicado anteriormente.

2.2. Os transformadores conversores, além dos requisitos usuais considerados no dimensionamento dos mesmos em estações convencionais, deverão atender a requisitos adicionais devidos à instalação do capacitor série, como seja o requisito de tensão máxima mais elevada em regime permanente, causada pela composição com a queda de tensão no capacitor, taxas de variação de tensão (dv/dt) mais elevadas, uma maior presença de harmônicos de corrente e tensão, etc.

2.3. O dimensionamento do capacitor série é definido considerando-se o balanço de potência reativa na estação, para o qual se devem considerar as seguintes parcelas: (a) potência dos filtros CA, (b) troca de reativos com o sistema CA, conforme definida nos critérios de projeto da estação e (c) consumo de reativos da própria estação nas condições estabelecidas para operação nominal, assim como para que a mesma tenha um bom desempenho quanto a falhas de comutação. No caso do dimensionamento de capacitores série instalados em estações retificadoras alimentadas diretamente por usinas geradoras, deve também ser

51

considerada, devido a economicidade geralmente favorável, a possibilidade de parte substancial do balanço de reativos ser fornecido pelas próprias máquinas.

2.4. O sistema de controle de conversoras CCC é estruturado a partir da mesma filosofia básica usada nos elos com conversoras convencionais, considerando-se porém, as novas margens alfa linha e gama linha. Conceitualmente a única diferença é a necessidade de se incluir uma nova função, destinada a monitorar a simetria das correntes nas fases do capacitor série. Isto se deve a que, durante defeitos assimétricos, fluem correntes desbalanceadas que levam à assimetria do carregamento de cada fase do capacitor e, conseqüentemente, a desequilíbrio nas tensões. Este desequilíbrio é, felizmente, transitório, e tende a desaparecer tão logo seja recuperada a simetria das correntes. No entanto, logo após defeitos assimétricos o desequilíbrio, decrescente mas ainda presente, pode levar a falhas de comutação durante a recuperação. Uma possível solução para minorar os possíveis problemas causados pelo desbalanço é fazer com que os ângulos de extinção sejam aumentados transitoriamente, conforme indicado neste trabalho.

3. Para investigar o novo arranjo de conversoras, bem como estabelecer as características de novos elos CCAT usando conversoras CCC, torna-se necessário prover-se os programas de simulação digital já existentes com modelos deste tipo de conversora para possibilitar estudos de funcionamento de elos em regime permanente, assim como durante transitórios eletromecânicos e eletromagnéticos.

3.1. Para estas finalidades foram desenvolvidos pelo GT B4-34 e estão relatados neste trabalho, modelos a partir dos recursos já existentes nos programa ANAREDE, ANATEM, EMTDC e ATP, que foram usados na estruturação e ajuste de um circuito “benchmark” (BM) com equivalentes complexos representando as redes CA ligadas às conversoras nos terminais retificador e inversor, assim como equivalentes simplificados das redes CA com representações detalhadas dos controles das conversoras, para estudos de transitórios eletromagnéticos e eletromecânicos.

3.2. Estes “benchmarks” desenvolvidos, permitem estudos para definição e/ou otimização de parâmetros para novos elos usando conversoras CCC, para comparação entre estudos efetuados com diferentes ferramentas e/ou entre trabalhos de investigação conduzidas por diferentes entidades.

3.3. Tendo em vista que as possíveis aplicações das configurações CCC são aquelas interligando sistemas CA com baixas relações de curto circuito, os BM’s foram definidos para sistemas CA com ESCR igual a 1,73 no retificador e 1,28 no inversor. Estudando-se parametricamente, conforme mostrado no Capítulo 4, observou-se que aplicações com ESCR em torno de 1 (1,01 em nosso caso) no inversor provavelmente representam o limite inferior em que este arranjo pode ainda oferecer desempenho aceitável.

3.4. Na definição dos circuitos equivalentes simplificados foi verificado não ser adequado usarem-se simplesmente barras infinitas na representação dos equivalentes, como se faz convencionalmente. Isto porque a ausência de uma representação da dinâmica das máquinas, mesmo que simplificada, falseia de modo significativo os resultados, conforme mostrado no item 4.3 do Relatório.

3.5. Deve ser observada, ainda, a necessidade de inclusão dos reatores de alisamento, dos filtros CC e dos filtros CA, particularmente nos casos mais críticos. Observe-se ainda que a inclusão dos reatores de alisamento deve ser vista como relevante não apenas em estudos de ressonância do elo com conversoras CCC, mas também como parte dos filtros CC.

3.6. Verificou-se que apesar das limitações inerentes aos equivalentes da rede CA, foi possível observar a ocorrência de ressonâncias quando de defeitos assimétricos, particularmente no terminal inversor.

3.7. Os equivalentes simplificados (redes simplificadas) poderão ser também usados no programa ANATEM, desde que seja incluída representação dinâmica detalhada das máquinas. No entanto é mister não esquecer que resultados de estudos com equivalentes simplificados não

52

são representativos quanto ao comportamento dos diferentes modos de oscilação de um sistema de grande porte.

3.8. Para se ter uma resposta correta dos estudos a serem desenvolvidos utilizando-se os equivalentes discutidos neste Relatório, deve ser observado que as barras de fronteira destes equivalentes não devem ser as barras CA das conversoras, mas ligadas a estas por linhas reais do sistemas equivalentados.

3.9. Este trabalho apresenta, no item 4.3, importantes considerações assim como propõe procedimentos a serem adotados, relativamente à correta representação das falhas de comutação em estudos de estabilidade transitória (de transitórios eletromecânicos), onde os algoritmos utilizados só representam fenômenos de baixa freqüência na faixa das oscilações entre máquinas e entre áreas (alguns Hertz, ou fração).

3.10. A ocorrência de perturbações assimétricas em sistemas com compensação série no circuito de comutação (CCC), dá origem a tensões desbalanceadas nos capacitores. A programação dos estudos de desempenho dos sistemas de transmissão com estações conversoras CCC deverá incluir a investigação dos efeitos destes desbalanços no desempenho do sistema, em adição aos estudos de estabilidade eletro-mecânica usuais. Estes estudos deverão ser feitos com programas digitais de transitórios eletromagnéticos do tipo ATP, pois os programas de estabilidade eletromecânica, incluindo o ANATEM, não são apropriados para este tipo de estudo.

53

6 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] John Reeve, John A. Baron and G. A. Hanley, “A Technical Assessment of Artificial Commutation of

HVDC Convertes with Series Capacitors”, IEEE Trans on PAS, vol PAS-87, No. 10, October 1968.

[2] A. M. Gole, R. W. Menzies, “Analysis of Certain Aspects of Forced Commutated HVDC Inverters”, IEEE Trans on PAS, vol. PAS-100, No. 5, May 1981.

[3] S. Nyati, S. R. Atmuri, D. Gordon, V. Koschik and R. M. Mathur, ”Comparison of Voltage Control Devices at HVDC Converter Stations Connected to Weak AC Systems”, IEEE Trans on Power Delivery, vol. 3, No. 2, April 1988.

[4] Bradley k. Johnson, “HVDC Models Used in Stability Studies”, IEEE Trans on Power Delivery, vol. 4, No. 2, April 1989.

[5] Tomas Jonsson, Per-Erik Björklund, “Capacitor Commuted Converters for HVDC”, IEEE/KTH Stockholm Power Tech Conference, Stockholm, Sweden, June 1995.

[6] J. R. Diago, F. J. Bugallo, M. Baleeiro, G. Biledt, J. Graham, “GARABI - A Interligação de 1000 MW Argentina - Brasil”, VIII ERLAC, Ciudad Del Este, Paraguai, Maio1999.

[7] A. R. Carvalho, S. Gomes Jr., W. W. Ping, N. Martins, “Comparação do Desempenho Dinâmico de Conversores Convencionais e Conversores com Capacitor de Comutação”, VIII ERLAC, 1999.

[8] S. Gomes Jr., H. J. Pinto, N. Martins, R. D. Rangel, A. R. Carvalho, R. Ljungqvist, T. Jonsson, “Modeling ABB’s HVDC/CCC into the CEPEL Simulation Package”, VI SEPOPE, 1998.

[9] S. Gomes Jr., N. Martins, W. W. Ping, A. R. Carvalho, “Vantagem da Utilização do Conceito CCC nos Esquemas em HVDC”, XVI SNPTEE, 1999.

[10] CIGRÉ WG 14.22, “New Circuit Concepts for HVDC”, summary 5/99.

[11] M. Meisingset, A.M. Gole, R. Burton, T.R. Time, P.O.Eide, R. Fredheim, "Impact of Capacitor Commutated Converters in AC-Systems with Multiple DC Infeed", 13o PSCC, 1999.

[12] M. Szechtman, T. Wess, C.V. Thio, et. al., CIGRÉ WG 02, "First Benchmark Model for HVDC Control Studies", Electra no. 135, pp. 54- 73, April 1991.

[13] CIGRÉ WG 14.02, "The CIGRE HVDC Benchmark Model - a New Proposal with Revised Parameters", Electra no. 157, pp. 60-66, December 1994.

[14] M.M. Babu Narayanan, S. Parameswaran, "Study of control strategies for New CIGRE HVDC Benchmark Model", Report 14-113, Cigré 1998 Session, Paris, France, August 1998.

[15] S.Gomes Jr., N.Martins, T. Jonsson, D. Menzies, R. Ljungqvist, "Modeling Capacitor Commutated converters in Power system Stability Studies", IEEE Trans. On Power Systems, Vol. 17, No. 2, May, 2002.

[16] L. Carlsson, A. Persson, T. Jonsson, G. Liss, P. Ebjörklund,"New Concepts in HVDC Converter Station Design", Report 14-102, Cigré 1996 Session, Paris, France, 1996.

[17] Barros, J. G. C., et. al., CIGRÉ GT B4-34, "Series Capacitor Commutated (CCC) HVDC Converter Stations: Benchmark for Digital Simulation Studies", IX SEPOPE, Rio de Janeiro, Brazil, May 2004.

[18] "PSCAD/EMTDC User´s Manual ", Manitoba HVDC Research Center, Canadá, 2004.

[19] "Manual do Usuário do Programa ANATEM", CEPEL, Brasil, 2004.

[20] Dommel, H. W., “Electromagnetic Transients Program Reference Manual (EMTP Theory Book)”, Bonneville Power Administration, Portland, Oregon, August 1986.

[21] “Alternative Transients Program (ATP) Rule Book”, Leuven EMTP Center (LEC), July 1987.

[22] Donald F. Menzies – “Estudo de Desempenho Dinâmico do Elo de Corrente Contínua” – Nota Técnica DEE.O 02/98 – FURNAS CENTRAIS ELÉTRICAS S.A - Abril 1998.

[23] ABB Utilities AB, SE-771 80 Ludvika, Sweden.

54

[24] ABB Power Technologies AB, Power Systems / HVDC, SE-771 80, Ludvika, Sweden.

[25] John Graham, Don Menzies, Geir Biledt, Antônio Ricardo Carvalho, Wo Wei Ping, Acacio Wey; “Electrical System Considerations for the Argentina-Brazil 1000 MW Interconnection”, CIGRE Biennial, Paris, 2000.

[26] Don Menzies, Hans Eriksson, Fabiano Uchoas Ribeiro, “Commissioning The Garabi I Back-to-Back Converter Station”`, Erlac 2001.

[27] Torbjörn Karlsson, Mats Hyttinen, Lars Carlsson and Hans Björklund, “Modern Control and Protection System for HVDC”, ABB Power Systems, S-771 80 Ludvika, Sweden.

55

ANEXO A - CONSIDERAÇÕES ESPECÍFICAS PARA AS DEFINIÇÕES DAS PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS DOS EQUIPAMENTOS DO CIRCUITO PRINCIPAL DE CONVERSORAS CCC Ao se definirem as características dos principais equipamentos de uma conversora CCC, os aspectos discutidos a seguir deverão ser considerados, em adição aos pontos normalmente abordados na especificação desses equipamentos para uma conversora convencional. O principal efeito do capacitor de comutação, no tocante ao dimensionamento, é permitir redução da capcidade física (potência construtiva) dos filtros CA e dos transformadores dos conversores, por conta da potência reativa absorvida por este capacitor durante a operação normal. Desta forma, as capacidades nominais na freqüência fundamental, tanto dos filtros como dos transformadores, podem ser reduzidas substancialmente. O dimensionamento das válvulas também é afetado, em função de maiores perdas nos circuitos amortecedores, “valve snubbers”, assim como de solicitações de tensão em operação normal ligeiramente aumentadas. No entanto, tratam-se de efeitos marginais, não apenas porque os aumentos são pequenos mas principalmente porque outros efeitos, em especial as solicitações de correntes de curto máximas suportáveis pelas válvulas, se tornam bem menores. A.1 Filtros

1. Os filtros CA e suas capacidades (Mvar) são definidos como nas estações conversoras convencionais, para controlar os harmônicos do lado CA e seus efeitos nos limites estabelecidos pelo critério de projeto da conversora.

2. Os filtros CC têm, em princípio, dimensionamento semelhante ao de um arranjo convencional. 3. Para ambos os conjuntos de filtros devem ser consideradas algumas particularidades da configuração

CCC, como sejam valores um pouco mais elevados de correntes harmônicas causados pelos ângulos de sobreposição (“overlap”) menores.

4. Como ponto de partida, valores de Harmonicos típicos em arranjos convencionais com parametros de operação em regime similar podem ser tomados como uma primeira aproximação. Deve-se, no entanto, ter em mente que o dimensionamento final dos filtros depende, por sua vez, do dimensionamento final dos parâmetros elétricos da estação como um todo, quais sejam: (a) nível de curto circuito do sistema CA visto da barra de entrada da estação, (b) reatância do transformador do conversor, (c) capacidade nominal (potencia construtiva) do capacitor série e (d) ângulo de extinção nominal. Só após definidos todos estes parametros é possível calcular com boa precisão os valores dos harmonicos característicos em regime permanente.

5. Em conversoras CCAT convencionais os filtros são projetados de modo a fornecer a maior parte, ou pelo menos uma grande parcela da compensação reativa requerida em regime permanente. No caso de estações com capacitor de comutação (CCC), no entanto, a tolerância a falhas de comutação induzidas por defeitos remotos fica substancialmente melhorada se a maior parte da compensação reativa for alocada ao capacitor de comutação. Desta forma é recomendável dimensionar os filtros CA com capacidades entre 10 e 15% pu em freqüência fundamental, uma vez que com capacidades menores se torna muito difícil projetar filtros satisfatórios. Ou seja, buscam-se filtros com a capacidade física (potência construtiva) minima compatível com a capacidade de filtragem em sí. Neste contexto, o uso de filtros com alto fator de qualidade (alto Q) e bandas de passagem estreitas foi proposto e aplicado em Garabi, por exemplo.

6. Nos estágios finais do projeto da estação, após definidos os diversos parametros elétricos (angulos de disparo/extinção nominais, capacitor série e reatância dos transformadores dos conversores) conforme indicado abaixo em A.2, os parâmetros dos filtros poderão ser, então, determinados de forma definitiva.

7. Os filtros DC são dimensionados de maneira similar a arranjos CCAT convencionais e necessitam, igualmente, de um ajuste ao fim do projeto da estação, após definição dos valores de ângulos de disparo/extinção e da capacidade física (potência cosntrutiva) do capacitor série de comutação.

A.2 Dimensionamento do Capacitor Série A.2.1 Capacidade física do Capacitor Série. Esta definição envolve aspectos ligados ao controle e à compensação reativa da estação conversora. Como já mencionado acima, dado que o ajuste da atuação do capacitor na compensação reativa dos conversores, em freqüência fundamental, se dá de modo diretamente

56

proporcional à corrente de carga e na medida em que esta varia, é em princípio preferível maximizar a parcela de compensação série e minimizar a contribuição paralela dos filtros CA. Outra consideração importante é a de se assegurar que a capacidade física do capacitor seja suficiente para garantir eficácia na eliminação de falhas de comutação induzidas por defeitos remotos no sistema CA e que produzam quedas de tensão súbitas com valores especificados na barra da estação quando esta estiver operando em modo inversor. Com isto em mente, um procedimento iterativo simples, como indicado abaixo, pode ser executado.

1. Partindo-se da escolha do fator de potência visto pelo sistema CA no barramento da estação conversora, estabelecida a partir dos critérios de projeto, a capacidade total de potência reativa a ser disponibilizada na estação é obtida. Daí seleciona-se, em primeira aproximação, um capacitor com capacidade igual à diferença entre este total e a capacidade básica dos filtros necessária ao atendimento das necessidades de filtragem propriamente dita. Como visto acima, filtros com entre 10 a 15% pu satisfazem este quesito.

2. Para obtenção de valores iniciais, suponha-se o conversor operando em inversão com ângulo de extinção típico (digamos 19º) e transformadores de conversor com reatância igualmente típica, digamos 10%.

3. Especifica-se, a seguir, o comportamento desejado no tocante a falhas de comutação para quedas de tensão devidas a defeitos remotos. Típicamente, o inversor deve suportar reduções súbitas de tensão no barramento da estação da ordem de 15 a 20% sem nenhuma falha na comutação4.

4. Usando programas tipo ATP/EMTP ou similares, e utilizando os parametros básicos acima definidos juntamente com um circuito equivalente bem ajustado do sistema CA receptor, simulam-se diversos casos dos defeitos remotos capazes de provocar quedas de tensão significativas no barramento da estação. Na medida do necessário, fazem-se pequenos ajustes por tentativa e erro, procurando combinações de parametros elétricos (capacitância, reatância de transformador e angulos de extinção) que permitam operação satisfatória do inversor tanto em regime como no que tange ao comportamento sem falhas de comutação durante os defeitos remotos.

5. Pequenos ajustes de ângulo de extinção afetam o fator de potência em regime, de modo que a cada ajuste os valores de MVAR do capacitor precisam ser também modificados. O processo termina quando se consegue uma convergência satisfatória.

6. Em princípio, pode-se simplesmente adotar o mesmo valor de capacitância para o terminal retificador quando o fluxo de potência for sempre unidirecional. Nos casos de interligações onde o fluxo for bi-direcional, deve-se repetir o processo acima, otimizando-se os valores para as condições específicas em cada estação.

7. Nos casos em que o retificador seja alimentado diretamente de uma usina geradora, o capacitor pode ser otimizado levando-se em conta que parte substancial da compensação reativa requerida pela conversora pode ser suprida pela excitação dos geradores que, neste caso, precisam ser adequadamente especificadas.

A.2.2. Sobretensões e sobrecorrentes. O capacitor série deve ser protegido contra sobretensões por varistores de óxido metálico (MOV’s, comumente óxido de zinco). A tensão suportável (voltage rating) dos capacitores série e, conseqüentemente, as características dos varistores (MOV’s), são definidas considerando-se que:

1. O capacitor deve ser dimensionado para suportar todas as sobrecorrentes e todas as sobretensões

resultantes de todos os defeitos na rede CA mesmo na ausência dos varistores (MOV’s). 2. O nível máximo de sobrecorrente é uma função dos níveis de curto circuito no retificador, das

características do amplificador de controle de corrente (CCA - current control amplifier) e da localização e tipo de defeito. As solicitações máximas são normalmente devidas a defeitos francos nas conexões terminais das válvulas e pontes. No entanto, ao se investigar a localização do defeito mais

4 No caso de conversores alimentando uma transmissão DC a cabos subterrâneos ou submarinos, esta definição das máximas quedas de tensão CA sem ocorrência de falha na comutação requer cuidado adicioanl. Isto porque pequenas variações na tensão CC podem resultar em substanciais correntes de descarga nos cabos que muito provavelmente levariam a falhas na comutação. Para evitar estas ocorrências o controle do inversor deve ser ajustado para minimizar variações na tensão CC quando de quedas súbitas na tensão CA da estação conversora dentro dos limites especificados.

57

crítico é mister analisar detalhadamente o arranjo específico da estação conversora, em particular aspectos construtivos tais como uso de barramentos blindados (“metal clad”) ou de barramentos e disjuntores isolados a SF6 (GIS).

3. Os valores típicos de sobrecorrentes e das sobretensões a elas associadas, resultantes de defeitos externos, são da ordem de 2.0 a 2.5 pu.

A.3 Transformadores conversores Os aspectos mais relevantes são comentados a seguir:

1. Derivada de corrente. A presença do capacitor reduz a indutância efetiva vista durante o processo de comutação. Por esta razão os ângulos de comutação são menores. Isto é favorável do ponto de vista do fator de potência na barra, um parâmetro sistêmico. Já do ponto de vista do equipamento significa operação com valores um pouco maiores de di/dt durante comutações e, possivelmente mais grave, durante defeitos. A tensão entre espiras deve ser bem avaliada de modo a se determinar a necessidade, ou não, de aumento no isolamento, particularmente nos trechos iniciais das bobinas.

2. Derivada de tensão. A velocidade de aplicação de tensão sobre os enrolamentos (dV/dt) pode ou não aumentar, dependendo da polaridade da carga do capacitor no instante dos disparos, de modo que este é também um parâmetro a ser cuidadosamente verificado.

3. Picos de tensão. Os valores máximos, pelo que se pode ver das simulações, não são excessivos. No entanto, similarmente ao que se faz para arranjos convencionais, devem ser verificados.

4. Perdas por harmônicos. Não há, aparentemente, aumento significativo na circulação de harmônicos podendo-se em princípio manter, para este parâmetro, as práticas de dimensionamento convencionais.

5. Mudança de taps. Os níveis de energia (1/2Li2) a serem dissipados em cada operação estão associados diretamente aos valores instantâneos da corrente nas bobinas que estão sendo chaveadas. Em transformadores de estações convencionais, o número de mudanças de taps em carga é estatisticamente bem mais alto do que em estações com arranjo CCC, causando grande desgaste e necessidade de manutenção freqüente, a menos que sejam usados comutadores a tiristores. Como mostrado no Capítulo 3, este é um aspecto em que o arranjo CCC se mostra particularmente vantajoso.

A.4 Reator de alisamento Escolhido, como no arranjo convencional, considerando: • a derivada máxima da corrente em curto circuito (di/dt) , • os modos de ressonância da linha DC e, como parte do filtro CC, • o controle de harmônicos na linha CC. A.2 Válvulas Conforme se pode depreender da literatura [Jonsson, T., et al., 1995; Carlsson, L. et al., 1996] há, no arranjo CCC, um pequeno aumento no valor de pico da tensão aplicada às válvulas durante a operação normal em regime permanente. Isto se deve, principalmente, ao aumento das tensões de comutação que, por sua vez, aumentam a solicitação sobre os circuitos amortecedores das válvulas (valve snubbers) assim como sobre os para raios de válvulas. Em conseqüência, há um correspondente e igualmente pequeno aumento das perdas nas válvulas. Atuando em direção oposta, no entanto, o carregamento do capacitor pelas correntes de curto durante defeitos tende a estabelecer forças contra-eletromotrizes que limitam tanto o pico máximo como o número de picos da corrente de curto durante defeitos. Estas forças contra-elemotrizes, além disto, reduzem a tensão de bloqueio aplicada às válvulas submetidas ao defeito, o que permite um melhor aproveitamento das características dos tiristores. Desta forma, há efeitos benéficos que compensam os desfavoráveis de tal forma que o impacto sobre o projeto das válvulas é apenas marginal. O projeto das válvulas, como em arranjos convencionais, depende apenas em princípio dos principais parametros elétricos da estação (ângulos de disparo/extinção, reatâncias, solicitações de curto circuito, etc) devendo ser refinado, nos estágios finais do projeto, após definidos o capacitor série, a reatância do transformador do conversor e os filtros CA. Nesta fase se decidem também os valores definitivos dos parâmetros elétricos do reator de alisamento e dos filtros CC.

58

À semelhança de estações convencionais, estudos de simulação digital são executados para determinar as solicitações limite, tanto em regime como durante perturbações transitórias críticas. As solicitações limites são determinadas como segue.

1. Derivada de corrente. O dimensionamento levará em conta o mencionado acima para o transformador. 2. Derivada de tensão. Devem ser verificadas as condições mais desfavoráveis em função da observação

(2) do item A.3. 3. Corrente máxima em curto circuito. A combinação série LC, em cada fase, tem o efeito de reduzir a

impedância de curto. No entanto, conhecidos os parâmetros, o dimensionamento é trivial. 4. Tensão máxima de bloqueio. Em princípio é semelhante ao dimensionamento do arranjo convencional.

Como mencionado acima, tende a ser beneficiada, durante defeitos, pela presença do capacitor. A.6 Principais parâmetros do circuito de controle Do ponto de vista do equipamento de controle em si trata-se basicamente do mesmo que se tem na configuração convencional. A filosofia de controle do CCC, é similar, em seus conceitos fundamentais, ao controle de uma estação conversora CCAT convencional. No entanto há algumas diferenças importantes, conforme descrito a seguir:

• As faixas de medição do ângulo de disparo (alfa), assim como a região em que os disparos são permitidos, são ampliadas de modo a permitir operação em 4 quadrantes, diferentemente do convencional, em que a região de 0 a 180 graus é suficiente. No retificador, isso acontece porque operação com α < 0 graus é permitida. No mesmo modo, no inversor, operação com α > 180 graus também é permitida.

• O limite mínimo (alfa min) do ângulo de disparo na retificação (normalmente da ordem de 5 graus) e o limite máximo (alfa max) do ângulo de disparo na inversão (normalmente cerca de 162 graus para operação com ângulo de extinção nominal, gama zero, igual a 18 graus) são calculados dinamicamente em função de Udi0 e Id. Com a finalidade de minimizar a complexidade dos circuitos de controle em sí, os cálculos são executados à parte (“off line”) e uma aproximação na forma de expansão em série de Taylor de segunda ordem é usada nos controles. Esta aproximação se revelou suficientemente precisa para os estudos realizados.

• Durante perturbações, o desequilíbrio nas correntes leva a tensões desequilibradas nas fases do capacitor série. Na inversão este desequilíbrio de tensões resulta em assimetria de disparos, com risco de falhas de comutação caso os controles procurem restabelecer a operação com ângulos de extinção nominal gama zero igual a 18 graus, enquanto ainda existirem níveis significativos de desequilíbrio nas fases do capacitor série. Assim, para redução do risco de falhas de comutação, o desequilíbrio no capacitor série é verificado pela medição das tensões nas fases e, se o valor filtrado da combinação destas tensões diferir de zero por mais do que uma tolerância especificada, o valor de referência para gama zero na inversão é transitoriamente aumentado de 18 para 23 graus5. Em conseqüência, esta função adicional retarda a parte final da recuperação face à pequena redução da tensão contínua na inversora. Foi observado que a eliminação do desequilíbrio é dependente da carga, sendo mais lenta em carga leve. No entanto, recuperações mais lentas em carga leve não são normalmente vistas como um problema.

Outras funções de controle, semelhantes em conceito às dos controles de estações conversoras convencionais são também incluídas, como descrito a seguir:

• Defeitos assimétricos no lado CA são detectados pela presença de 2o harmônico na tensão retificada Udi0. Na retificação, defeitos simétricos (trifásicos) severos são detectados pela queda da tensão

5 A correção do desequilíbrio devido a níveis DC ( “dc offset”) que acontece em seguimento a grandes perturbações pode ser neutralizado pelo uso de um “loop” interno que desvie os disparos das válvulas. Foi sugerido que com esta estratégia alternativa os desequilíbrios podem ser eliminados de modo significativamente mais rápido. No entanto, esta estratégia não foi implementada nos modelos tipo EMTP desenvolvidos durante este trabalho porque este método pode não estar livremente disponível em função de patentes.

59

alternada nas três fases. A detecção dos defeitos CA é usada para aumentar o limite alfa mínimo na retificação ou para reduzir o limite alfa máximo na inversão. As mudanças nestes limites são feitas de imediato, mas com retorno lento aos valores nominais.

• O valor da margem de corrente afeta a velocidade de recuperação após alguns tipos de defeitos no lado CA. Assim, com o objetivo de acelerar a recuperação após defeitos, a margem de corrente é transitoriamente aumentada de 0,1 para 0,2 pu durante defeitos CA. Isto é feito no Amplificador de Controle de Corrente (CCA) da estação inversora.

• Em geral, a recuperação após defeitos CA tende a ser mais lenta em carga leve. Para compensar esta tendência, o ganho integral do Amplificador de Controle de Corrente (CCA) foi, nos estudos descritos neste trabalho, tornado dependente da carga, tanto na retificação como na inversão, Acredita-se, no entanto, que possa haver outras soluções eventualmente melhores.

60

ANEXO B - INSTALAÇÕES CCC EM OPERAÇÃO COMERCIAL B.1 INTRODUÇÃO Duas instalações operam comercialmente no presente momento (agosto de 2005) [23 a 27]. Ambas são interconexões em arranjos “back-to-back”. Curiosamente, suas capacidades nominais estão em escala de aproximadamente dez para um: Garabi (estado do Rio Grande do Sul, na fronteira Brasil-Argentina) com 2200 MW e Rapid City (South Dakota, EUA) com 200 MW. B.2 A INTERCONEXÃO BRASIL – ARGENTINA EM GARABI B.2.1 Histórico e localização Em abril de 1997 os governos da Argentina e do Brasil assinaram um acordo visando facilitar o comércio de energia entre os dois países. Em 5 de maio de 1998, o ministério brasileiro de Minas e Energia, (através da Eletrobrás, juntamente com Furnas e Gerasul), e o Governo Argentino, assinaram um contrato de 20 anos com a Companhia de Interconexão Energética – CIEN, para a importação de 1000 MW do mercado atacadista de energia argentino, montante este pouco depois ampliado para 2200 MW. CIEN é uma empresa do Grupo ENDESA. Uma vez que o sistema argentino opera em 50 Hz, e o brasileiro em 60 Hz, a interconexão é feita com a utilização de conversores CCAT em configuração “back-to-back”, localizados em Garabi, município de Garruchos, RS, na margem esquerda do Rio Uruguai e região de fronteira Brasil – Argentina. A interconexão foi planejada e construída em duas etapas consecutivas de 1100 MW. As duas etapas conectam os sistemas de 500 kV no Brasil (60 Hz) e Argentina (50Hz), através de linhas de 500 kV. A primeira etapa entrou em operação comercial em junho de 2000 e a segunda em agosto de 2002, quando foi atingida a capacidade total de transferência de 2200MW em ambos os sentidos. A estação utiliza conversores com capacitores de comutação no arranjo discutido no presente trabalho e conhecido como “CCC”. As linhas de transmissão argentinas conectam-se com a subestação de Rincón de Santa Maria (132 km), próximo à usina de Yaceretá, enquanto que as linhas brasileiras conectam-se à subestação da usina hidrelétrica de Itá (354 km), na fronteira dos estados de Santa Catarina e Rio Grande do Sul, com secionamento em Santo Ângelo. A medição da energia comprada da Argentina é feita nesta sub-estação de Itá. Um diagrama unifilar simplificado está mostrado na Figura B.1 abaixo. É relevante notar que a primeira etapa se interliga com o sistema Sul Brasileiro de 230 kV em uma estação transformadora em Santo Ângelo. Esta interligação não estava prevista no projeto inicial e foi construída pela Eletrosul com o objetivo de reforçar o sistema no Rio Grande do Sul. Já a segunda etapa, como se pode ver, não se interliga com Santo Ângelo. No entanto o traçado foi feito propositalmente aproximado de modo a facilitar uma futura interligação, caso desejado. Dentre as garantias está incluída a de disponibilidade elétrica superior a 97%. B.2.2 Sistema de transmissão Embora os dois sistemas elétricos sejam de porte considerável, as conexões se dão em pontos relativamente fracos. A subestação em Ríncon de Santa Maria situa-se no extremo norte do sistema Argentino e, apesar de vizinha da usina de Yaceretá apresenta uma capacidade de curto circuito relativamente fraca, variando entre 3000 e 9000 MVA, dependendo do número de geradores em operação em Yaceretá. Esta situação persiste praticamente inalterada desde o comissionamento da primeira etapa, de modo que a capacidade mínima de curto circuito em Garabi, lado argentino em 50 Hz, é de cerca de 2000 MVA, caindo para cerca de 1600 MVA sob condições de contingência. O ponto de conexão no sistema S/SE brasileiro (Itá) quando da entrada em operação da primeira etapa (1100 MW) foi calculado em 6000 MVA, caindo para 3500 MVA sob as piores condições de contingência. Quando da entrada em operação da segunda etapa mais geradores haviam sido comissionados em Itá de modo que os níveis de curto subiram para 12000 e 5000 MVA, respectivamente. Desta forma, as potências de curto vistas individualmente por cada uma das conversoras no lado de 60 Hz em Garabi apresentam hoje básicamente os mesmos valores da primeira etapa, variando aproximadamente entre 1750 e 2160 MVA.

61

Os conversores das duas etapas estão projetados para operar individualmente ou em paralelo6, o que produz um conjunto de condições de operação desafiadoras em virtude da garantia de fornecimento de 2000MW em um ponto relativamente fraco.

Figura B.1 - Estação Conversora “Back-to-back” de Garabi, Diagrama Unifilar Simplificado.

B.2.3 Dados do circuito principal da estação em Garabi Potência nominal da estação de Garabi: 2200 MW Capacidade por bloco conversor: Potência nominal: 550 MW Tensão contínua: ± 70 kV Corrente contínua: 4 kA Capacitor CCC, lado de 50 Hz: 190 Mvar Capacitor CCC, lado de 60 Hz: 322 Mvar (O valor maior no lado de 60 Hz permite suprir a potência reativa requerida pelo sistema em plena carga) Tensões, freqüências e filtros CA: Argentina: 500 kV em 50 Hz Filtros CA por conversor: 85 Mvar, 11+13, tipo “Contune” e Passa Alta para 24+36 Brasil: 525 kV em 60 Hz Filtros ca por conversor: 85 Mvar, 11+13, tipo “Contune” e Passa Alta para 24+36 Disponibilidade garantida: 97% B.3 A INTERCONEXÃO DE RAPID CITY 3.1 Histórico e localização Esta é a sétima interconexão “back-to-back” a ser instalada ao longo da fronteira elétrica leste-oeste nos Estados Unidos e está situada próximo à cidade de Rapid City, na parte ocidental do estado de Dakota do Sul. Iniciou operação comercial em outubro de 2003 e é operada pela WAPA – “Western Área Power 6 Na prática, segundo informações obtidas junto às empresas operadoras, as duas conversoras de 1100MW tem sido operadas apenas no modo individual.

62

Administration”, a partir de seu centro de despacho em Loveland, Colorado. Os proprietários são “Basin Electric Power Cooperative”, de Bismarck, Dakota do Norte, e “Black Hills Power & Light”, de Rapid City. O arranjo escolhido foi o mesmo de Garabi, com capacitor de comutação, CCC, para evitar a incidência de falhas de comutação, uma vez que as redes ca da região são relativamente fracas. A controlabilidade rápida característica das interconexões dc será usada, juntamente com reatores adicionais conforme descrito abaixo, será usada para melhorar a estabilidade da tensão e o controle da freqüência em ambos os lados. A capacidade nominal da estação é de 200 MW, com 5% de capacidade de sobrecarca por 30 minutos à temperatura ambiente de 40oC. Por questão de redundância, a estação foi dividida em dois blocos de 100 MW. A opção pelo arranjo CCC deveu-se também à necessidade de se viabilizar uma futura expansão da interconexão para 400 MW sem que seja necessária a construção de linhas de transmissão adicionais.

Figura B.2 - Diagrama unifilar simplificado da Interconexão em Rapid City

B.3.2 Potências de curto circuito nos sistemas conectados

• No lado oeste: valor máximo de 1450 e mínimo de 600 MVA. • No lado leste: valor máximo de 1180 e mínimo de 720 MVA.

B.3.3 Dados do circuito principal da estação de Rapid City Potência nominal: 2 x 100 MW Tensão CC nominal: 12.85 kV Tensão CA nominal: 230 kV Capacidade de sobrecarga, 30 min: 2 x 105 MW Tensão continua máxima: 3974 A Filtros CA: Número de bancos, lado oeste: 3 x 30 Mvar + 15 Mvar Número de bancos, lado leste: 3 x 30 Mvar + 15 Mvar Pontes conversoras e válvulas: Grupo de 12 pulsos em estrutura única Sistema de refrigeração: Água + glycol Tiristores: 90 cm2 Tiristores por válvula: 7 Tensão máxima por tiristor: 6.7 kV

63

Transformadores dos conversores Tipo trifásico, três enrolamentos Potência nominal: 109 MVA cada Quatro filtros estão disponíveis em cada lado, tanto para reduzir harmônicos como para suporte da tensão dos sistemas CA. Ainda com o mesmo objetivo de controle de tensão, foram adicionalmente instalados três reatores shunt de 30 Mvar com possibilidade de ligação a qualquer dos lados da estação. B.4 Comentários finais É interessante notar que os filtros CA em Rapid City são de sintonia fina e fixa, enquanto que em Garabi são de tipo auto ajustável (auto sintonizável) [ “ConTune” na denominação do fabricante]. Em ambos os casos foi utilizada, com sucesso, a construção e montagem modular de grupos de componentes (pontes CC completas, no caso de Garabi, e conversores completos no caso de Rapid City) montados e testados em fábrica e transportados na íntegra para o canteiro de obras, reduzindo não apenas o trabalho de remontagem como também o número de testes in loco. A integração bem sucedida da interconexão entre o Brasil e a Argentina, assim como da de Rapid City, na operação de seus respectivos sistemas, tem se revelado uma excelente demonstração da viabilidade e das vantagens específicas do arranjo CCC.

64

ANEXO C - MODELO PSCAD/EMTDC BENCHMARK C.1. Introdução Este anexo contém uma descrição sumária da versão PSCAD/EMTDC do modelo de “benchmark” desenvolvido no trabalho, usando conversores de arranjo CCC em ambos os terminais, retificador e inversor. O desempenho do modelo foi avaliado pela aplicação de defeitos CA em diferentes pontos. C.2. Descrição do circuito principal A Figura C.1 mostra o “layout” geral em PSCAD. Retificador e inversor contém seus próprios subsistemas, mostrados na Figura C.2 apenas para o inversor. O retificador tem basicamente o mesmo arranjo.

Figura C.1 – Arranjo geral do modelo PSCAD

Figura C.2 – Inversor CCC, ± 500 kV, 2000 MW

Deblock IordI Deblock IordR

Tdc

1

Tdc

1 0.27

Idc

0.270.27

Einv Erec

Tdc

0.27Main Circuit

Rectifier

PosBus2

NegBus2

Deblock IordR

Main CircuitInverter

PosBus1

NegBus1

Deblock IordI

FB1

A

B

C

FB1

FB2

A

B

C

FB2

Pow

erA B

P Q

A

B

C

0.001

PacInvQacInv

UaInv

Vcbd

Inv

Vccd

Inv

Vcad

Inv

UbInv

UcInv

10000000.0

Vcb

sInv

Vccs

Inv

Vcas

Inv

57.296

N

D

N/D

IdInv

Alf*

gama

N

D

N/D

57.296

UdInv

A

B

C

A

B

CalfaoI

PosBus1

Deblock

Deblock

IvdInva

IvdInvb

IvdInvc

IvsInva

IvsInvb

IvsInvc

InInv

IpsInvb

IpsInvc

0.001

0.001

0.001

A

B

C

A

B

C

Pow

erA B

P Q

Pacflt

93.835

93.835

93.835

93.835

93.835

0.001

IpsInva

A

B

C

AM

GM

KB

ComBus

4 6 2

1 3 5

AO

10000000.0

57.296

N

D

N/D

*

N

D

N/D

57.296

A

B

C

alfaoI

NegBus1

Deblock

Deblock

93.835

93.835

A

B

C

UdInvP2

NBus1

AlfP2A

B

C

AM

GM

KB

ComBus

4 6 2

1 3 5

AO

A

B

C

AM

GM

KB

ComBus

4 6 2

1 3 5

AO

IdInvP2

IsysInva

IsysInvb

IsysInvc

60 Hz ACFilter Bank 2

A_Ph

B_Ph

C_Ph

Gnd

140 MVAr

With Gamma = 18, trafo secondaryis 177.44 kV

93.835

A

B

C

AM

GM

KB

ComBus

4 6 2

1 3 5

AO

0.001A

B

C

3 PhaseRMS

A

B

C

A

B

C

483 [MVA]

500.0 177.44

#1 #2

Tap

A

B

C

A

B

C

483 [MVA]

500.0 177.44

#1 #2

Tap

Qacflt

TapInv1

TapInv1

TapInv1

TapInv1

TapInv1

60 Hz ACFilter Bank 1

A_Ph

B_Ph

C_Ph

Gnd

140 MVAr

A

B

C

A

B

C

483 [MVA]

500.0 177.44

#1 #2

Tap

Saturation data:X air core = 0.288 puV knee = 1.25 pu

93.835

With Gamma = 23, trafo secondaryis 178.9 kV

93.835

93.835

93.835

A

B

C

A

B

C

483 [MVA]

500.0 177.44

#1 #2

Tap

C ph

B ph

A phInverter

Network

The inverter network, seen from the converter bus, is an impedance of Zin = 87.12 Ohms, angle 81.48degrees, giving about 2870 MVA of short circuit capacity, or a simple SCR of 1.43.

65

C.2.1. Especificação dos conversores

C.2.1.1. Retificador • A capacidade nominal de cada polo de 12 pulsos é de 1000 MW, 500 kV, 2 kA, 60 Hz. • Os transformadores estrela-estrela e estrela-delta (capacidade trifásica para ponte conversora de seis

pulsos) são de 505 MVA, 500/187,3 kV, X = 0,12 pu. Características típicas de saturação, com reatância de núcleo de ar de 0,240 e com joelho (“knee point”) de 1,25, foram também incluídas.

• O capacitor de comutação é de 93,835 uF, (dXc = 0.2235) produzindo 372 Mvar (para cada 12 conversor de 12 pulsos). A amplitude da tensão em cada capacitor, com corrente nominal é de 59,21 kV.

• São incluídos pára-raios em paralelo com cada capacitor. A tensão nominal do pára-raios é de 140 kV. Não foi feito esforço algum no sentido da otimização deste pára-raios, dado que, uma vez escolhida a tensão nominal e o número de colunas em paralelo, o pára-raios não afeta o comportamento dinâmico do conversor durante defeitos.

• Em condições nominais, o ângulo de disparo alfa do retificador é de 1,51º e a potência reativa consumida por cada pólo de 1000 MW é de 140,37 Mvar. Supondo um banco de filtros CA de 140 Mvar por polo de 1000 MW, a troca de potência reativa com o sistema, no barramento da conversora, se torna essencialmente zero.

• A tensão CC máxima ocorre para alfa = - 9,4º. Neste valor, o conversor opera sem consumo de reativos. Medida no barramento da conversora, a troca com o sistema passa agora a ser de 140 Mvar injetados no sistema CA. Operação com alfa inferior a -9,4o não é permitida neste modelo.

• A simulação de um comutador de taps é incluída para permitir que se mantenha tensão nominal com carga leve.

C.2.1.2. Inversor

• A capacidade nominal de cada polo de 12 pulsos é de 954.4 MW, 477.2 kV, 2 kA, 60 Hz. • Os controles de inversão permitem operação com γ´ = 18º ou com γ´ = 23º. • Os transformadores estrela-estrela e estrela-delta (capacidade trifásica para ponte conversora de seis

pulsos) são de 483 MVA com primário de 500 kV. Dependendo do valor nominal escolhido para o ângulo de extinção (ver itens a seguir) o secundário será de 178,9 kV (para γ´ = 23°) ou de 177,44 kV (para γ´ = 18°). A reatância de dispersão é X = 0,12 pu. Características típicas de saturação, com reatância de núcleo de ar de 0,240 pu e um joelho (“knee point”) de 1,25 pu, foram também incluídas.

• O capacitor de comutação é de 93,835 uF, (dXc = 0,2235), produzindo 372 Mvar (para cada 12 conversor de 12 pulsos). A amplitude da tensão em cada capacitor, com corrente nominal, é de 59,21 kV.

• São incluídos pára-raios em paralelo com cada capacitor. A tensão nominal do pára-raios é de 140 kV. Não foi feito esforço algum no sentido da otimização destes para raios, dado que, uma vez escolhida a tensão nominal e o número de colunas em paralelo, o pára-raios não afeta o comportamento dinâmico do conversor durante defeitos.

• Com γ´ = 23o (alfa = 166,2o), o consumo de potência reativa de cada polo de 954,4 MW é de 140,3 Mvar. Supondo um único banco de filtros CA de 140 Mvar por polo, a troca de reativos medida no barramento da conversora é essencialmente nula.

• Com γ´ = 18o (alfa = 170,3o), o consumo de reativos pelo conversor é reduzido para 58,2 Mvar, deixando que 81,8 Mvar sejam injetados no sistema CA. Esta opção de usar γ´ = 18o foi utilizada em todos os casos de simulação com defeitos.

• A simulação de um comutador de taps é também incluída, para permitir que se mantenha tensão nominal com carga leve.

C.2.2. Dados da linha de transmissão CCAT

Foi adotada uma linha CCAT bipolar de 1000 km, semelhante à linha utilizada no sistema Inter Mountain, nos EUA (IPP), porém com 4 condutores (4 conductor bundle) de 1351 MCM ACSR, ao invés dos 3 condutores por “fase” usados no IPP. Desta forma a resistência da linha é de 1000 * 0,04561 / 4 Ohms =

66

11,4025 Ohms. As perdas na linha serão então de 45,61 MW por polo de 1000 MW. A topologia da linha está mostrada na Figura C.3 e os parâmetros físicos (características construtivas) na Tabela C.1.

1000.0 [ohm*m]Relative Ground Permeability:

Ground Resistivity:1.0

Earth Return Formula: Deri-Semlyen

30.48 [m]

12.8 [m]

C1 C2 7.315 [m]

Ground_Wires: 3/8" Steel Conductors: Dipper 1351 MCM ACSR

Tower: DC2

9.14 [m]

0 [m]

G1 G2

.4572 [m]

Figura C.3 – Topologia da linha CCAT

Tabela C.1 – Características construtivas da linha CCAT

Descrição Valor Altura dos condutores medida na torre 30.48 m Espaçamento horizontal entre condutores 12.8 m Transposição ideal? Não Eliminar cabos para raios? Sim Tipo de condutor “Bundle” de 4x1351 MCM, Rook Raio do subcondutor 0.01760 m Resistencia DC 0.04561 Ω/km Flecha para todos os condutores 12.19 m Numero de subcondutores por “bundle” 4 Espaçamento interno do “bundle” 0.457 m Tipo de cabo para raios (OHGW) 3/8” EHS Raio dos cabos para raios 0.00475 m Resistencia DC dos cabos para raios 4.164 Ω/km Flecha para os cabos para raios 12.19 m Altura dos cabos para raios acima do condutor mais baixo 9.14 m Espaçamento entre cabos para raios 7.315 m Resistividade média do solo 1000 Ω-meters Comprimento da linha 1000 km C.2.3. Reatores de alisamento

Como mostrado na Figura C.1, foram incluídos reatores de alisamento de 270 mH. Não se fez nenhuma tentativa de otimizar este valor. C.2.4. Sistemas CA C.2.4.1. Introdução Muito já se escreveu sobre a interação de conversores (convencionais ou CCC) com os sistemas CA a que estão interligados, em particular em relação a estabilidade de tensão, transferência máxima de potência, etc. Trata-se, em sua maior parte, de informação com base em representações do sistema trifásico em seqüência positiva apenas e que não está incluída aqui. O foco do estudo descrito neste anexo é a capacidade, ou não, de o conversor retornar, em tempo aceitável e de modo confiável e seguro, aos pontos de operação pré-

67

defeito. Uma recuperação satisfatória depende, em grande parte, da capacidade do inversor retornar rapidamente a valores de “gama linha” pré-defeito (tipicamente valores em torno de γ´ ≅ 18°) tão logo removido um defeito, e isto sem sofrer falha na comutação. Vale ressaltar que para que sejam evitadas falhas de comutação quando operando em inversão e com valores pequenos de “gama linha” é preciso que as tensões CA tenham níveis de distorção relativamente baixos. É instrutivo considerar, pelo menos qualitativamente, as fontes de distorção das tensões CA que podem atuar durante e imediatamente após defeitos CA. As correntes de energização de transformadores (inrush currents) são uma das causas dominantes. Ao se remover um defeito CA próximo, o transformador do conversor é re-energizado, sem o benefício de resistores de pre-inserção. Diferentes níveis de correntes de energização (inrush) ocorrem em cada fase. Dependendo do fluxo residual no núcleo do transformador, estas correntes contém componentes CC, 2o e 3o harmonicos além de harmônicos de ordens mais altas com menores magnitudes. Estas correntes de energização tem taxas de decaimento determinadas pela relação X/R do sistema CA, combinada com o crescente efeito amortecedor da própria tomada de carga pelo conversor durante o processo de recuperação. A magnitude das correntes de “inrush” é proporcional ao nível de curto circuito do sistema CA, com sistemas fortes produzindo níveis mais altos de correntes de energização. Já os níveis de distorção da tensão CA gerados pelas correntes de energização variam inversamente com a capacidade do sistema e aumentam na medida em que o sistema CA enfraquece. É também relevante lembrar que a resposta em freqüência do sistema CA se torna importante na medida em que ressonâncias entre os filtros CA (combinados, se for o caso, com a compensação shunt da estação) e a reatância série das linhas de transmissão pode vir a coincidir com componentes harmônicas das correntes de energização e ampliar significativamente a distorção das tensões CA nestas freqüências específicas. Este último ponto está discutido em maior detalhe nos parágrafos que se seguem. C.2.4.2. Resonancias em baixas freqüências As ressonâncias de baixa freqüência decorrentes de filtros CA, combinados às capacitâncias shunt de linhas e/ou de compensação, interagindo com a reatância série do sistema CA podem ser estimada da seguinte maneira:

V

L

C

Figura C.4. Circuito LC

A freqüência natural do circuito ilustrado na Figura C.4 é dada por:

Expressando L em função da potência de curto MVA na barra do conversor, tem-se:

Expressando C em termos da capacidade dos filtros, tem-se:

Substituindo 2 e 3 em 1 obtem-se:

)1...1LCr =ω

)2...2

systemo MVAVL

ω=

)3...2V

MVAC

o

filter

ω=

68

Em aplicações CCC, nas quais a capacidade dos filtros CA tende a ser pequena (da ordem de 0,1Pd < MVAfiltros < 0,2Pd ) é importante incluir na estimativa o carregamento das linhas CA juntamente com o dos filtros, dado que este carregamento pode ser da mesma ordem de magnitude que o MVA dos filtros. A Tabela C.2 mostra os resultados para o retificador e o inversor do “benchmark” descrito neste trabalho utilizando-se este critério.

Table C.2 – Estimativa de resonancias de baixa freqüência

MVAsistema MVAfiltros Carregamento das linhas CA

MVA

fr (Hz)

Retificador 3952 280 227 168 (≅3o) Inversor 2870 280 353 128 (≅2o)

Como já mencionado, as correntes de energização (inrush) do transformador são distorcidas, contendo componentes significativas de 2o e 3o harmônicos. Desta forma é de se esperar que, neste nosso caso, haja um nível substancial de distorção das tensões CA durante as recuperações pós-defeito. É interessante notar que as ressonâncias de baixa ordem mencionadas acima para o “benchmark” CCC não estão muito diferentes daquelas observadas em projetos com arranjo CCAT convencional. Nos projetos convencionais a relação mínima de curto circuito (SCR) é tipicamente maior do que 2 e a capacidade dos filtros tipicamente de 0,5Pd.

C.2.4.3. Representação dos sistemas CA Os sistemas CA aqui representados, tanto retificador como inversor, são simplificações dos modelos mais detalhados utilizados para estudos de fluxo de potência e de estabilidade eletromecânica. Estas simplificações envolveram principalmente o cálculo de equivalentes para as partes do sistema não diretamente conectadas aos barramentos CA das estações conversoras. As linhas CA ligadas diretamente aos barramentos das conversoras estão representadas por modelos com parâmetros dependentes de freqüência. A Figura C.5 mostra o diagrama unifilar do modelo CA/CC utilizado.

11311 26

120 MVArReactor

13

109

112

111

122

120 MVArReactor

50 MVArReactor

50 MVAr Reactors

140 MVArAC Filter

140 MVArAC Filter2000 MW

± 500 kVBipole

Z26 = 87.12 Ω ∠81.48 °( without AC Filters)

Z113 = 63.26 Ω ∠83.66 °( without AC Filters)

280 km T Line

280 km T Line 160 km T Line

203 km T Line

100 km T Line

140 MVArAC Filter

140 MVArAC Filter

1000 km± 500 kVDC Line

50 MVAr Reactor

Figura C.5 - diagrama unifilar do modelo CA/CC

)4...filter

system

o

r

MVAMVA

=ωω

69

Os parágrafos a seguir descrevem em detalhe as características físicas e os parâmetros elétricos das linhas CA assim como dos circuitos equivalentes utilizados para as partes remotas dos sistemas. C.2.4.4. Linhas CA Todas as linhas CA foram consideradas com a mesma estrutura de torre (Figura C.6) e com os mesmos parâmetros elétricos, por km. No entanto, os comprimentos são diferentes. A Tabela C.3 apresenta um sumário dos dados construtivos.

300.0 [ohm*m]Relative Ground Permeability:

Ground Resistivity:1.0

Earth Return Formula: Deri-Semlyen

28.0 [m]

12.5 [m]

C1 C2 C3

11 [m]

G1 G2

Ground_Wires: 3/8"(EHS)

Conductors: 4x636MCM(Rook)

Tower: 3L1

7 [m]

0 [m]

.457 [m]

Figura C.6 – Topologia das linhas CA

Tabela C.3 - Características construtivas das linhas CA

Descrição Valor Altura dos condutores medida na torre 28 m Espaçamento horizontal entre condutores 12.5 m Transposição ideal? Sim Eliminar cabos para raios? Sim Tipo de condutor “Bundle” de 4x636 MCM, Rook Raio do subcondutor 0.01242 m Resistencia DC 0.0989 Ω/km Flecha para todos os condutores 17 m Numero de subcondutores por “bundle” 4 Espaçamento interno do “bundle” 0.457 m Tipo de cabo para raios (OHGW) 3/8” EHS Raio dos cabos para raios 0.004763 m Resistencia DC dos cabos para raios 3.81 Ω/km Flecha para os cabos para raios 15.3 m Altura dos cabos para raios acima do condutor mais baixo 7 m Espaçamento entre cabos para raios 11 m Resistividade média do solo 300 Ω-metro Comprimento da linha L11-26 280 km Comprimento da linha L113-111 203 km Comprimento da linha L113-112 160 km Comprimento da linha L112-111 100 km

A partir dos dados acima, o programa de parâmetros de linhas do PSCAD gerou os dados de circuito mostrados na Tabela C.4:

70

Tabela C.4 – Parâmetros das linhas CA, seqüências Positiva e Zero por km

Descrição Valor Impedância de seqüência Positiva 0.0254412 + j 0.333059 Ω/km Susceptância capacitiva de seqüência Positiva 0.498225E-5 mhos/km Impedância de seqüência Zero 0.356981 + j 1.261466 Ω/km Susceptância capacitiva de seqüência Zero 0.348418E-5 mhos/km

C.2.4.5. Circuitos equivalentes Equivalentes da forma R0 + R1 // j X1 foram utilizados para representar a impedância de seqüência positiva dos sistemas CA, vistas das barras 11, 111 e 112. Este tipo de equivalentes é comumente utilizado em estudos tipo EMTP e apresentam um lugar geométrico circular no plano Z(f), onde f é a freqüência. No programa EMTDC estes dados são especificados através dos valores de módulo e ângulo na freqüência fundamental. e, adicionalmente, do harmônico cujo ângulo é o mesmo da fundamental (ajustado aqui para o 3º harmônico). Os valores de seqüência zero são fornecidos em módulo e ângulo para a freqüência fundamental. A Tabela C.5 dá os valores utilizados para as componentes de seqüência positiva (nas formas polar e retangular) e de seqüência zero (em forma polar).

Tabela C.5 - Valores das componentes utilizadas nos equivalentes

Barra Seqüência Positiva Seqüência Zero 11 R0 5.80 Ω R1 665.0 Ω X1 35.70 Ω Z11 (ver Nota 1) 36.42 Ω ∠77.78°

73.32 Ω ∠71.29°

111 R0 2.435 Ω R1 2055.0 Ω X1 40.90 Ω Z111 (ver Nota 1) 41.01 Ω ∠85.46°

76.75 Ω ∠77.69°

112 R0 17.10 Ω R1 1710.0 Ω X1 98.116 Ω Z112 (ver Nota 1) 100.40 Ω ∠76.93°

196.21 Ω ∠70.05°

Nota 1) A impedancia do equivalente é calculada com o resto do sistema CA desconectado. A compensação reativa “shunt” é fornecida conforme indicado na Tabela C.6:

Tabela C.6 – Valores de reatores “shunt” de linhas

Localização Valores Linha 112-113 50 MVAr em cada terminal Linha 111-113 50 MVAr em cada terminal Linha 11-26, circuito 1 120 MVAr na barra 26, zero MVAr na

barra 11 Linha 11-26, circuito 2 120 MVAr na barra 26, zero MVAr na

barra 11

Determinando-se a representação “π equivalente” das linhas CA (válida apenas em regime e na freqüência fundamental) e incluindo os equivalentes dos sistemas CA externos (não diretamente conectados às conversoras), resulta nos circuitos mostrados nas Figuras C.6.a e C.6.b. A partir das impedâncias vistas das barras 113 (retificador) e 26 (inversor), as relações de curto circuito (SCR) podem ser determinadas e tem os valores indicados na Tabela C.7.

71

Tabela C.7. Níveis de curto circuito trifásico nos barramentos das conversoras e valores de SCR

Barramento

Impedância

Nível de curto circuito

trifásico

SCR

(Relação de curto circuito)

para Pd = 2000 MW

113 (Retificador) 63.26 Ω ∠83.66 ° 3952 MVA ∠83.66 ° 1.98 26 (Inversor) 87.12 Ω ∠81.48 ° 2870 MVA ∠81.48 ° 1.43

111

0.662 µF 0.662 µF

j 33.214 Ω 2.53 Ω

112

113

1222.435 Ω

j 40.90 Ω

1.349 µF 1.349 µF

5.047 Ωj 66.848 Ω

1.061 µF 1.061 µF

j 52.915 Ω 4.013 Ω

Zin =63.26 Ω ∠83.66 °

j 98.116 Ω

17.10 Ω

109

1710.0 Ω

Zin =100.40 Ω ∠76.93 °

2055.0 Ω Zin =41.01 Ω ∠85.46 °

50 MVArShunt Bank

50 MVArShunt Bank

50 MVArShunt Bank

50 MVArShunt Bank

Figura C.6.a – Circuito de seqüência positiva para operação em regime, sistema

equivalente no lado do retificador.

1126

1.871 µF 1.871 µF

j 91.259 Ω 6.818 Ω

j 35.70 Ω 5.80 ΩZin =87.12 Ω ∠81.48 °

1.871 µF

j 91.259 Ω 6.818 Ω

1.871 µF

13

120 MVAr

120 MVAr

665.0 Ω

Zin =36.42 Ω ∠77.78 °

Figure C.6.b - Circuito de seqüência positiva para operação em regime, sistema

equivalente no lado do inversor.

72

C.2.5. Filtros CA

Cada conversor de 1000 MW tem um banco de filtros CA com capacidade de 140 Mvar , tanto no terminal inversor como no reficador. Na Tabela C.8 são apresentados os valores dos parâmetros elétricos e o fator de qualidade dos filtros utilizados.

Tabela C.8 – Parâmetros dos filtros CA

11 o 13 o 24 o 36 o R (Ohms) 4.244 4.999 3963 1218.0 L (Henries) 0.154 0.153 0.024 0.017 C (µFarads) 0.3788 0.2721 0.5021 0.3265 S (Mvar) 36 25.8 47.4 30.8 Fator Q 150 150 18 5.4

Os filtros para 11o e 13o harmônicos sâo filtros RLC tipo série, sintonizados (R+L+C), enquanto que os filtros para 24º e 36º são do tipo amortecido (C+L//R). A partir dos sistemas CA descritos acima, utilizando os modelos de linhas com parâmetros dependentes da freqüência, e com os filtros indicados na Tabela C.8, foram levantadas, usando o programa ATP, as respostas de freqüência vistas das barras das estações conversoras. As Figuras C.7.a e C.7.b mostram os resultados para os terminais retificador (C.7.a) e inversor (C.7.b).

(f ile ZwFDt.pl4; x-v ar t) v :RE113A-

0 200 400 600 800 10000

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

Figura C.7.a - Impedância do sistema, incluindo os filtros CA, vista do barramento do retificador

(f ile ZwFDt.pl4; x-v ar t) v :INV26A-

0 200 400 600 800 10000

500

1000

1500

2000

2500

Figura C.7.b - Impedância do sistema, incluindo os filtros CA, vista do barramento do inversor

73

Observe-se que, nos dois casos, a combinação do sistema com os filtros CA exibe ressonância de baixa ordem. No terminal inversor há ressonância próxima ao 2º harmônico e no terminal retificador próxima ao 3o

harmônico. C.3. Descrição dos Controles C.3.1. VDCOL e CCA do retificador (“Voltage Dependent Current Order Limiter and Current

Control Amplifier”) As Figuras C.8, C.9 e C.10 esquematizam, em dois níveis de detalhes, o VDCOL e o CCA do retificador. Observe-se que nem todas as entradas indicadas nas figuras são de fato utilizadas.

0.0

IdRec

IordR

UdRec

alfamR

alfaoRD

CPtrig

IordR

MaxD

E

alfaoRRectifierVDCOL

Ud

IordRIoLR

Rectifier

alfamRCPtrig

IdRec

IoRalfaoR

IordR Spare4

CCA

Figura C.8 - VDCOL e CCA do Retificador

IordR

Ud

IoLR

Max

B

D

N

D

N/D

500.0Udbase (kV)

MaxD

E0.1Min

*

2.0Idbase (kA)

D +

F

-

AB

Ctrl C

trl=

1

0.01tdn

* 1.0Max

Lower_Limit

VDCOL_Gain

VDCOL_Gain

Lower_Limit

* Min

B

D

MinD

E

N

D

N/D

N

D

N/D

The VDCOL is similar to that used in Itaipu. The breakpoint where the VDCOL becomes active isdetermined by the "VDCOL Gain". For example, with a gain of 1.5 pu, the VDCOL will become activeat 1/1.5 = 0.67 pu. The lower level of the input limiter should be set to a value that permits the currentto be reduced to 0.3 pu in the presence of sustained low voltage.

0.075tup

1.5VDCOL Gain

0.3Min

The "Lower_Limit" on the input limiteris set to 0.3 / VDCOL Gain to avoid a dead time.

This is a non-linear time constant, fast down, slow up.

G1 + sT

Ud is low pass filtered with t = 5.31 ms(break point at 30 Hz)

1sT

Figura C.9 – Limitador de Ordem de Corrente Dependente da Tensão (VDCOL)

O VDCOL produz uma ordem de corrente limitada pela tensão CC medida. Nos primeiros projetos o objetivo desta função era o de manter a corrente acima de 0,3 pu durante perturbações em que cessasse a comutação entre válvulas e a corrente CC fluísse continuamente através de um mesmo conjunto de válvulas. A redução da ordem de corrente pelo VDCOL em resposta à redução da tensão CC (normalmente devido à tensão CA) auxilia a recuperação da tensão CA ao reduzir a potência reativa consumida pela conversora durante defeitos remotos no sistema CA No entanto, como este tipo de VDCOL é sensível à medição da tensão CC, acaba por introduzir um caminho de realimentação positiva no controle de corrente quando o VDCOL está atuante. O resultado era uma redução da margem de estabilidade que podia levar a oscilações de baixa freqüência durante defeitos CA muito longos.

74

Conforme mostrado na Figura C.9 usam-se, para evitar este efeito, constantes de tempo diferentes para subida e descida (“fast down, slow up”) a guiza de filtros de medição de tensão CC. Esta tensão “filtrada” é então escalonada por um fator de ganho (“VDCOL Gain”) e usada como limite de corrente. O nível de tensão no qual o VDCOL se torna ativo é normalmente da ordem do inverso do valor deste ganho (1 / VDCOL Gain) e é ajustado por tentativa.

alfaoR

Hi

Lo

1sT

alfamax

Sin

N

D

N/D

N

D

N/D1.0

IdRec

155.0alfamax

alfamax

MaxD

EalfamR

*2.00

IoR D -

F

+ Idiff*

35.0alfa nom

N

D

N/D

B+

D +

1.0

1.0

IordR

Io_Gain

*

0.4

A

B

Ctrl

Ctrl = 1

1.0Io_Gain

G1 + sT

D +

F

+

Id is low pass filtered with t = 1.592 ms(break frequency of 100 Hz)

20.0P Gain

tint0.0005

Integral Time Constant

Integral time constant (gain) t = 0.0005 secondsProportional Gain P = 20

MinD

E2.0

MinD

E

Max

C

E

*

corrgain

MaxD

E

alfamR

This function (to the left) increases the integral gain slightly at light load operation(Io < 0.6 pu) in order to speed up ac fault recoveries. It is not very importantand can be removed.

IordR Io_Gain(pu) (pu)-----------------------1.0 1.00.6 1.00.5 1.110.4 1.250.3 1.430.2 1.660.1 2.00

| X |Sin

This is an approximate linearization of the integral part of the CCA. It reduces the CCA's gain at high firing angles, providing a more stable response during inverter ac faults. The errorsignal entering the integral part is multiplied by "corrgain".

Figura C.10 – Amplificador de Controle de Corrente do Retificador (CCA)

O Amplificador de Controle de Corrente é um regulador PI convencional. De interesse especial, no retificador, há o limite de alfa mínimo, cujo cálculo está descrito em C.3.2. a seguir. Observe-se que o processo de controle das conversoras CCAT é inerentemente não linear, a tensão CC sendo função de cos(alfa). Conseqüentemente, nos limites extremos de controle do disparo (próximo de 0 ou de 180 graus) o ganho incremental do CCA é muito menor do que em valores vizinhos de 90 graus. Durante defeitos CA no lado inversor o retificador pode ser solicitado a operar com ângulos de disparo na região em torno de 90 graus o que, devido ao alto ganho incremental do CCA nesta região, pode levar a uma resposta oscilatória da corrente CC. A compensação desta não linearidade pode ser efetuada com boa aproximação multiplicando-se o sinal de erro de corrente pelo fator [sen (αnom) / sen (α)] no qual αnom é o valor em que o fator de correção é unitário e α é a saída do CCA, conforme mostrado na Figura C.10. Basta aplicar esta correção ao sinal de erro de corrente que entra no integrador do regulador de corrente, e apenas no lado retificador.

Quando se está operando com ordens de corrente pequenas, o restabelecimento após defeitos CA tende a ser mais lento. Embora recuperações mais lentas em carga leve sejam muito provavelmente aceitáveis na maioria dos casos, é comum se introduzir um fator de correção para minimizar esta tendência. De modo similar ao da função de linearização descrita acima, o sinal de erro de corrente na entrada do integrador do CCA é multiplicado pelo fator (1 / Iorder), conforme também mostrado na Figura C.10.

C.3.2. Cálculo dos limites mínimos de disparo para o retificador Para assegurar a confiabilidade da ignição é necessário que a válvula a ser disparada esteja, imediatamente antes do disparo, polarizada no sentido direto e sob tensão de magnitude suficientemente grande. Neste trabalho não se usam medidas diretas de tensão nas válvulas para efeito de controle. O limite mínimo requerido para o ângulo alfa, de modo a garantir a tensão direta necessária à ignição da válvula é estimado em função da corrente Id, do ângulo alfa medido no barramento da conversora e da tensão Udi0 no

75

retificador, conforme ilustrado na Figura C.11. Com esta figura, as medidas de alfa no barramento da conversora podem ser convertidos em “alfa mínimo linha” na válvula (nominalmente 5 graus).

Rectifier Alpha Min Limit

-50-40-30-20-10

01020

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2

Id (pu)

alph

a (d

eg)

udio=1.0 puudio=0.4 puudio=1.4 pu

Figura C.11 – Limites de alfa mínimo em retificação, em função de Udio e de Id

Pode-se fazer uma aproximação de segunda ordem como segue:

αminimo = ku2(Id – k1)/udio2 + ku1(Id – k1)/udio + ku0

Escolhendo-se 3 pontos destas curvas os valores dos coeficientes desconhecidos ku0, ku1 e ku2 podem ser determinados. O valor k1 na formula é o deslocamento correspondente ao ponto de interseção (e foi estimado como k1= 0,248). Para os parâmetros do circuito principal das conversoras aqui utilizados, os valores calculados são:

ku0 = -0,76 ku1 = -21,971 ku2 = 0,056

A Figura C.12 ilustra os detalhes do cálculo de alfa mínimo.

IdRec

alfamR

UdiofR

UabUbaUbc

Ucb

Uac Uca

Udiokv

675.2

Udio

UdiofRMaxD

E0.5

*

B+

D +

F

+

IdpuG

1 + sT

D +

F

-

Uab

Ubc

Uca

Uba

Ucb

Uac

*-1.0

*-1.0

UdiofRUdiopu

0.001tup

0.05tdn

*0.5

-21.971ku1

0.056ku2

N

D

N/D

D +

F

- N

D

N/D

D +

E

+G

-

-0.76kuo

Max

ABC

D

E F

N

D

N/D

Alfamin

alfamCalc

*-1.0D +

F

-

D +

F-

0.248k1

UReca

URecb

URecc

**

Similar to the inverter alpha maximum limit, the rectifier alpha minimumlimit is determined using a second order Taylor series expansion. For dx=0.06, C=93.835 uF the Taylor coefficients are estimated to be k1=0.248, kuo=-0.76, ku1=-21.971, ku2=0.056.

Udio calculation at the rectifier

G1 + sT

AB

Ctrl C

trl=1

URecafilt

URecbfilt

UReccfilt

1sT

Max

B

D

F

-9.4alfa minimum limit

DAmin3phdalfa_Udio_2bp

This is a nonlinear time constant, with adjustable t down and t up values.

Transient inputs during ac faults

Figura C.12 – Cálculo do Limite de Alfa mínimo em retificação

Na parte superior da Figura, Udio é medida por retificação de onda completa e afetada do fator de escala da tensão de 500kV do barramento. O restante é a aproximação de 2a ordem.

76

O cálculo de alfa mínimo é feito supondo que o circuito esteja em condição de regime permanente. Durante defeitos CA no retificador, aumenta-se alfa mínimo com o objetivo de melhorar a recuperação pós defeito. Um filtro não-linear (subida rápida, descida lenta) é incluido, de modo a se evitar reduções súbitas do limite de alfa mínimo que causariam crescimento súbito da corrente. Durante defeitos CA no retificador, o inversor assume o controle da corrente e o CCA do retificador permanece em saturação em seu limite de alfa mínimo. Ao se remover o defeito, a tensão CC no retificador se recupera em degrau (particularmente no caso de defeitos simétricos severos), e provoca um crescimento súbito da corrente Id que pode causar falha de comutação no inversor. Para reduzir esta velocidade de crescimento da corrente, os defeitos CA no retificador são detectados e o limite de alfa mínimo aumentado. Tensões de seqüência negativa no lado CA das conversoras produzem componentes de 2o harmonico (tensão e corrente) no lado CC. Desta forma, defeitos assimétricos podem ser facilmente identificados pela medição do conteúdo de 2o harmônico da tensão Udio do retificador, e este sinal utilizado para aumentar o limite de alfa mínimo do retificador, como mostrado na Figura C.13.

Figura C.13 – Detecção de defeitos assimétricos no terminal retificador

Defeitos simétricos no terminal retificador são detectados quando a tensão das três fases, individualmente, caem a valores inferiores a um nível predeterminado, como indicado na Figura C.14.

Figura C.14 - Detecção de defeitos simétricos no terminal retificador

As funções que aumentam o limite de alfa mínimo do retificador durante defeitos CA no retificador têm a desvantagem de reduzir a potência transmitida durante estes defeitos. No entanto, ajudam a evitar falhas de comutação no inversor embora retardem a recuperação. Ud máximo ocorre para alfa = - 9,4 graus. Seria em princípio atraente operar com valores de ângulos de disparo ainda mais negativos pois neste caso a estação conversora CCC estaria de fato fornecendo potência reativa. No entanto, isto não foi feito neste trabalho uma vez que seriam necessárias estratégias adicionais de

*

B-

D +

5.0

MaxD

F

Udio

*-1.0

G1 + sT

100.0

Unsymmetrical ac network conditions are detected by second harmonic in Udio. This is used to increaseAlpha min calc during ac network disturbances.

A

B

Ctrl

Ctrl = 1

dalfa_Udio_2bp0.0

Max

B

D

F

URecafilt| X |

| X |

| X |

URecbfilt

UReccfilt

N

D

N/D

A1

390.2

G1 + sT

*

B+

D +

Min

B

F Max

B

F-9.4

DAmin3ph

-127.7 80.0

30.0

This is a 3-phase fault detector, detecting the complete absence of all phase voltages and increasingthe rectifier's alpha minimum limit proportionally. The rectified ac voltages are per-unitized and smoothed with a 5 ms time constant giving Uac in pu. If Uac > = 0.70 pu then DAmin3ph = -9.4 degrees. If Uac=0 thenDAmin3ph = +80 degrees. This gives the following equation: DAmin3ph = -[(9.4+80)/ 0.70] x Uac + 80 with limits set at -9.4 and 30 degrees

A2

77

controle para levar em conta o fato de que eventualmente dois valores diferentes de alfa poderiam produzir uma mesma tensão. O limite de -9.4 graus foi incluído nos cálculos indicados nas figuras acima para evitar esta situação. C.3.3. Controles de disparo A Figura C.15 ilustra o controle de disparo pelo conceito genérico de “vetor de fase” usado no PSCAD/EMTDC e adotado neste modelo. O desempenho deste controle se revelou, de maneira geral, bastante satisfatório.

Figura C.15 – Controle de disparo por “vetor de fase” do PSCAD

C.3.4. VDCOL e CCA do inversor O VDCOL e o CCA do inversor são praticamente os mesmos descritos anteriormente para o retificador. Como mostrado abaixo na Figura C.16, as entradas para os circuitos proporcional e integral do CCA são, no entanto, organizadas de modo diferente com o objetivo de assegurar a característica de “resistência positiva” da curva V / I do inversor em regime permanente. A margem de ordem de corrente é subtraída da corrente Id no CCA do inversor. Adicionalmente, durante perturbações, quando o VDCOL está ativo, a margem de corrente é aumentada de 10% para 20% com o objetivo de acelerar a recuperação de defeitos CA mais críticos. (Note-se que isto também reduz a potência transmitida durante os defeitos). O cálculo do limite de alfa máximo para o inversor é feito de acordo com a descrição apresentada a seguir.

78

IdInv

Idiff*2.0

alfamax

Min

C

D

E

alfamin

180.0Final Max

VDCon

Max

B

D

A

BCtrl

Ctrl = 1

Id60

Id60Imargin

alfamin

alfaoI

G1 + sT

Hi

Lo

1sT

*2.0

0.1

Delay

D -

F+

Io

0.2

N

D

N/D

B+

D +IordI

MaxD

E

MaxD

E

1.0 MinD

E1.0

alfamax

D +

F+

B+

D +

D +

F-

100.0alfamin

*

Io_Gain

0.4

A

BCtrl

Ctrl = 1

5.0

1.0Io_Gain

0.0005Tint Tint

*

30.0P Gain

Integral time constant Tint = 0.0005sProportional gain = 30

G1 + sT

Current margin is inceased during sever faults(i.e. when VDCOL is active) to accelerate fault recoveries.

This function (to the left) increases the integral gain slightly at light load operation(Io < 0.6 pu) in order to speed up ac fault recoveries. It is not very importantand can be removed.

IordR Io_Gain(pu) (pu)-----------------------1.0 1.00.6 1.00.5 1.110.4 1.250.3 1.430.2 1.660.1 2.00

Figura C.16 – Amplificador de Controle da Corrente (CCA) do inversor

C.3.5. Cálculo do Limite de Alfa Máximo O ângulo de disparo na inversão (ordem de alfa) precisa ser calculado de modo a assegurar o valor desejado do ângulo de extinção (alfa linha). Este valor serve como limite superior para o CCA do inversor e, em regime permanente, a saída do CCA é mantida neste limite. Este cálculo é baseado também em uma aproximação de segunda ordem, neste caso a partir das curvas mostradas na Figura C.17 para gama linha igual a 23o.

Inverter Alpha Max Limit ( at Gamma´= 23 degrees)

155160165170175180185190

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2

Id (pu)

alph

a (d

egre

es)

udio=1.0 puudio=0.4 puudio=1.4 pu

Figura C.17 –Alfa máximo do inversor em função de Id para três níveis de udio

A aproximação traduzida no diagrama de blocos da Figura C.18, tem a seguinte forma: αmaximo = a2(Id/udio)2 + a1Id/udio + a0

onde (para gama linha = 23.0 graus):

a0 = 157.00; a1 = 5.496; a2 = 3.672 e para gama linha = 18 graus:

a0 = 162.00; a1 = 3.422; a2 = 4.828

79

UabUbaUbc

Ucb

Uac Uca

Udiokv

Udio

*

*

*

B+

D +

F+

D +

F

-

D +

F

-

Uab

Ubc

Uba

Ucb

Uac

*-1.0 Udiof

Udiof

IdbyUdio

a2

alfa_ref

A

B

Ctrl

Ctrl = 1A

B

Ctrl

Ctrl = 1

A

B

Ctrl

Ctrl = 1

gama23

gama23

a1

Ucfilt675.2

5.496a1

3.422a1

166.168alpha max lim

162.0a0

G1 + sT

N

D

N/D

IdiocalcMaxD

E

Udiof

0.25

Idpu

MinD

E

2.0

*0.5

Idcalc

170.25alpha max lim

A

B

Ctrl

Ctrl = 1

gama23

4.828a2

3.672a2

Alpha maximum calculation using a second orderTaylor series expansion of (Id/Udio)

Calculation of Udio

MinD

F

amaxcalc amaxcalc1

decamax1

alfamax

Contributions to the alphamax calculations are added here.

100.0

cf_udio_alfamin

MaxD

F

MinD

F

D +

F-

Two settings for alpha max are given here:1) gamma' = 18 deg, (alpha max = 170.25 deg) a0 = 162.00 deg a1= 3.422 a2 = 4.8282) gamma' = 23 deg, (alpha max = 166.168 deg) a0 = 157.00 deg a1 = 5.496 a2 = 3.672

gama23

OIncG

157.0a0

UbfiltN

D

N/D

D +

F

-*

-1.0

Max

ABC

D

E F*-1.0

Uabc1 2 3

Uafilt

Uca

UaUa

Ub Ub

UcUc

O_G23

udioInv

G1 + sT

Id

Figura C.18 – Cálculo de alfa máximo para o inversor

A semelhança da Figura C.12, faz-se inicialmente a medida de Udio. Uma chave, controlada pelo operador, permite selecionar “gamma linha” para operação com 18 ou 23 graus. O cálculo acima descrito determina uma “ordem de alfa” que resulte no valor desejado de gama linha. Estes cálculos são baseados na suposição de tensões trifásicas equilibradas e em regime permanente e são satisfatórios mesmo durante defeitos CA severos no terminal inversor. No entanto, há diversos casos em que são necessários sinais adicionais, descritos nos parágrafos a seguir, para reduzir temporariamente o limite de alfa máximo ou para mudar, também temporariamente, a seleção de gama linha de 18 para 23 graus.

• Durante a operação com desequilíbrio no sistema CA, é possível calcular um alfa que produza o valor desejado de gama linha nas válvulas para a menor das três tensões CA, mas este cálculo não é feito neste relatório. Ao invés disto, usa-se uma estratégia simplificada de controle: o defeito assimétrico é sentido com base na medida do valor de 2º harmônico em Udio. É a mesma função usada no retificador. O sinal resultante é filtrado e utilizado para reduzir o limite de alfa mínimo do inversor. Os valores de ganho e de constante de tempo são determinados por tentativa e erro. Esta função funciona bem na prática e está ilustrada na Figura C.19.

80

CF

Udio

B-

D +MaxD

F*-1.0

0.01tdown

N

D

N/D 1sT

Min

B

D

D-

F +

A

B

Ctrl

Ctrl = 1

Monostable

T

amaxcalc1

When a commutation failure is detected, alphais ordered to 120 degrees.

This is a nonlinear time constant, with adjustable t down and t up values.

cf_udio_alfamincf_udio_alfamin

Unsymmetrical ac network conditions are detected by second harmonic in Udio. This is used to reduce Alpha max calc during ac network disturbances.

300.0

ABC

trl Ctrl

=1

ABC

trl Ctrl

=1

dalfa_Udio_2BPG

1 + sT

5.0

0.0

*

0.05tup

D +

F-

120.0

Figura C.19 - Redução da ordem de alfa no Inversor, devido a desequilíbrio no sistema CA ou a uma falha de

comutação.

• Quando da detecção de uma falha de comutação, a ordem de alfa é fixada em 120 graus, conforme mostrado na Figura C.19.

• A remoção de um defeito CA corresponde a uma reenergização dos transformadores das pontes conversoras a qual produz correntes de religamento (“inrush”). Estas correntes contêm componentes de valor considerável nos 2o , 3o e 5o harmônicos. As magnitudes das correntes são baixas em função do sistema CA que alimenta os transformadores ser fraco, mas causam níveis altos de distorção nas tensões devido aos altos valores da impedância do sistema nestas freqüências. Correntes de “inrush” permanecem por centenas de milisegundos, ou mesmo segundos, dependendo das relações X/R do sistema CA alimentando os transformadores. A Figura C.7.b mostra a resposta de freqüência do sistema CA, vista do barramento da estação inversora. Para reduzir o risco de falha na comutação em função destas correntes de religamento, elas são medidas e o limite alfa mínimo do inversor reduzido. A medida é feita tomando-se a diferença entre as correntes de primário e secundário de um transformador (corrigindo-se pela razão de transformação, a relação de espiras) conforme indicado na Figura C.20. No entanto, na última revisão do Benchmark, onde foram inseridas as linhas CA na representação do sistema equivalente, esta função se revelou desnecessária e foi desligada.

D +

F

-

*

IpsInvb

IssInvb

*IssInvc

D +

F

-IpsInvc

imag60p

N

D

N/D

AB

Ctrl C

trl=

1

0.001tup

Min

B

D

F

*

*-1.0

0.3578

0.3578

D +

F

-

Max

B

D

FG

D +

F

-

imagInv

50.0Gain

Three phase full wave rectifier.

0.1Small Offset

1sT

D +

F

-IpsInva

*IssInva

0.3578

The trafo secondary current (corrected by the nominal turns ratio) is subtracted from the primary current giving the magnetizing or inrush current. The maximum of the absolute value is determined, filtered and reduces the alpha maximum limit.

A

B

Ctrl

Ctrl = 1

decamax10.0

0.05tdn

0.03tdn tmp

Figura C.20 – Medida das correntes de religamento dos transformadores (“inrush”)

• Após uma falha de comutação no inversor, quando a seqüência normal de condução é restabelecida

nas válvulas, uma ou mais fases do capacitor de comutação conservam cargas residuais correspondentes a valores de tensão substancialmente altos. Estas tensões residuais desequilibram as tensões trifásicas e levam a disparos assimétricos das válvulas, algumas disparando com valores

81

maiores de gama linha, outras com valores menores, de modo que a comutação pode falhar durante a recuperação. Este desbalanço entre as fases do capacitor decai naturalmente, mas é mais visível em carga leve, quando a polarização CC por carga residual permanence por centenas de milisegundos. A solução adotada neste trabalho foi a de impor o valor de 23 graus para gama linha sempre que um desequilíbrio por cargas residuais for detetado no capacitor de comutação. Não é uma boa solução pois exige a medição da tensão nos terminais do capacitor. Uma solução mais econômica consistiria em se ajustar gama linha em 23 graus sempre que ocorresse operação em carga leve. A Figura C.21 mostra a lógica utilizada.

1 2 3VcdInv

G1 + sT

G1 + sT

| X |

| X |

| X |

Max

B

D

F

1 2 3

G1 + sT

G1 + sT

| X |

G1 + sT

G1 + sT

VcsInv

Max

B

F

DCap

DCap

Max

B

D

F

SCap

SCap

S Q

QR C

1

O_G23

| X |

| X |

Voltage across the series capacitor is measured to detect offsets that can occur when normal commutations stop (i.e. a commutation failure) a some capacitors are left charged. When commutationsresume, this precharge can result in a dc offset occuring that results in unsymmetrical voltages acrosssome valves. This, in turn, results in unequal gamma prime values occuring and may provoke a consequential commutation failure. The damping of this offset voltage is a function of load and at heavy load it does not cause a problem.

At light load, however, the residual voltage can last for hundreds of milliseconds, i.e. long after the ac faultrecovery period. Increasing the gamma prime value from 18 degrees to 23 degrees appears to be enoughto avoid a consequential com fail. This is done by measuring the offset voltage as shown below.

An offset of more than 10 kV results in an order for gamma prime 23 degrees, which is reset when the offset falls below 3 kV.

A more simple solution would be to increase gamma prime to 23 degrees during light load conditions. Figura C.21 – Medida do desequilibrio de tensão no capacitor de comutação

• O modo normal de operação é com gama linha ajustado em 18 graus. No entanto, a recuperação de

defeitos se torna mais confiável com gama linha em 23 graus. Por esta razão foi incluída uma função que seleciona gama linha igual a 23 graus sempre que o VDCOL estiver ativo. Isto aumenta o tempo de recuperação, mas levemente apenas.

C.3.6. Detecção de falhas de comutação A detecção de falha na comutação se efetua pela comparação da corrente nas válvulas (ou da corrente no transformador, do lado da ponte conversora) com a corrente Id no circuito CC do conversor. Uma vez detectada a falha, a ordem de alfa do inversor é imediatamente mudada para 120 graus e mantida neste valor por um pequeno período de tempo, após o qual, é dado o comando de retorno à operação normal. Sem esta função, a recuperação após defeitos CA no inversor não seria possível para todos os casos. A Figura C.22 ilustra a função de detecção.

IvdInvaIvdInvbIvdInvcIvdInvaIvdInvbIvdInvc

Iv60dD -

F

+

IdInv

IcfdMaxD

E FG

Min

E FG

*-1.0

IvsInvaIvsInvbIvsInvcIvsInvaIvsInvbIvsInvc

Iv60sD -

F

+

IdInv

IcfsMaxD

E FG

Min

E FG

*-1.0

CFdet

Commutation failure detection is based on Idc > Iv (i.e. measured dc current greater than the rectified valve currents).The measurement is carried out for both delta and star groupsand the results "ored" together.

Figura C.22 - Detecção de falhas de comutação

82

C.4. Comportamento dinâmico O comportamento dinâmico do sistema de transmissão é uma medida de sua capacidade de recuperação após a limpeza de defeitos CA, de uma maneira confiável e previsível. As perturbações mais típicas são os defeitos nas linhas CA, e por isto foram os únicos considerados neste trabalho. Uma avaliação mais completa incluiria a partida e parada de conversores, chaveamento de componentes CA (bancos de filtros, linhas, transformadores, etc.), defeitos na linha CC com seqüências de comandos automáticos de recuperação, defeitos em linhas CA com seqüências de comandos de recuperação, etc. Em uma especificação típica de um elo CCAT, os tempos de recuperação são da ordem de 200 ms, a contar da limpeza de um defeito CA até que a potência atinja 90% do valor antes do defeito. A especificação normalmente estabelece, também, que não haja falhas de comutação durante o período de recuperação, assim como em função de defeitos CA no lado retificador. Podem ser também especificados níveis mínimos de potência transmitida a ser mantidos durante certos tipos de defeitos CA. Com a finalidade de reduzir os tempos de computação dos casos rodados para este estudo, foi utilizado um único conjunto de controles para comandar dois pólos de 1000 MW, operando em 12 pulsos. No inversor, os tempos de recuperação após defeitos CA são fortemente influenciados pela distorção que afeta a tensão no barramento da estação quando da remoção do defeito. Esta distorção da tensão se deve, primordialmente, às correntes iniciais de magnetização (“inrush currents”) que ocorrem quando a limpeza do defeito promove a re-energização do transformador. As componentes harmônicas destas correntes, atuando sobre as impedâncias do sistema CA em suas respectivas freqüências, produzem distorções correspondentes nas tensões. Na freqüência fundamental, a impedância do circuito é determinada pelo nível de curto circuito (magnitude e fase). Nas freqüências mais altas os componentes “shunt” (filtros CA, bancos de capacitors, reatores de compensação, etc.) e as linhas CA ligadas diretamente ao barramento da estação são dominantes. As representações do sistema CA utilizadas neste relatório estão descritas na Seção C.2.4. A inclusão, na modelagem, da saturação dos transformadores das pontes conversoras é essencial, dado que as correntes de “inrush” são um fator importante na recuperação do inversor após defeitos CA. Em estudos de casos reais, as características de saturação dos transformadores de fato utilizados devem ser modeladas com a melhor precisão possível. Neste relatório, no entanto, por se tratar de estudo de natureza genérica, foram utilizadas características “típicas” de saturação (na verdade os valores “default” do PSCAD), não se tendo feito nenhum esforço no sentido de avaliar a correção destas características. Adicionalmente, a magnitude das correntes de “inrush” durante o processo de recuperação depende do instante da aplicação do defeito (dependência “point on wave”) dado que isto determina os níveis de fluxos magnéticos residuais que existirão no núcleo do transformador quando da remoção do defeito. Em conseqüência, ao se realizar estudos, é preciso aplicar defeitos em diversos momentos distintos (pico de tensão ou corrente em uma fase, passagens por zero e situações intermediárias), de modo a identificar os casos mais críticos. A simulação adequada das perdas também é importante, uma vez que elas determinam o tempo de decaimento das correntes de “inrush”. Os defeitos CA são aplicados conectando-se uma impedância (R+L), através um disjuntor, entre o barramento da estação conversora e a terra. Os valores de impedância são ajustados para simular tanto defeitos próximos como remotos. Em todos os casos, o ângulo de impedância é mantido constante, em 80o. Os defeitos aplicados são simétricos (trifásicos) e monofásicos, com duração de 100 e 200 ms. As Tabelas C.9 e C.10, abaixo, apresentam um sumário dos casos incluídos neste relatório. A impedância de defeito (fault impedance) foi variada, durante defeitos trifásicos simétricos, de modo a produzir, no barramento da conversora, tensões de aproximadamente 0,0, 0,20, 0,40, 0,60, 0,80 pu com cargas correspondentes a Id =1,0, 0,5 and 0,2 pu. Os tempos decorridos até se alcançarem, durante a recuperação, os níveis de 0,80 pu e de 0,90 pu da potência pré-defeito estão indicados para cada caso. Nos casos em que a potência ultrapassa os níveis de 0,8 ou 0,9, cai a níveis mais baixos por um curto período e depois sobe novamente, foram registrados os tempos de cada cruzamento. Para os casos mostrados, o ângulo gama linha do inversor foi mantido em 18 graus quando em regime permanente.

83

Tabela C.9 – Defeitos CA no lado retificador Caso Pd (MW) Tipo Duração

(ms) Impedância de defeito

( Ω )

Tensão Residual

(pu)

Tempo a 0,8 da Potência Pré-defeito

(ms)


(ms) 1 2000 Ret 3-fase 200 (0.067+

jωo0.001) ≅ 0 105 116,

260 2 2000 Ret 1-fase 200 Idem 47 60,

174 3 2000 Ret 3-fase 100 Idem ≅ 0 94 102,

242 4 2000 Ret 1-fase 100 Idem 48 64,

162 5 2000 Ret 3-fase 200 (3.32+

jωo0.05) ≅ 0.27 93 100,

176 6 2000 Ret 1-ph 200 Idem 16 27,

123 7 2000 Ret 3-fase 100 Idem ≅ 0.27 85 97,

161 8 2000 Ret 1-fase 100 Idem 15 18,

110 9 2000 Ret 3-fase 200 (6.64+

jωo0.1) ≅ 0.41 73 80

10 2000 Ret 1-fase 200 Idem 10 15 11 2000 Ret 3-fase 100 Idem ≅ 0.41 70 79 12 2000 Ret 1-fase 100 Idem 7 12 13 2000 Ret 3-fase 200 (13.28+

jωo0.2) ≅ 0.59 15 30

14 2000 Ret 1-fase 200 Idem 8 13 15 2000 Ret 3-fase 100 Idem ≅ 0.59 13 18 16 2000 Ret 1-fase 100 Idem --- 12 17 2000 Ret 3-fase 200 (39.84+

jωo0.6) ≅ 0.80 8 12

18 2000 Ret 1-fase 200 Idem --- 10 19 2000 Ret 3-fase 100 Idem ≅ 0.80 8 12 20 2000 Ret 1-fase 100 Idem --- --- 21 1000 Ret 3-fase 200 (0.067+

jωo0.001) ≅ 0.0 115 130


jωo0.05) ≅ 0.24 94 110


jωo0.1) ≅ 0.39 78 96


jωo0.2) ≅ 0.57 11 15

84

Tabela C.9 (continuação) – Defeitos CA no lado retificador Caso Pd (MW) Tipo Duração


( Ω )

Tensão Residual

(pu)


(ms)


(ms) 34 1000 Ret 1-fase 200 Idem 8 11 35 1000 Ret 3-fase 100 Idem ≅ 0.57 13 17 36 1000 Ret 1-fase 100 Idem 6 10 37 1000 Ret 3-fase 200 (39.84+

jωo0.6) ≅ 0.82 10 13

38 1000 Ret 1-fase 200 Idem --- 12 39 1000 Ret 3-fase 100 Idem ≅ 0.82 10 12 40 1000 Ret 1-fase 100 Idem --- 10 41 400 Ret 3-fase 200 (0.067+

jωo0.001) ≅ 0.0 127 158


jωo0.05) ≅ 0.23 138 158


jωo0.1) ≅ 0.37 130 152


jωo0.2) ≅ 0.55 80 98


jωo0.6) ≅ 0.80 11 13

58 400 Ret 1-fase 200 Idem 17 30 59 400 Ret 3-fase 100 Idem ≅ 0.80 10 12 60 400 Ret 1-fase 100 Idem 13 21

85

Tabela C.10 – Defeitos CA no lado inversor Caso Pd (MW) Tipo Duração


( Ω )

Tensão Residual

(pu)


(ms)


(ms) 1 2000 Inv 3-fase 200 (0.067+

jωo0.001) ≅ 0 143 166,

236 2 2000 Inv 1-fase 200 Idem 177 196,

420 3 2000 Inv 3-fase 100 Idem ≅ 0 144 165,

262 4 2000 Inv 1-fase 100 Idem 182 207,

348 5 2000 Inv 3-fase 200 (6.64+

jωo0.10) ≅ 0.25, média

170 194, 330

6 2000 Inv 1-fase 200 Idem 147 173, 300

7 2000 Inv 3-fase 100 Idem ≅ 0.25, média

146 169, 330

8 2000 Inv 1-fase 100 Idem 156 178, 302

9 2000 Inv 3-fase 200 (13.28+ jωo0.20)

≅ 0.42, média

66 80, 250

10 2000 Inv 1-fase 200 Idem 106 134, 280

11 2000 Inv 3-fase 100 Idem ≅ 0.42, média

138 165, 320

12 2000 Inv 1-fase 100 Idem 137 155, 320

13 2000 Inv 3-fase 200 (26.56+ jωo0.40)

≅ 0.60, média

155 180, 340

14 2000 Inv 1-fase 200 Idem 72 192 15 2000 Inv 3-fase 100 Idem ≅ 0.60,

média 120 145

16 2000 Inv 1-fase 100 Idem 117 138, 270

17 2000 Inv 3-fase 200 (59.76+ jωo0.90)

≅ 0.75, média

25 50


média 97 120

20 2000 Inv 1-fase 100 Idem 48 95 21 2000 Inv 3-fase 200 (93.09+

jωo1.40) ≅ 0.83, média

40

22 2000 Inv 1-fase 200 Idem 55 23 1000 Inv 3-fase 200 (0.067+

jωo0.001) ≅ 0 142 175,

259 24 1000 Inv 1-fase 200 Idem 176 235,

300 25 1000 Inv 3-fase 100 Idem ≅ 0 147 193,

235 26 1000 Inv 1-fase 100 Idem 181 258

86

Tabela C.10 (continuação) – Defeitos CA no lado inversor Caso Pd

(MW) Tipo Duração


( Ω )

Tensão Residual

(pu)

Tempo a 0,8 da Potência Pré-defeito (ms)

Tempo a 0,9 da Potência Pré-defeito (ms)

27 1000 Inv 3-fase 200 (6.64+ jωo0.10)

≅ 0.27, média

105 125

28 1000 Inv 1-fase 200 Idem 150 195 29 1000 Imv 3-fase 100 Idem ≅ 0.27,

média 162 187


jωo0.20) ≅ 0.43, média

83 102


média 142 164


jωo0.40) ≅ 0.60, média

57 79


média 117 140


jωo0.90) ≅ 0.75, média

48 64


média 117 142


jωo1.40) ≅ 0.83, média

37 67

44 1000 Inv 1-fase 200 Idem --- --- 45 400 Inv 3-fase 200 (0.067+

jωo0.001) ≅ 0 215 250

46 400 Inv 1-fase 200 Idem 248 285 47 400 Inv 3-fase 100 Idem ≅ 0 227 270 48 400 Inv 1-fase 100 Idem 250 310 49 400 Inv 3-fase 200 (6.64+

jωo0.10) ≅ 0.28, média

163 185


média 220 242


jωo0.20) ≅ 0.43, média

112 134


média 213 232


jωo0.40) ≅ 0.58, média

84 115


média 186 205

87

Tabela C.10 (continuação) – Defeitos CA no lado inversor Caso Pd (MW) Tipo Duração


( Ω )

Tensão Residual

(pu)


(ms)


(ms) 60 400 Inv 1-fase 100 Idem 172 194 61 400 Inv 3-fase 200 (59.76+

jωo0.90) ≅ 0.74, média

56 90


média 163 184


jωo1.40) ≅ 0.81, média

52 70

66 400 Inv 1-fase 200 Idem --- 70

Breve resumo dos resultados: • Na maioria dos casos é possível atingir 90% da potência pré-defeito em 200 ms ou menos. Em muitos

defeitos no lado inversor, a potência atige 90% em 200 ms ou menos, mas a seguir cresce de modo mais lento até o nível de 100 % . Estes tempos de recuperação são, no entanto, adequados.

• Os tempos de recuperação após defeitos CA no lado retificador são muito curtos (< 125 ms em todos os casos). Para os defeitos mais severos, a potência cai um pouco após atingir 90 % e sobe lentamente até 100 %.

• Ao que tudo indica, desde que o circuito CA no lado inversor se mantenha equilibrado (simétrico), o inversor permanece robusto no que toca a falhas de comutação, pois nestas condições, mesmo um defeito trifásico franco no barramento da estação inversora nem sempre leva a falha na comutação. A seqüência de comutação permanece inalterada usando a tensão dos capacitores. Defeitos trifásicos remotos no lado inversor podem, ou não, provocar falhas na comutação, dependendo do instante “point on wave” de aplicação do defeito. Isto indica um comportamento muito superior ao de um arranjo clássico, como o de Itaipu, por exemplo.

• Defeitos assimétricos no lado inversor causam, nos casos mais severos, falhas de comutação. Neste caso o comportamento é similar ao de um arranjo CCAT clássico com um sistema CA mais forte no terminal inversor.

• Durante defeitos CA severos no lado inversor, a potência transmitida é muito baixa, semelhante ao comportamento de um arranjo CCAT clássico. Isto se deve, pelo menos parcialmente, ao uso dos modernos sistemas de disparo simétrico, que mantém a simetria dos disparos mesmo que as tensões trifásicas estejam fortemente desequilibradas no barramento da estação conversora.

• Em alguns defeitos CA no lado inversor foram observadas oscilações de baixa freqüência nos casos em que o VDCOL é ativado durante o defeito. Estas oscilações não se manifestam, no entanto, se o defeito for eliminado em 200 ms ou menos.

C.5. Trabalhos adicionais Abaixo sugerimos alguns trabalhos adicionais que podem ser efetuados utilizando o modelo aqui apresentado: • Estudos de defeitos (curto circuitos) na linha CC; • Defeitos CA, com ou sem desligamento (“run backs”), em diferentes lugares da rede CA; • Investigar a adequação dos dados utilizados neste relatório para simulação da saturação dos

transformadores; • Investigar a possibilidade de se aumentar a potência transmitida ainda durante o desenrolar de um defeito

CA no lado inversor. • Estudar a transferência de perturbações entre os sistemas CA face a variações nas potências reativas.

88

C.6. Conclusões • Um sistema de controle simplificado (formulado com base e utilizando o PSCAD/EMTDC) foi

desenvolvido para um sistema de transmissão com arranjo CCAT CCC e revelou bom desempenho, mesmo com um sistema CA bastante fraco no lado inversor. A determinação rigorosa dos limites de alfa máximo para o inversor e de alfa mínimo para o retificador, em sistemas deste tipo requer cálculos muito complexos. No entanto, os resultados obtidos neste trabalho mostram que cálculos “off line” e aproximações simplificadas podem ser utilizadas nestes controles com resultados satisfatórios.

• O comportamento dinâmico deste sistema foi também avaliado. Na maioria dos casos foram obtidos tempos de recuperação a 90 % da potência pré-defeito de cerca de 200 ms ou menos. Nos defeitos mais severos, a recuperação de 90 % a 100 % foi substancialmente mais lenta, mas ainda considerada aceitável.

89

ANEXO D - VALIDAÇÃO DO MODELO DE ELO CCC – COMPARAÇÃO DE SIMULAÇÕES NO ATP x PSCAD D.1 Introdução Com o objetivo de se obter um modelo que esteja disponível em um ambiente mais público, o modelo do CCC desenvolvido no PSCAD/EMTDC foi também modelado no programa ATP/EMTP. Após a transposição dos modelos, utilizando os elementos disponíveis no ATP/EMTP, incluindo tanto TACS como MODELS, diversas comparações foram realizadas com o objetivo de validá-lo. Inicialmente foram feitos testes com os controles isolados e, posteriormente, aplicaram-se diversos defeitos utilizando-se o sistema definido como Benchmark D.2 Validação dos controles básicos Os seguintes blocos de controle foram analisados isoladamente: PLL, VDCOL, CCA e a variação da MARGEM DE CORRENTE durante a ação do VDCOL. Os parâmetros do PLL foram ajustados para que se obtivesse a mesma resposta apresentada pelo PSCAD/EMTDC (GP=40 e GI=28). O valor máximo de 15 para GP (apresentado no manual do PSCAD) apresentou uma resposta mais lenta para o controle. A Figura D.1 apresenta a resposta do PLL diante da perda e retorno da referência de tensão CA para ambos os programas. A Figura D.2 apresenta as respostas do VDCOL em ambos programas para um degrau na tensão CC. A Figura D.3 apresenta as respostas do CCA em ambos programas para um degrau de 100 ms. A Figura D.4 apresenta as respostas da variação da margem de corrente no CCA durante a atuação do VDCOL.

0.02 0.074 0.128 0.182 0.236 0.29+75 +84 +93 +102 +111 +120 Alfa Ord Alfa Med

no name UI UbI UI

(file tesfir3.pl4; x-var t) factors:offsets:

10,00E+00

m:ANGLE 10,00E+00

m:ERRI 1-287

0.020 0.065 0.110 0.155 0.200 0.245 0.290[s]75

84

93

102

111

120

(file tesfir2.pl4; x-var t) m:ANGLE

0.090 0.152 0.214 0.276 0.338 0.400[s]

70

80

90

100

110

(file tesfir2.pl4; x-var t) factors:offsets:

10,00E+00

v:BARRAB 20,00E+00

v:BARRAC 20,00E+00

v:BARRAA 20,00E+00

0.090 0.152 0.214 0.276 0.338 0.400[s]-500

-250

0

250

500

[kV]

PSCAD/EMTDC

Untitled no name

0.09 0.152 0.214 0.276 0.338 0.4 +70 +78 +86 +94 +102 +110 Alfa Ord Alfa Med

no name

0.09 0.152 0.214 0.276 0.338 0.4-500 -300 -100 +100 +300 +500 UaInv UbInv UcInv

ATP/EMTP

Figura D.1 – Resposta do PLL nos programas PSCAD e ATP

90

(file tesvdcol.pl4; x-var t) v:UDCGER

0.090 0.145 0.200 0.255 0.310 0.365 0.420 0.475 0.530[s]

-0.2

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2[V]

(file tesvdcol.pl4; x-var t) m:UDINP m:UDFILT

0.090 0.145 0.200 0.255 0.310 0.365 0.420 0.475 0.530[s]

-0.1

0.1

0.3

0.5

0.7

0.9

1.1

(file tesvdcol.pl4; x-var t) m:IORDER

0.090 0.145 0.200 0.255 0.310 0.365 0.420 0.475 0.530[s]

-0.1

0.1

0.3

0.5

0.7

0.9

1.1

(file tesvdcol.pl4; x-var t) m:VDCO

0.090 0.145 0.200 0.255 0.310 0.365 0.420 0.475 0.530[s]

-0.1

0.1

0.3

0.5

0.7

0.9

1.1

Time ( )

no

0.09

0.178

0.266

0.354

0.442

0.53

-10

+4

+180

+320

+460

+600

Ud

no

0.09

0.178

0.266

0.354

0.442

0.53

-0

+0.14

+0.38

+0.62

+0.86

+11

Udit

Udfilt

no

0.09

0.178

0.266

0.354

0.442

0.53

-0

+0.14

+0.38

+0.62

+0.86

+11

Io

no

0.09

0.178

0.266

0.354

0.442

0.53

-0

+0.14

+0.38

+0.62

+0.86

+11

VDC

Figura D.2 – Resposta do VDCOL nos programas PSCAD e ATP.

91

Tim

0

0.062

0.124

0.186

0.248

0.31

-0

-0 1

-0 0

+0.06

+0.18

+03

IdiffI

no

0

0.062

0.124

0.186

0.248

0.31

-8

-4

-1

+16

+48

+8

alfa

no

0

0.062

0.124

0.186

0.248

0.31

+9

+110

+130

+150

+170

+190

alfai t

no

0

0.062

0.124

0.186

0.248

0.31

+9

+110

+130

+150

+170

+190

alfai

(file tesCCA.pl4; x-var t) t: UDCGER

0.000 0.062 0.124 0.186 0.248 0.310[s]

-0.3

-0.2

-0.1

0.0

0.1

0.2

0.3

(f ile tesCCA.pl4; x-v ar t) m:ERRPRO

0.000 0.062 0.124 0.186 0.248 0.310[s]

-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

(f ile tesCCA.pl4; x-v ar t) m:ERRINT

0.000 0.062 0.124 0.186 0.248 0.310[s]

90

110

130

150

170

190

(f ile tesCCA.pl4; x-v ar t) m:UCCA

0.000 0.062 0.124 0.186 0.248 0.310[s]

90

110

130

150

170

190

PSCAD/EMTDC ATP/EMTP

Figura D.3 – Resposta do CCA nos programas PSCAD e ATP.

92

Time

0.04

0.128

0.216

0.304

0.392

0.48

-0 1

+0.14

+0.38

+0.62

+0.86

+1.1

VDC

no

0.04

0.128

0.216

0.304

0.392

0.48

+0

+0.06

+0.12

+0.18

+0.24

+0.3

Imargini

Imargint

(file tesIMAR.pl4; x-var t) t: VDCON

0.040 0.095 0.150 0.205 0.260 0.315 0.370 0.425 0.480[s]

-0.1

0.1

0.3

0.5

0.7

0.9

1.1

(file tesIMAR.pl4; x-var t) m:IMARGE m:IMARG

0.040 0.095 0.150 0.205 0.260 0.315 0.370 0.425 0.480[s]

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

PSCAD/EMTDC ATP/EMTP

Figura D.4 – Resposta da variação da Margem de corrente nos programas PSCAD e ATP.

D.3 Validação com o Benchmark

As Figuras D.5 a D.10 apresentam as respostas no ATP, para defeitos monofásicos e trifásicos no retificador e inversor, para três diferentes níveis de potência no elo e para cinco diferentes níveis de queda de tensão. Para facilitar a observação, os resultados dos diversos níveis de queda de tensão foram agrupados em um mesmo gráfico. Como pode ser observado, dos 60 casos processados, os seguintes apresentaram falha de comutação durante a recuperação do defeito: - Defeito trifásico no retificador - 80% de queda de tensão – Pdc = 1.0 p.u. - Defeito trifásico no retificador - 80% de queda de tensão – Pdc = 0.5 p.u. - Defeito trifásico no inversor - 0% de queda de tensão – Pdc = 0.5 p.u. - Defeito monofásico no inversor - 40% de queda de tensão – Pdc = 0.2 p.u. Estas falhas não foram observadas no programa PSCAD/EMTDC, embora não tenha sido feita uma análise estatística variando o ponto de aplicação do defeito. Entretanto, uma diferença entre os programas que pode influenciar levemente este resultado é a interpolação devido ao disparo dos tiristores feita pelo PSCAD/EMTDC, enquanto que o ATP mantém o intervalo de integração invariável. As Figuras D.11 a D.22 apresentam uma comparação detalhada entre os resultados dos programas ATP/EMTP e PSCAD/EMTDC para defeitos monofásicos e trifásicos no retificador e inversor, considerando a potência de 1.0 p.u. e quedas de tensão de 0%, 25% e 40%.

93

R1F0_100.pl4: m:IDCMER R1F27_100.pl4: m:IDCMER R1F41_100.pl4: m:IDCMER R1F59_100.pl4: m:IDCMER R1F80_100.pl4: m:IDCMER

0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2 Faltas monofásicas no retif icador - Idc=100% - dV= 0%, 27%, 41%, 59% e 80%


0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]-0.2

0.2

0.6

1.0

1.4

1.8 Faltas trifásicas no retif icador - Idc=100% - dV= 0%, 27%, 41%, 59% e 80%

Figura D.5 – Defeitos monofásicos e trifásicos no retificador para Pdc=1.0p.u.

Defeitos monofásicos no retificador – Idc=100% - dV=0%, 27%, 41%, 59% e 80%

Defeitos trifásicos no retificador – Idc=100% - dV=0%, 27%, 42%, 59% e 80%

94

I1F0_100.pl4: m:IDCMER I1F25_100.pl4: m:IDCMER I1F42_100.pl4: m:IDCMER I1F60_100.pl4: m:IDCMER I1F75_100.pl4: m:IDCMER

0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]0.0

0.4

0.8

1.2

1.6

2.0Faltas monofásicas - Idc=100% - dV= 0%, 25%, 42%, 60% e 75%


0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]0.0

0.4

0.8

1.2

1.6

2.0Faltas trifásicas - Idc=100% - dV= 0%, 25%, 42%, 60% e 75%

Figura D.6 – Defeitos monofásicos e trifásicos no inversor para Pdc=1.0p.u.

Defeitos monofásicos no inversor – Idc=100% - dV=0%, 25%, 42%, 60% e 75%

Defeitos trifásicos no inversor – Idc=100% - dV=0%, 25%, 42%, 60% e 75%

95


0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7Faltas monofásicas no retif icador - Idc=50% - dV= 0%, 27%, 41%, 59% e 80%


0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]-0.2

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4Faltas trifásicas no retif icador - Idc=50% - dV= 0%, 27%, 41%, 59% e 80%

Figura D.7 – Defeitos monofásicos e trifásicos no retificador para Pdc=0.5p.u.



96


0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]0.0

0.3

0.6

0.9

1.2

1.5 Faltas monofásicas no inversor - Idc=50% - dV= 0%, 27%, 41%, 59% e 80%


0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]0.0

0.3

0.6

0.9

1.2

1.5Faltas trifásicas no inversor - Idc=50% - dV= 0%, 27%, 41%, 59% e 80%

Figura D.8 – Defeitos monofásicos e trifásicos no inversor para Pdc=0.5 p.u.



97


0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35



0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]-0.1

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4


Figura D.9 – Defeitos monofásicos e trifásicos no retificador para Pdc=0.2 p.u.



98


0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0



0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2 Faltas trifásicas no inversor - Idc=20% - dV= 0%, 27%, 41%, 59% e 80%

Figura D.10 – Defeitos monofásicos e trifásicos no inversor para Pdc=0.2 p.u.



99

Time (sec)

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0-0.4-0.2 +0+0.2+0.4+0.6+0.8 +1+1.2+1.4

UdioR UdioI Udflt

Rectifier Measured Power in pu, Fault and Com Fail Indicators

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1-0.3

-0.1

+0.1

+0.3

+0.5

+0.7

+0.9

+1.1PdcRec zp8 zp9 AC Flt Rec AC Flt Inv gama23

Ordered and Measured Currents in kA at Rectifier and Inverter

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1-0.5-0.2+0.1+0.4+0.7 +1+1.3+1.6+1.9+2.2+2.5

IordRec IoInv_eff Idrec IdInv comfail

Rectifier Alpha Order and Calculated Alpha Minimum Limit

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 -40

-20

+0

+20

+40

+60

+80

+100alfaoR alfamR

Inverter Alpha Order and Calculated Alpha Maximum Limit

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 +90+100+110+120+130+140+150+160+170+180

alfaoI alfamaxlim

no name

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 +0

+0.4

+0.8

+1.2

+1.6

+2corrgain Io_Gain

(f ile R3F0_100.pl4; x-v ar t) m:UDIOI m:VDCMER m:UDIOR 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

(f ile R3F0_100.pl4; x-v ar t) v :80% v :90% m:PDCR m:VDCONI 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]

-0.3

-0.1

0.1

0.3

0.5

0.7

0.9

1.1

(f ile R3F0_100.pl4; x-v ar t) m:IORDEM m:IDCMER m:IORDER m:IDCMEI 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]

-0.3

-0.1

0.1

0.3

0.5

0.7

0.9

1.1

(f ile R3F0_100.pl4; x-v ar t) m:ALFAR m:ALFMIN 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]

-40

-20

0

20

40

60

80

100

(f ile R3F0_100.pl4; x-v ar t) m:ALFMXI m:ALFAI 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]

90

105

120

135

150

165

180

(f ile R3F0_100.pl4; x-v ar t) m:CORRGA 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

Figura F.11 - Falta trifásica de 100 ms no retificador - tensão residual 0%

Figura D.11 - Defeito trifásico de 100 ms no retificador – tensão residual 10%

100

Time (sec)

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0-0.4-0.2 +0+0.2+0.4+0.6+0.8 +1+1.2+1.4

UdioR UdioI Udflt


0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1-0.3

-0.1

+0.1

+0.3

+0.5

+0.7

+0.9



0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1-0.5-0.2+0.1+0.4+0.7 +1+1.3+1.6+1.9+2.2+2.5



0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 -40

-20

+0

+20

+40

+60

+80

+100alfaoR alfamR


0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 +90+100+110+120+130+140+150+160+170+180

alfaoI alfamaxlim

no name

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 +0

+0.4

+0.8

+1.2

+1.6

+2corrgain Io_Gain


-0.4

-0.1

0.2

0.5

0.8

1.1

1.4

(f ile R1F0_100.pl4; x-v ar t) v :80% v :90% m:VDCONI m:PDCR 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]

-0.4

-0.1

0.2

0.5

0.8

1.1

1.4

(f ile R1F0_100.pl4; x-v ar t) m:IORDEM m:IDCMER m:IORDEI m:IDCMEI 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]

-0.4

-0.1

0.2

0.5

0.8

1.1

1.4


-40

-20

0

20

40

60

80

100


90

105

120

135

150

165

180


0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

Figura F.12 - Falta monofásica de 100 ms no retificador - tensão residual 0%

Figura D.12 – Defeito monofásico de 100 ms no retificador – tensão residual 0%

101

Time (sec)

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0-0.4-0.2 +0+0.2+0.4+0.6+0.8 +1+1.2+1.4

UdioR UdioI Udflt


0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1-0.3

-0.1

+0.1

+0.3

+0.5

+0.7

+0.9



0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1-0.5-0.2+0.1+0.4+0.7 +1+1.3+1.6+1.9+2.2+2.5



0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 -40

-20

+0

+20

+40

+60

+80

+100alfaoR alfamR


0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 +90+100+110+120+130+140+150+160+170+180

alfaoI alfamaxlim

no name

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 +0

+0.4

+0.8

+1.2

+1.6

+2corrgain Io_Gain


-0.4

-0.1

0.2

0.5

0.8

1.1

1.4


-0.3

-0.1

0.1

0.3

0.5

0.7

0.9

1.1


-0.25

0.00

0.25

0.50

0.75

1.00

1.25


-40

-20

0

20

40

60

80

100


90

105

120

135

150

165

180


0.0

0.5

1.0

1.5

2.0


Figura D.13 – Defeito trifásico de 100 ms no retificador – tensão residual 27%

102

Time (sec)

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0-0.4-0.2 +0+0.2+0.4+0.6+0.8 +1+1.2+1.4

UdioR UdioI Udflt


0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1-0.3

-0.1

+0.1

+0.3

+0.5

+0.7

+0.9



0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1-0.5-0.2+0.1+0.4+0.7 +1+1.3+1.6+1.9+2.2+2.5



0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 -40

-20

+0

+20

+40

+60

+80

+100alfaoR alfamR


0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 +90+100+110+120+130+140+150+160+170+180

alfaoI alfamaxlim

no name

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 +0

+0.4

+0.8

+1.2

+1.6

+2corrgain Io_Gain


-40

-20

0

20

40

60

80

100


-0.25

0.00

0.25

0.50

0.75

1.00

1.25


90

105

120

135

150

165

180


-0.4

-0.1

0.2

0.5

0.8

1.1

1.4


-0.3

-0.1

0.1

0.3

0.5

0.7

0.9

1.1



0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

Figura D.14 – Defeito monofásico de 100 ms no retificador – tensão residual 27%

103

Time (sec)

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0-0.4-0.2 +0+0.2+0.4+0.6+0.8 +1+1.2+1.4

UdioR UdioI Udflt


0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1-0.3

-0.1

+0.1

+0.3

+0.5

+0.7

+0.9



0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1-0.5-0.2+0.1+0.4+0.7 +1+1.3+1.6+1.9+2.2+2.5



0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 -40

-20

+0

+20

+40

+60

+80

+100alfaoR alfamR


0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 +90+100+110+120+130+140+150+160+170+180

alfaoI alfamaxlim

no name

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 +0

+0.4

+0.8

+1.2

+1.6

+2corrgain Io_Gain


0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

(f ile R3F41_100.pl4; x-v ar t) v :80% v :90% m:PDCR 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]

-0.3

-0.1

0.1

0.3

0.5

0.7

0.9

1.1

(f ile R3F41_100.pl4; x-v ar t) m:IORDEM m:IDCMER m:IDCMEI m:IORDER 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]

-0.25

0.00

0.25

0.50

0.75

1.00

1.25


-40

-20

0

20

40

60

80

100


90

105

120

135

150

165

180


0.0

0.5

1.0

1.5

2.0


Figura D.15 – Defeito trifásico de 100 ms no retificador – tensão residual 41%

104

Time (sec)

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0-0.4-0.2 +0+0.2+0.4+0.6+0.8 +1+1.2+1.4

UdioR UdioI Udflt


0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1-0.3

-0.1

+0.1

+0.3

+0.5

+0.7

+0.9



0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1-0.5-0.2+0.1+0.4+0.7 +1+1.3+1.6+1.9+2.2+2.5



0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 -40

-20

+0

+20

+40

+60

+80

+100alfaoR alfamR


0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 +90+100+110+120+130+140+150+160+170+180

alfaoI alfamaxlim

no name

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 +0

+0.4

+0.8

+1.2

+1.6

+2corrgain Io_Gain

(f ile R1F41_100.pl4; x-v ar t) m:VDCMER m:UDIOR m:UDIOI 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]

-0.4

-0.1

0.2

0.5

0.8

1.1

1.4


-0.3

-0.1

0.1

0.3

0.5

0.7

0.9

1.1

(f ile R1F41_100.pl4; x-v ar t) m:IORDEM m:IDCMER m:IDCMEI m:IORDER 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]

-0.25

0.00

0.25

0.50

0.75

1.00

1.25


-40

-20

0

20

40

60

80

100


90

105

120

135

150

165

180


0.0

0.5

1.0

1.5

2.0


Figura D.16 – Defeito monofásico

105

Time (sec)

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0-0.4-0.2 +0+0.2+0.4+0.6+0.8 +1+1.2+1.4

UdioR UdioI Udflt


0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1-0.4-0.24-0.08+0.08+0.24+0.4

+0.56+0.72+0.88+1.04+1.2

PdcRec AC Flt Rec AC Flt Inv gama23 zp8 zp9


0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1-0.1

+0.68

+1.46

+2.24

+3.02

+3.8IordRec IoInv_eff Idrec IdInv comfail


0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 -40

-20

+0

+20

+40

+60

+80

+100alfaoR alfamR


0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 +90+100+110+120+130+140+150+160+170+180

alfaoI alfamaxlim

no name

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 +0

+0.4

+0.8

+1.2

+1.6

+2corrgain Io_Gain

(f ile I3F0_100.pl4; x-v ar t) m:UDIOI m:VDCMER m:UDIOR 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]

-0.4

0.2

0.8

1.4

(f ile I3F0_100.pl4; x-v ar t) m:IORDEM m:IORDER m:IDCMER m:IDCMEI 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]

-0.05

0.34

0.73

1.12

1.51

1.90

(f ile I3F0_100.pl4; x-v ar t) m:ALFMIN m:ALFAR 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]

-40

-12

16

44

72

100

(f ile I3F0_100.pl4; x-v ar t) m:ALFMXI m:ALFAI 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]

90

120

150

180

(f ile I3F0_100.pl4; x-v ar t) m:CORRGA 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

(f ile I3F0_100.pl4; x-v ar t) v :80% v :90% m:VDCONI m:PDCR 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]

-0.6

-0.3

0.0

0.3

0.6

0.9

1.2

Figura F.17 - Falta trifásica de 100 ms no inversor - tensão residual 0%

Figura D.17 – Defeito trifásico

106

Time (sec)

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0-0.4-0.2 +0+0.2+0.4+0.6+0.8 +1+1.2+1.4

UdioR UdioI Udflt


0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1-0.4-0.24-0.08+0.08+0.24+0.4

+0.56+0.72+0.88+1.04+1.2



0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1-0.1

+0.68

+1.46

+2.24

+3.02



0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 -40

-20

+0

+20

+40

+60

+80

+100alfaoR alfamR


0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 +90+100+110+120+130+140+150+160+170+180

alfaoI alfamaxlim

no name

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 +0

+0.4

+0.8

+1.2

+1.6

+2corrgain Io_Gain


-0.4

-0.1

0.2

0.5

0.8

1.1

1.4


-0.4

0.0

0.4

0.8

1.2

(f ile I1F0_100.pl4; x-v ar t) m:IORDEM m:IDCMER m:IDCMEI m:IORDER 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]

-0.05

0.34

0.73

1.12

1.51

1.90


-40

-20

0

20

40

60

80

100


90

105

120

135

150

165

180


0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

Figura F.18 - Falta monofásica de 100 ms no inversor - tensão residual 0%


107

Time (sec)

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0-0.4-0.2 +0+0.2+0.4+0.6+0.8 +1+1.2+1.4

UdioR UdioI Udflt


0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1-0.4-0.24-0.08+0.08+0.24+0.4

+0.56+0.72+0.88+1.04+1.2



0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1-0.1

+0.68

+1.46

+2.24

+3.02



0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 -40

-20

+0

+20

+40

+60

+80

+100alfaoR alfamR


0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 +90+100+110+120+130+140+150+160+170+180

alfaoI alfamaxlim

no name

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 +0

+0.4

+0.8

+1.2

+1.6

+2corrgain Io_Gain


-0.4

-0.1

0.2

0.5

0.8

1.1

1.4


-0.4

0.0

0.4

0.8

1.2


-0.05

0.34

0.73

1.12

1.51

1.90


-40

-20

0

20

40

60

80

100


0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

(f ile I3F25_100.pl4; x-v ar t) m:ALFAI m:ALFMXI 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]

90

105

120

135

150

165

180

Figura F.19 - Falta trifásica de 100 ms no inversor - tensão residual 25% Figura D.19 – Defeito trifásico

108

Time (sec)

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0-0.4-0.2 +0+0.2+0.4+0.6+0.8 +1+1.2+1.4

UdioR UdioI Udflt


0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1-0.4-0.24-0.08+0.08+0.24+0.4

+0.56+0.72+0.88+1.04+1.2



0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1-0.1

+0.68

+1.46

+2.24

+3.02



0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 -40

-20

+0

+20

+40

+60

+80

+100alfaoR alfamR


0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 +90+100+110+120+130+140+150+160+170+180

alfaoI alfamaxlim

no name

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 +0

+0.4

+0.8

+1.2

+1.6

+2corrgain Io_Gain


-0.4

-0.1

0.2

0.5

0.8

1.1

1.4


-0.4

0.0

0.4

0.8

1.2

(f ile I1F25_100.pl4; x-v ar t) m:IORDEM m:IDCMER m:IDCMEI m:PDCR 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]

-0.05

0.34

0.73

1.12

1.51

1.90


-40

-20

0

20

40

60

80

100


90

105

120

135

150

165

180


0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

Figura F.20 - Falta monofásica de 100 ms no inversor - tensão residual 25%


109

Time (sec)

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0-0.4-0.2 +0+0.2+0.4+0.6+0.8 +1+1.2+1.4

UdioR UdioI Udflt


0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1-0.4-0.24-0.08+0.08+0.24+0.4

+0.56+0.72+0.88+1.04+1.2



0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1-0.1

+0.68

+1.46

+2.24

+3.02



0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 -40

-20

+0

+20

+40

+60

+80

+100alfaoR alfamR


0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 +90+100+110+120+130+140+150+160+170+180

alfaoI alfamaxlim

no name

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 +0

+0.4

+0.8

+1.2

+1.6

+2corrgain Io_Gain

(f ile I3F42_100.pl4; x-v ar t) m:UDIOI m:VDCMEI m:UDIOR 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]

-0.4

-0.1

0.2

0.5

0.8

1.1

1.4


-0.4

0.0

0.4

0.8

1.2

(f ile I3F42_100.pl4; x-v ar t) m:ALFAR m:ALFMIN 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]

-40

-20

0

20

40

60

80

100


-0.05

0.34

0.73

1.12

1.51

1.90

(f ile I3F42_100.pl4; x-v ar t) m:ALFAI m:ALFMXI 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]

90

105

120

135

150

165

180


0.0

0.5

1.0

1.5

2.0



110

Time (sec)

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0-0.4-0.2 +0+0.2+0.4+0.6+0.8 +1+1.2+1.4

UdioR UdioI Udflt


0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1-0.4-0.24-0.08+0.08+0.24+0.4

+0.56+0.72+0.88+1.04+1.2



0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1-0.1

+0.68

+1.46

+2.24

+3.02



0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 -40

-20

+0

+20

+40

+60

+80

+100alfaoR alfamR


0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 +90+100+110+120+130+140+150+160+170+180

alfaoI alfamaxlim

no name

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 +0

+0.4

+0.8

+1.2

+1.6

+2corrgain Io_Gain

(f ile I1F42_100M.pl4; x-v ar t) m:UDIOI m:VDCMER m:UDIOR 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]

-0.4

-0.1

0.2

0.5

0.8

1.1

1.4

(f ile I1F42_100M.pl4; x-v ar t) v :80% v :90% m:VDCONI m:PDCR 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]

-0.4

0.0

0.4

0.8

1.2

(f ile I1F42_100M.pl4; x-v ar t) m:IORDEM m:IDCMER m:IDCMEI m:IORDER 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]

-0.05

0.34

0.73

1.12

1.51

1.90

(f ile I1F42_100M.pl4; x-v ar t) m:ALFMIN m:ALFAR 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]

-40

-20

0

20

40

60

80

100

(f ile I1F42_100M.pl4; x-v ar t) m:ALFAI m:ALFMXI 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]

90

105

120

135

150

165

180

(f ile I1F42_100M.pl4; x-v ar t) m:CORRGA 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0



111

D.4 Conclusões A comparação com o PSCAD/EMTDC dos resultados obtidos com o modelo ATP, permite concluir que este modelo reproduz de maneira fiel e confiável o comportamento transitório de um elo CCC, sendo portanto igualmente adequado para o estudo deste recurso de transmissão. Observa-se que o esquema CCC é especialmente recomendável para a injeção de grandes blocos de energia em sistemas receptores fracos, onde grandes cargas e pouca geração estejam presentes. As diferenças identificadas com relação ao programa PSCAD/EMTDC são apenas devido à ocorrência ou não de falhas de comutação em uma percentagem pequenas do diversos casos simulados. Como as falhas de comutação tem caráter probabilístico, torna-se difícil estabelecer sua ocorrência com segurança, recomendando-se sejam tratadas em uma investigação à parte.

112

ANEXO E - CONSIDERAÇÕES SOBRE O IMPACTO DAS CARACTERÍSTICAS DE SATURAÇÃO DO TRANSFORMADOR SOBRE AS RECUPERAÇÕES PÓS-DEFEITO E.1 Introdução O transformador do conversor é re-energizado quando da remoção de um defeito CA nas vizinhanças da estação, resultando na presença de correntes de “inrush” no transformador. Apesar de estas correntes serem relativamente pequenas, no caso de sistemas CA fracos como os considerados neste trabalho (RCC ou SCR = 1,3), elas podem causar uma distorção significativa das tensões no barramento de comutação (no barramento CA da estação) e atrasar a recuperação pós-defeito do elo CCAT. Os níveis de distorção são dependentes da magnitude da impedância do sistema CA no intervalo de freqüências que vai de 2o a 5o harmônicos. Já o tempo de decaímento das correntes de “inrush” é uma função das perdas no sistema CA. Com baixas relações de curto circuito (SCR) é provável que o circuito ressonante paralelo formado pela capacitância equivalente em derivação (“shunt”) na barra da estação conversora (carregamento das linhas CA somado à capacitância dos filtros CA menos os reatores “shunt” das linhas) e pela impedância do sistema CA venha a apresentar modos de ressonância na região entre o 2o e 4o harmônicos. São as correntes de “inrush” do transformador que excitam estas ressonâncias produzindo os altos níveis de distorção observados após a remoção de um defeito. Nas simulações realizadas durante o desenvolvimento da versão PSCAD / EMTDC do “benchmark” optou-se por medir as correntes de magnetização do transformador e ordenar um decréscimo no ângulo de disparo alfa (ou seja, um aumento do ângulo de extinção gama) de modo a evitar falhas de comutação durante a recuperação pós-defeitos CA. Esta função produziu bons resultados mas teve o inconveniente de gerar recuperações mais lentas do que o normalmente desejado, particularmente por apresentarem um crescimento especialmente lento nos estágios finais da recuperação. Na maioria dos defeitos em que a tensão caiu para níveis entre 70 e 80% do valor pré-defeito, por exemplo, a potência poderia ser restaurada em menos de 200 ms. No entanto, o tempo requerido para que se voltasse ao valor de 90% (a medida usual para tempos de recuperação) foi freqüentemente bem maior, atingindo entre 300 e 400 ms. Desta forma se decidiu investigar a questão das correntes de "inrush” em mais detalhe, de modo a verificar se seria possível reduzir os tempos de recuperação. Este relatório sucinto considera duas áreas: • A modelagem do sistema CA do lado do inversor, e • O impacto das características de saturação do transformador (reatãncia de dispersão e tensão do joelho da

curva de saturação). E.2 Modelagem do sistema CA do inversor. A resposta de freqüência do equivalente de seqüência positiva do sistema CA do inversor foi calculada (usando-se o Mathcad) para duas topologias de rede, diferentes mas ambas resultando em aproximadamente a mesma potência de curto circuito (MVA) no barramento da estação inversora. Os resultados estão mostrados nos parágrafos que se seguem. E.2.1 Sistema 1 A Figura E.1 mostra um equivalente usado com freqüência em estudos do tipo “EMTP”. O carregamento em derivação (shunt charging) não é representado neste equivalente, talvez porque é em geral muito pequeno em comparação com os bancos de filtros CA.

113

483 MVA, 500/178.9 kV Y/Y Transformador

483 MVA, 500/178.9 kV Y/D transformador

R s

R p

L s

140 Mvar Filtros CA

Equivalente de rede

Barra da Conversora

Impedânciada rede

Figura E1 - Rede equivalente, mais filtros CA e bancos de transformadores. A Tabela E.1 mostra o valor dos parâmetros discretos utilizados no equivalente, para um sistema de 500 kV (e com base em 1000MW de potência transmitida). Os valores para uma SCR = 2 foram incluídos apenas como referência. Com uma SCR de 1,3 a impedância do sistema, vista do barramento da estação (sem os filtros CA) é de 192,3 Ohms, com um ângulo de 78 graus, indutivo.

Tabela E.1 - Valores dos parâmetros de circuito para o equivalente mostrado na Figura E.1. SCR Rss (Ohms) Lss (mH) Rpp (Ohms) 1.3 25.2 503.2 4400 2.0 16.5 327.3 2900

A resposta de freqüência mostrada na Figura E.2, abaixo, foi obtida usando-se o Mathcad. Estes cálculos foram feitos para o circuito de seqüência positiva sem os transformadores dos conversores.

3600

4.233548

z 1.3.total wi

z 2.0.total wi

12000 wi2 π.

0 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 330 360 390 420 450 480 510 540 570 600 630 660 690 720 750 780 810 840 870 900 930 960 99010201050108011101140117012000

200400600800

10001200140016001800200022002400260028003000320034003600

Frequency (Hz)

Impe

danc

e M

agni

tude

(Ohm

s)

Figura E.2 - Resposta de freqüência da seqüência positiva para o equivalente mais filtros CA.

Com uma SCR de 1,3 ocorre uma ressonância paralela entre o banco de filtros CA e o sistema a aproximadamente 180 Hz. Com uma SCR de 2 a ressonância se desloca para cerca de 215 Hz. Para verificar o efeito das correntes de “inrush” do transformador com a SCR de 1,3, um defeito trifásico franco foi aplicado ao barramento da estação conversora da versão PSCAD da Figura 1. Neste caso os transformadores foram incluídos e a tensão pré-defeito ajustada para 1 pu. As tensões do barramento e as correntes de “inrush” (para um transformador apenas) foram submetidas a uma transformação rápida de Fourier (FFT) e traçadas na Figura E.3. Na Figura E.3 o instante de eliminação do defeito foi escolhido de modo a deixar fluxo máximo na fase A, o que causa um máximo de corrente de “inrush” na fase A. As tensões e correntes da fase A foram submetidas à transformação rápida de Fourier (FFT) e traçadas em pu na base de 500/√3 kV para as tensões e 0,5577 kA

114

para as correntes. Os valores de distorção total são valores RSS considerando os harmônicos medidos na fase A, entre 2o e 5o . As magnitudes das correntes de “inrush” não são muito grandes (Idist < 0,15 pu, máximos), pelo menos se comparadas às correntes de inrush de mais de 1 pu que com freqüência ocorrem quando da energização de transformadores a partir de fontes fortes (fontes de baixa impedância?). A impedância do circuito amplifica o efeito se as correntes distorcidas produzirem distorção severa nas tensões CA (Udist<0,50 pu máximos). A Figura E.4 é uma ampliação do traçado das tensões na Figura E.3, mostrando apenas os primeiros ciclos após a remoção do defeito.

Trafo Inrush Measurements

Time (sec)

Converter bus voltages

0 0.2 0.4 0.5999 0.7999 0.9999 -700

+700 UaInv UbInv UcInv

Fluxes in one converter transformer

0 0.2 0.4 0.5999 0.7999 0.9999 -1.6

+1.5 PhiSa PhiSb PhiSc

Tranformer inrush currents

0 0.2 0.4 0.5999 0.7999 0.9999 -0.5

+0.3 IpsinvA IpsinvB IpsinvC

FFT of A phase inrush current (2nd,3rd,4th and 5th harmonics) in pu

0 0.2 0.4 0.5999 0.7999 0.9999 +0

+0.14 Iffta2 Iffta3 Iffta4 Iffta5

FFT of A phase voltage (2nd,3rd,4th and 5th harmonic) in pu

0 0.2 0.4 0.5999 0.7999 0.9999 +0

+0.4 Uffta2 Uffta3 Uffta4 Uffta5

Figura E.3 - Correntes e tensões após a remoção de um defeito trifásico franco no barramento do conversor (conversor bloqueado)

115


Time (sec)

Converter Bus Voltages

0.14 0.16 0.18 0.2 0.22 0.24 -600

-320

-40

+240

+520


Figura E.4 - Vista expandida de alguns dos primeiros ciclos das tensões do barramento na Figura E.3

E.2.2 Sistema 2 Na Figura E.5 foi incluída uma linha de transmissão de 254 km, o que torna mais realista a topologia do circuito. A linha é compensada em cerca de 70% de seu carregamento por reatores de linha em derivação (shunt). O carregamento total da linha é de 349,3 Mvar e cada reator “shunt” está dimensionado para 120 Mvar. O circuito equivalente foi ajustado para apresentar uma magnitude de impedância de seqüência positiva, vista do barramento da estação, igual à do circuito original mostrado na Figura E.1. Os valores dos parâmetros de circuito utilizados estão dados na Tabela E.2.

140 Mvar

Banco de Filtros CA

R s

R p L s

Equivalente de rede

Barra da Conversora

Impedância da rede

483 MVA, 500/178.9 kV

Y/Y transformador

483 MVA, 500/178.9 kVY/D transformador

Linha CA 254 km

C π Cπ LshLsh

R π Lπ

Figura E.5 - Circuito equivalente incluindo linhas CA, filtros CA e bancos de transformadores

Tabela E.2 - Valores dos parâmetros de circuito utilizados na Figura E.5

Rs 16 Ohms Rp 1900 Ohms Ls 0.26441 H Cπ 1.681 µF Rπ 6.305 Ohms Lπ 0.2222175 H Lsh 5.5262 H

A resposta de freqüência do circuito equivalente em seqüência positiva, mostrado na Figura E.6, foi determinado usando-se o Mathcad. O carregamento da linha desloca a ressonância para uma freqüência mais baixa (de cerca de 130Hz), o que deve reduzir a distorção devida às correntes de inrush no transformador após a remoção de defeitos.

116

3000

0

Z 1.3total 2 π. fk.

12000 fk

0 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 330 360 390 420 450 480 510 540 570 600 630 660 690 720 750 780 810 840 870 900 930 960 99010201050108011101140117012000

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

Frequency (Hz)

Impe

danc

e M

agni

tude

(Ohm

s)

Figura E.6 - Resposta de freqüência do circuito de seqüência positiva para o equivalente, incluindo linha CA

e filtros CA.

Um modelo em versão PSCAD da Figura E.5 foi usado para examinar o tempo de resposta após a remoção de um defeito franco trifásico análogo ao do exemplo anterior, usando o circuito mais simplificado dado na Figura E.1. Na versão PSCAD a linha CA é representada por parâmetros dependentes da freqüência. Os resultados estão mostrados na Figura E.7. Como esperado, com a linha de transmissão reduzindo o valor da freqüência de ressonância, o harmônico de tensão dominante fica mais próximo do 2o do que do 3o harmônico. A magnitude dos picos de tensão e a distorção da corrente são aproximadamente os mesmos mas as correntes de “inrush” são amortecidas mais rapidamente.

117


Time (sec)

Converter bus voltages

0 0.2 0.4 0.5999 0.7999 0.9999 -600


Fluxes in one converter transformer

0 0.2 0.4 0.5999 0.7999 0.9999 -1.6

+1.6 PhiSa PhiSb PhiSc

Tranformer inrush currents

0 0.2 0.4 0.5999 0.7999 0.9999 -0.49

+0.49 IpsinvA IpsinvB IpsinvC

FFT of A phase inrush current (2nd,3rd,4th and 5th harmonics) in pu

0 0.2 0.4 0.5999 0.7999 0.9999 +0


FFT of A phase voltage (2nd,3rd,4th and 5th harmonic) in pu

0 0.2 0.4 0.5999 0.7999 0.9999 +0


Figura E.7 - Correntes e tensões após a remoção de um defeito trifásico franco no barramento do conversor

(conversor bloqueado)


Time (sec)

Converter Bus Voltages

0.146 0.1648 0.1836 0.2024 0.2212 0.24 -600

-320

-40

+240

+520


Figura E.8 - Vista expandida dos primeiros ciclos da tensão no barramento da estação conversora, obtida a

partir da Figura E.7.

118

E.3 Impacto das características de saturação do transformador do conversor Com base nas observações feitas na seção anterior, foi mudado o sistema CA do inversor utilizado no modelo PSCAD de modo a incluir uma linha CA de 254 km (ou seja, o circuito mostrado na Figura E.5 foi utilizado deste ponto em diante). Esta rede é mais favorável (e quase que certamente mais realista) do que o circuito equivalente usado anteriormente. Em função do observado e discutido acima, o sistema CA do inversor foi usado no modelo PSCAD com o objetivo de se verificar se a recuperação pós-defeito se mostrava muito ou pouco sensível aos valores usados para definir as características de saturação. Foi escolhido como referência um defeito trifásico franco no barramento do inversor, com duração de 100mseg, e repetido variando-se os valores dos parâmetros de saturação do transformador. O defeito foi sempre aplicado no instante que resultasse em máximo fluxo na fase A para se obter o máximo de corrente de “inrush” na fase A. Nos casos de 1 a 5, a função de controle que reduz o ângulo de disparo do inversor com base na magnitude da corrente de saturação foi desabilitada (esta função será chamada, de agora em diante, de “trafo mag current detector"). A Tabela E.3 detalha os casos examinados.

Tabela E.3 - Variação dos parâmetros de saturação

Parâmetros de Saturação Caso V joelho (pu) X dispersão (pu)

Falhas de comutação na recuperação ?

Tempo para 90 %

(ms) 1 1,25 (nominal) 0,288 (nominal) sim Não disponível 2 Saturação

removida Saturação removida

não 110

3 1,1 x (1,25) =1.375

0,288 não 110

4 1,25 1,4 x (0,288) = 0,3744

não 110

5 1,25 1,3 x (0,288) = 0,3456

sim Não disponível

6 1,20 0,240 não 275 *

* ”Trafo mag current detector” ativado

119

Untitled

Time (sec)

no name

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5-0.5

+1.1 PdcRec zp9 comfail

no name

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5-700


no name

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5-0.6

+0.7 ImagDa ImagDb ImagDc

no name

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5+0


no name

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5+0


no name

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5+0

+1.2 Udist Idist

Figura E.9 - Resultados do Caso 1 (parâmetros de saturação nominais, com o “trafo mag current detector”

desativado)

120

Untitled

Time (sec)

no name

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 -0.5

+1.1 PdcRec zp9 comfail

no name

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 -700


no name

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 -0.6

+0.7 ImagDa ImagDb ImagDc

no name

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 +0


no name

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 +0


no name

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 +0

+1.2 Udist Idist

Figura E.10 - Resultados do Caso 2 (saturação do transformador desativada)

O caso 1 (Figura E.9) mostra que, com os parâmetros nominais de saturação, o “trafo mag current detector” se torna necessário para evitar as falhas de comutação. O caso 2 (Figura E.10) mostra que sem a saturação do transformador é possível obter tempos de recuperação de 110 ms. O caso 3 mostra que um aumento de 10% na tensão do ponto do joelho da saturação é o suficiente para evitar falhas de comutação. Não foi reproduzido nenhum traço deste caso porque se trata, basicamente, de uma repetição do caso 2 (Figura E.10). Os casos 4 e 5 mostram que se aumentando a reatância de dispersão em 40% acima do valor nominal também elimina as falhas de comutação.

Os resultados mostrados acima não surpreendem. Selecionando-se tensões de joelho de saturação ou reatâncias de dispersão muito altas reduzem-se substancialmente as correntes de “inrush” para níveis que não causam perturbações durante a recuperação pós-defeito. Níveis mais realistas resultam em severa distorção das tensões tornando necessária a ação dos controles. No Caso 6 a função “trafo mag current detector” foi ativada assim como foram usados valores ligeiramente mais realistas para os parâmetros de saturação (Vjoelho = 1,2 pu e Xdispersão = 0,24 pu). A recuperação foi satisfatória.

121

E.4 Conclusões • As correntes de “inrush do transformador podem causar distorção severa das tensões durante as

recuperações pós-defeito CA. Desta forma, a impedância do sistema CA nas freqüências de 2o a 5o harmônico é um fator importante na determinação da intensidade da distorção das tensões”;

• Pelo menos neste caso, a inclusão de linhas de transmissão na representação da rede melhora o

comportamento na recuperação porque desloca a ressonância paralela de quase exatamente 3o harmônico para aproximadamente 2o. Há também, neste caso, um maior amortecimento das correntes de “inrush” e este é provavelmente o fator mais importante. Com amortecimento suficiente a distorção das tensões praticamente cessa antes que o inversor atinja ângulos de disparo suficientemente grandes (ou seja, ângulos de extinção gama suficientemente pequenos) para que possam ocorrer falhas de comutação;

• É possível obter tempos de recuperação menores.

Note-se que estas conclusões, em princípio, se aplicam especificamente aos valores selecionados para o nosso modelo de benchmark (ou seja, SCR = 1,3, filtros com 140 Mvar de capacitância, etc).

122

ANEXO F - CASOS NO ATP: COMPARAÇÃO COM E SEM FILTROS CC Em elos CCAT com linhas aéreas cobrindo longas distancias, o uso de filtros DC não é opcional, mas sim uma exigência, devida basicamente à interferência telefônica produzida pela linha DC. De um modo geral, o impacto dos filtros DC sobre a recuperação pós defeitos é pequena. No entanto, a não ser eventualmente em algumas contingencias específicas, não se permite operar sem filtros DC. Os controles de disparo das válvulas operam em freqüências contidas na faixa de passagem dos filtros e podem ser afetados, particularemente nas situações limite conducentes a falhas de comutação. Assim, com o objetivo de avaliar a influência da presença de filtros na linha CC no desempenho do elo CCC foram reprocessados todos os 60 casos analisados anteriormente e comparados com os mesmos casos sem filtros. Os mesmos estão apresentados nas Figuras F.1 a F.12. Cada gráfico a seguir está associado a um tipo de defeito (monofásico e trifásico, retificador e inversor) e em cada um estão sobrepostas as correntes CC resultantes para diversos valores de impedâncias que produzem, durante o defeito, tensões na barra conversora variando entre 0% (defeito franco) e 80% (defeito remoto). Em cada página são apresentados os casos originais sem filtros e os novos casos considerando a presença dos filtros CC. Os casos foram identificados da forma seguinte, tomando como exemplo os casos da Figura F.1: R1F0_100.pl4 ou R1F0_100_F.pl4:

R1 => Defeito monofásico no retificador F0 => Defeito franco (tensão residual de 0% na barra conversora) 100 => Potência do elo CCC igual a 100% (1.0 pu) F => Filtros CC incluidos

Pela análise dos resultados é possível considerar-se que a presença dos filtros não alterou significativamente a resposta geral do desempenho do elo CCC para o benchmark proposto. No entanto, nas condições limites conducentes a falhas de comutação, o número de casos rodados no ATP que mostram ocorrência de falha na comutação durante a recuperação cresce de 4, sem a representação dos filtros DC, para 8, com a inclusão da representação dos filtros DC. Porém, do ponto de vista da modelagem em si, é interessante observar que os mesmos 4 casos simulados no ATP, sem representação de filtros DC, que mostram ocorrência de falha na comutação, não apresentam falha quando simulados com o PSCAD/EMTDC. Isto pode se dever ao fato de que o ATP não utiliza interpolação para obter novas condições iniciais de integração durante as descontinuidades devidas aos disparos de válvulas, às extinções ou a operação de disjuntores. Desta forma o ATP fica bem mais sujeito a imprecisões numéricas nas situações críticas. Sendo assim, e como nos casos originais o programa PSCAD não apresentou falha de comutação em nenhum dos 60 casos, seria importante repetir estas mesmas simulações utilizando o programa PSCAD para se chegar a uma conclusão mais definitiva sobre a influência da representação explícita dos filtros CC em estudos referentes ao comportamento dinâmico global do sistema. Infelizmente, não houve oportunidade, neste trabalho, de se reprocessar os 60 casos no PSCAD com inclusão da representação dos filtros DC.

123


0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2 Faltas monofásicas no retif icador - Idc=100% - dV= 0%, 27%, 41%, 59% e 80%

R1F0_100_F.pl4: m:IDCMER R1F27_100_F.pl4: m:IDCMER R1F42_100_F.pl4: m:IDCMER R1F59_100_F.pl4: m:IDCMER R1F80_100_F.pl4: m:IDCMER

0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.00.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2Faltas monofásicas no retificador - Idc=100% - dV=0%, 27%, 41%, 59% e 80% - com filtros CC

Figura F.1 – Defeitos monofásicos no retificador para Pdc=1,0 p.u. – com e sem filtros CC

Defeitos monofásicos no retificador – Idc=100% - dV=0%, 27%, 41%, 59% e 80% - Sem filtros CC

Defeitos monofásicos no retificador – Idc=100% - dV=0%, 27%, 41%, 59% e 80% - com filtros CC

124


0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]-0.2

0.2

0.6

1.0

1.4



0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0-0.2

0.2

0.6

1.0

1.4

1.8Faltas trifásicas no retificador - Idc=100% - dV=0%, 27%, 41%, 59% e 80% - com filtros CC

Figura F.2 – Defeitos trifásicos no retificador para Pdc=1,0 p.u. – com e sem filtros CC

Defeitos trifásicos no retificador – Idc=100% - dV=0%, 27%, 41%, 59% e 80% - Sem filtros CC

Defeitos trifásicos no retificador – Idc=100% - dV=0%, 27%, 41%, 59% e 80% - com filtros CC

125


0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]0.0

0.4

0.8

1.2

1.6

2.0Faltas monofásicas - Idc=100% - dV= 0%, 25%, 42%, 60% e 75%

I1F0_100_F.pl4: m:IDCMER I1F25_100_F.pl4: m:IDCMER I1F42_100_F.pl4: m:IDCMER I1F60_100_F.pl4: m:IDCMER I1F75_100_F.pl4: m:IDCMER

0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.00.0

0.4

0.8

1.2

1.6

2.0Faltas monofásicas no inversor - Idc=100% - dV=0%, 27%, 41%, 59% e 80% - com filtros CC

Figura F.3 – Defeitos monofásicos no inversor para Pdc=1,0 p.u. – com e sem filtros CC

Defeitos monofásicos no inversor – Idc=100% - dV=0%, 25%, 42%, 60% e 75% - Sem filtros CC

Defeitos monofásicos no inversor – Idc=100% - dV=0%, 25%, 42%, 60% e 75% - com filtros CC

126


0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]0.0

0.4

0.8

1.2

1.6

2.0Faltas trifásicas - Idc=100% - dV= 0%, 25%, 42%, 60% e 75%


0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.00.0

0.4

0.8

1.2

1.6


Figura F.4 – Defeitos trifásicos no inversor para Pdc=1,0 p.u.– com e sem filtros CC

Defeitos trifásicos no inversor – Idc=100% - dV=0%, 25%, 42%, 60% e 75% - Sem filtros CC

Defeitos trifásicos no inversor – Idc=100% - dV=0%, 25%, 42%, 60% e 75% - com filtros CC

127


0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6



0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.00.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6


Figura F.5 – Defeitos monofásicos no retificador para Pdc=0,5 p.u.– com e sem filtros CC



128


0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]-0.2

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4Faltas trifásicas no retif icador - Idc=50% - dV= 0%, 27%, 41%, 59% e 80%


0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0-0.2

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4Faltas trifásicas no retificador - Idc=50% - dV=0%, 27%, 59% e 80% - com filtros CC

Figura F.6 – Defeitos trifásicos no retificador para Pdc=0,5 p.u. – com e sem filtros CC



129


0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]0.0

0.3

0.6

0.9

1.2



0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.00.0

0.3

0.6

0.9

1.2

1.5Faltas monofásicas no inversor - Idc=50% - dV=0%, 27%, 59% e 80% - com filtros CC

Figura F.7 – Defeitos monofásicos no inversor para Pdc=0,5 p.u.– com e sem filtros CC



130


0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]0.0

0.3

0.6

0.9

1.2

1.5Faltas trifásicas no inversor - Idc=50% - dV= 0%, 27%, 41%, 59% e 80%


0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.00.0

0.3

0.6

0.9

1.2

1.5Faltas trifásicas no inversor - Idc=50% - dV=0%, 27%, 41%, 59% e 80% - com filtros CC




131


0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35


R1F0_20_f.pl4: m:IDCMER R1F23_20_f.pl4: m:IDCMER R1F37_20_f.pl4: m:IDCMER R1F55_20_f.pl4: m:IDCMER R1F80_20_f.pl4: m:IDCMER

0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.00.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35


Figura F.9 – Defeitos monofásicos no retificador para Pdc=0,2 p.u.– com e sem filtros CC



132


0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]-0.1

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4


R3F0_20_f.pl4: m:IDCMER R3F23_20_f.pl4: m:IDCMER R3F37_20_f.pl4: m:IDCMER R3F55_20_f.pl4: m:IDCMER R3F80_20_f.pl4: m:IDCMER

0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0-0.1

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5Faltas trifásicas no retificador - Idc=20% - dV=0%, 23%, 37%, 55% e 80% - com filtros CC

Figura F.10 – Defeitos trifásicos no retificador para Pdc=0,2 p.u.– com e sem filtros CC



133


0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0



0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.00.0

0.3

0.6

0.9

1.2


Figura F.11 – Defeitos monofásicos no inversor para Pdc=0,2 p.u.– com e sem filtros CC



134


0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2 Faltas trifásicas no inversor - Idc=20% - dV= 0%, 27%, 41%, 59% e 80%


0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.00.0

0.3

0.6

0.9

1.2

1.5Faltas trifásicas no inversor - Idc=50% - dV=0%, 23%, 37%, 55% e 80% - com filtros CC




135

ANEXO G - ESTUDOS DE ESTABILIDADE ELETROMECÂNICA G.1 Comparação do desempenho dinâmico das Redes Equivalente e Simplificada, empregando o programa de estabilidade eletromecânica7 Uma vez concebidos os circuitos benchmark, o foco dos trabalhos foi direcionado para a comparação da resposta dinâmica entre as Redes Equivalente e Simplificada. Embora não houvesse a preocupação quanto à plena coerência entre os desempenhos das redes em análise, o que compreenderia toda a gama de distúrbios possíveis, procurou-se pelo menos preservar um mínimo de similaridade para aqueles eventos menos severos, de forma que não ocorresse uma discrepância muito significativa nos resultados, quando de uma eventual migração, no decorrer dos estudos, da Rede Simplificada para a Rede Equivalente. Antes de se iniciar a comparação de desempenho entre as redes propriamente dita, deve-se ter em mente que a concepção de um benchmark envolve aspectos que viabilizem testes de performance de novos projetos de conversores CCAT/CCC, procurando-se preservar para tanto, potenciais fontes de problemas, de forma a se poder avaliar a capacidade daqueles projetos em superá-los. Com este enfoque, do ponto de vista de regime permanente, adotaram-se relações de curto-circuito (SCR) bastante reduzidas. Quanto aos aspectos dinâmicos, identificou-se um elenco de contingências que pudessem ser simuladas em ambas as redes, com graus crescentes de severidade, de maneira a suscitar estas fontes de problemas. Deste modo, foi inicialmente realizada a simulação de uma redução rápida da potência CC para a metade do seu valor de regime permanente (Caso 1), empregando-se somente o programa de estabilidade eletromecânica ANATEM para as Redes Equivalente e Simplificada. A Rede Simplificada foi modelada neste programa com as suas máquinas representadas por fontes de tensão ideais constantes e, portanto, sem representação da dinâmica a elas associadas. A Rede Equivalente no entanto, foi estudada sempre com toda sua dinâmica incluída.

7A representação dos conversores CCC no program de estabilidade eletromecânica (ANATEM) foi baseada nas equações desenvolvidas no Capítulo 3, juntamente com modelos de controles bastante detalhados, incluindo a representação de malha fechada primária. Isto foi certamente o que assegurou a obtenção de resultados muito similares aos da simulação tipo EMTP (ATP e PSCAD/EMTDC). O custo computacional foi, no entanto, alto, pois na marioria dos casos foi preciso reduzir substancialmente os intervalos de integração (time steps) para compatibilizá-los com as constantes de tempo dos controles.

136

G.1.1 A Rede Simplificada com máquinas representadas por fontes ideais constantes

A Figura G.1 apresenta as tensões em barras da rede CA do retificador (barras #111 e #113) e da rede CA do inversor (barras #11 e #26), das Redes Equivalente e Simplificada, considerando-se a simulação da redução rápida da ordem de potência para 50%. Nota-se claramente a discrepância no comportamento dinâmico das tensões entre as duas redes.

0.95

0.98

1.01

1.04

1.07

1.1

0. 5. 10. 15. 20.Tempo (s)

VOLT 11 BUS--011-500VOLT 26 INVERSOR

VOLT 113 RETIFICADORVOLT 111 BUS--111-500

Rede Equivalente

0.95

0.98

1.01

1.04

1.07

1.1

0. 5. 10. 15. 20.Tempo (s)



Rede Simplificada

Figura G.1 – Tensões CA – Comparação entre a Rede Equivalente e a

Rede Simplificada (máquinas como barras infinitas)

G.1.2 A Rede Simplificada com máquinas representadas com uma dinâmica equivalente A discrepância identificada no item anterior (comportamento dinâmico das tensões entre as duas redes) mostrou ser necessário o aperfeiçoamento da modelagem das máquinas da Rede Simplificada. Foi então estudada exaustivamente uma dinâmica equivalente para seus três geradores, de forma que a comparação com os resultados obtidos com a Rede Equivalente pudesse apresentar uma maior coerência que a observada, considerando os eventos previamente definidos.

Na Figura G.2, estão ilustrados os resultados para a simulação da redução de 50% da potência CC incluindo-se a representação dinâmica das máquinas equivalentes. Observa-se que a introdução dos modelos equivalentes de máquina na Rede Simplificada fez com que as tensões se aproximassem bem mais dos valores obtidos com a Rede Equivalente. Adicionalmente, na Figura G.2 (c) a comparação entre as duas redes, no intervalo de simulação entre 0 e 2 segundos.

137

0.95

0.98

1.01

1.04

1.07

1.1

0. 5. 10. 15. 20.Tempo (s)



Rede Equivalente

(a)

0.95

0.98

1.01

1.04

1.07

1.1

0. 5. 10. 15. 20.Tempo (s)



Rede Simplificada - com dinâmica equivalente

(b)

0.95

0.98

1.01

1.04

1.07

1.1

0. 0.5 1. 1.5 2.Tempo (s)

VOLT 11 BUS--011-500

VOLT 26 INVERSOR

VOLT 113 RETIFICADOR

VOLT 111 BUS--111-500

VOLT 111 BUS--111-500

VOLT 113 RETIFICADOR

VOLT 11 BUS--011-500

VOLT 26 INVERSOR

Rede Equivalente Rede Simplificada - com dinâmica equivalente

(c)

Figura G.2 – Tensões CA – Comparação entre a Rede Equivalente e a Rede Simplificada. (c) é o detalhamento dos 2 segundos iniciais das anteriores.

138

As Tabelas H.12 a H.16 e as Figuras H.6 a H.8 apresentam os modelos equivalentes dinâmicos para as máquinas do lado do inversor e do retificador da Rede Simplificada, resultantes da avaliação realizada. Destaca-se o controle de tensão remoto na barra #11 desta rede CA (ver Figura 4.7 do Capítulo 4) e a ausência de PSS na máquina do lado do inversor. G.1.3 Representação da falha de comutação em programas de estabilidade eletromecânica Outro ponto fundamental na adequação dos programas de estabilidade eletromecânica é a representação da falha de comutação em elos CCAT. Entretanto, para que se consiga reproduzir de forma adequada o seu comportamento em algumas simulações, são necessários procedimentos especiais. É importante observar que:

• As falhas de comutação são eventos de natureza probabilística e podem ocorrer em função de reduções transitórias da magnitude da tensão ou de distorções na forma de onda da tensão CA no terminal inversor.

• Devido às limitações impostas pela representação monofásica do elo CCAT em programas de estabilidade eletromecânica, os algoritmos para representar automaticamente a falha de comutação nestes programas são, forçosamente, determinísticos e consideram a ocorrência de falhas de comutação quando a magnitude da tensão CA do lado inversor atinge valores inferiores a um determinado nível ou quando o valor calculado do ângulo de extinção gama é inferior a um valor de referência pré-especificado, correspondente a um angulo mínimo de extinção.

• No caso específico do programa ANATEM, as falhas de comutação que ocorrem no instante da aplicação dos distúrbios na rede CA podem ser representadas automaticamente através de ajustes dos parâmetros de um comando específico (código DFCM). Por meio deste comando, a falha de comutação é automaticamente considerada quando a tensão CA atinge valores inferiores aos do parâmetro "Tensão de falha de comutação" (Vfc) ou resulta em ângulos de comutação extinção inferiores ao valor do parâmetro "Ângulo Gama de falha de comutação" (Gfc). A falha de comutação é simulada tornando nula a tensão CC por um tempo pré-definido (Thd).

• Para ajustar estes parâmetros é necessário que se faça uma análise de sensibilidade, utilizando-se ferramentas de simulação de transitórios eletromagnéticos com modelos trifásicos mais precisos das pontes conversoras, para verificar a partir de que níveis de tensão CA ou ângulos de extinção a falha de comutação passa de fato a ocorrer, e qual a sua duração.

• Para os sistemas-teste hipotéticos deste trabalho, os valores utilizados nas simulações apresentadas foram: Vcf = 0,50 pu; Gfc = 0 graus e Thd = 0,032 s. É importante observar que estes valores são para o sistema CCC e, em particular, para o sistema considerado no presente trabalho.

• Além da detecção automática da falha de comutação, também é possível provocar uma falha de comutação em um instante qualquer que se queira, independente do valor da tensão CA ou do ângulo de extinção. No programa ANATEM isto pode ser feito através do comando APFC (aplicação de falhas de comutação em conversores CA-CC) do código de execução DEVT (dados de eventos). Com isto podem ser simuladas as conseqüências dinâmicas de defeitos nos circuitos de disparo, por exemplo.

• Em elos CCAT que empregam a configuração CCC também podem ocorrer falhas de comutação após a eliminação de defeitos. Os desequilíbrios acentuados de tensão sobre os capacitores de comutação, gerados pelas correntes desequilibradas decorrentes de defeitos assimétricos, podem provocar falhas de comutação durante a recuperação da corrente CC. Em função de seus algoritmos baseados na representação monofásica do sistema, programas de estabilidade eletromecânica, como o ANATEM, não podem detectar automaticamente este tipo de falha. Neste caso é necessário verificar a probabilidade das falhas ocorrerem para defeitos específicos a serem estudados através de análises com programas de transitórios eletromagnéticos, para posterior representação, através do comando APFC, nas simulações de estabilidade eletromecânica.

A Figura G.3 mostra um exemplo em que ocorreu uma falha de comutação no instante de aplicação de um defeito monofásico franco no lado CA do inversor (1) e outro após a eliminação do defeito (2), durante a recuperação, em simulação realizada com o ATP. Na simulação deste mesmo evento com o programa

139

ANATEM, a primeira falha de comutação foi detectada automaticamente pelo programa e a segunda precisou ser forçada através do comando APFC do código de execução DEVT.

(f ile I3F0_50P.pl4; x-var t) m:IDCMER 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]

0.0

0.3

0.6

0.9

1.2

1.5

0,

0,19

0,38

0,56

0,75

0,94

1,13

1,31

1,5

0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,

Figura G.3 - Variação da corrente CC – defeito monofásico franco no inversor. G.1.4 Aplicação de defeitos Uma vez definida uma dinâmica equivalente para as máquinas da Rede Simplificada, com base no Caso 1 anteriormente apresentado, no qual se simulou uma redução rápida da ordem de potência CC, com o propósito de se avaliar a adequação desta modelagem para outros distúrbios, foram simulados em seqüência casos adicionais, envolvendo a aplicação de defeito trifásico franco por 100 ms na barra #11 da rede CA do inversor, conforme resumido abaixo.

• Rede Equivalente: aplicação de defeito trifásico franco na barra #11 (rede CA do inversor) por 100ms, seguido da:

Caso 2 - extinção do defeito (sem alteração de topologia); Caso 3 - abertura do circuito entre as barras #11 e #12; Caso 4 - abertura dos circuitos entre as barras #11 e #12 e, #7 e #8.

• Rede Simplificada: aplicação de defeito trifásico franco na barra #11 (rede CA do inversor) por 100ms, seguido da:

Caso 2 - extinção do defeito (sem alteração de topologia); Caso 3 - aumento de 20% da impedância do equivalente conectado à barra #11, ao eliminar o defeito; Caso 4 - aumento de 50% da impedância do equivalente conectado à barra #11, ao eliminar o defeito.

Algumas destas perturbações resultam na redução do ESCR na rede CA do inversor, quando da eliminação do defeito. No entanto, em termos desta redução, as configurações resultantes destas contingências se equivalem, como resumido na Tabela G.1.

Programa ATP

Programa ANATEM

1

2

140

Tabela G.1 – Relações de curto-circuito na barra de comutação do inversor após a eliminação do defeito

Descrição do Caso ESCR

2 Extinção do defeito (sem alteração de topologia) 1,28

3 Abertura do circuito entre as barras #11 e #12 ou Aumento de 20% da impedância do equivalente

1,13 1,07

4 Abertura dos circuitos entre as barras #11 e #12 e, #7 e #8 ouAumento de 50% da impedância do equivalente

0,99 0,95

Antes de se passar à análise dos resultados destas simulações, os quais estão apresentados nas Figuras G.5 a G.13, deve-se chamar a atenção para a estratégia de controle até então adotada nos estudos. Considerou-se inicialmente o emprego de Controle de Corrente constante no elo CCAT. No casos a seguir apresentados, onde se buscou representar o comportamento do elo com mais detalhes, decidiu-se pela adoção de Controle de Potência constante, por ser a estratégia mais utilizada nos sistemas em operação comercial. Na Figura G.4 ilustra-se o diagrama de blocos empregado no “Master Control”. Adotou-se um valor de 300ms para a constante de tempo Tm e de 0,95 pu e 1,05 pu, respectivamente, para os limites inferior (Vmín) e superior (Vmáx).

: 11 + sTm

Pord

Vdc IordVmáx

Vmín Figura G.4 – Diagrama de blocos do Controle de Potência do elo CCAT

141

Caso 2 - Aplicação de defeito trifásico franco na barra #11 por 100ms, seguido da sua extinção

0,6

0,72

0,83

0,95

1,07

1,18

1,3

0, 0,5 1, 1,5 2,Tempo (s)



Rede Equivalente

0,6

0,72

0,83

0,95

1,07

1,18

1,3

0, 0,5 1, 1,5 2,Tempo (s)



Rede Simplificada

Figura G.5 – Tensões CA - Rede Equivalente e Rede Simplificada

142

-977

-631

-285

61

407

752

1098

0, 0,5 1, 1,5 2,Tempo (s)

FLXA 11 BUS--011-500 26 INVERSOR 1FLXA 111 BUS--111-500 113 RETIFICADOR 1

FLXA 112 BUS--112-500 113 FLXA 111 BUS--111-500 112

Rede Equivalente

-968

-625

-282

60

403

746

1089

0, 0,5 1, 1,5 2,Tempo (s)


FLXA 112 BUS--112-500 113 RETIFICADOR 1FLXA 111 BUS--111-500 112 BUS--112-500 1

Rede Simplificada

Figura G.6 – Fluxo de Potência nas principais linhas de transmissão CA – Rede Equivalente e Rede Simplificada

143

-610

-158

294

746

1198

1650

2102

0, 0,5 1, 1,5 2,Tempo (s)

PCNV 1 CONVERSOR NEUTRA RETIFICADORA

Rede Equivalente

-544

-106

332

770

1208

1646

2084

0, 0,5 1, 1,5 2,Tempo (s)


Rede Simplificada

Figura G.7 – Potência CC no retificador Rede Equivalente e Rede Simplificada

144

-3

16

36

55

74

93

112

0, 0,5 1, 1,5 2,Tempo (s)

ALFA 1 CONVERSOR NEUTRA RETIFICADORAGAMA 2 CONVERSOR INVERSORA NEUTRA

Rede Equivalente

-3

16

35

54

74

93

112

0, 0,5 1, 1,5 2,Tempo (s)

ALFA 1 CONVERSOR NEUTRA RETIFICADORA GAMA 2 CONVERSOR INVERSORA NEUTRA

Rede Simplificada

Figura G.8 – Ângulos de disparo (retificador) e de extinção (inversor) Rede Equivalente e Rede Simplificada

145

Caso 3- Aplicação do defeito trifásico franco na barra #11 por 100ms, seguido de : abertura do circuito entre as barras #11 e #12 (Rede Equivalente) aumento de 20% da impedância do equivalente conectado à barra #11 (Rede Simplificada)

0,6

0,72

0,83

0,95

1,07

1,18

1,3

0, 0,5 1, 1,5 2,Tempo (s)



Rede Equivalente

0,6

0,72

0,83

0,95

1,07

1,18

1,3

0, 0,5 1, 1,5 2,Tempo (s)



Rede Simplificada

Figura G.9 – Tensões CA - Rede Equivalente e Rede Simplificada

146

-1000

-650

-300

50

400

750

1100

0, 0,5 1, 1,5 2,Tempo (s)


FLXA 112 BUS--112-500 113 RETIFICADOFLXA 111 BUS--111-500 112 BUS--112-500

Rede Equivalente

-1000

-650

-300

50

400

750

1100

0, 0,5 1, 1,5 2,Tempo (s)


FLXA 112 BUS--112-500 113 RETIFICADOR 1FLXA 111 BUS--111-500 112 BUS--112-500 1

Rede Simplificada

Figura G.10 – Fluxo de Potência nas principais linhas de transmissão CA – Rede Equivalente e Rede Simplificada

147

-600

-150

300

750

1200

1650

2100

0, 0,5 1, 1,5 2,Tempo (s)


Rede Equivalente

-600

-150

300

750

1200

1650

2100

0, 0,5 1, 1,5 2,Tempo (s)


Rede Simplificada

Figura G.11 – Potência CC no retificador Rede Equivalente e Rede Simplificada

148

-2

17

36

55

74

93

112

0, 0,5 1, 1,5 2,Tempo (s)

ALFA 1 CONVERSOR NEUTRA RETIFICADORAGAMA 2 CONVERSOR INVERSORA NEUTRA

Rede Equivalente

-4

16

35

54

74

93

112

0, 0,5 1, 1,5 2,Tempo (s)

ALFA 1 CONVERSOR NEUTRA RETIFICADORA GAMA 2 CONVERSOR INVERSORA NEUTR

Rede Simplificada

Figura G.12 – Ângulos de disparo (retificador) e de extinção (inversor) Rede Equivalente e Rede Simplificada

149

Caso 4- Aplicação de defeito trifásico franco na barra #11 por 100ms, seguido da abertura dos circuitos entre as barras #11 e #12 e, #7 e #8 (Rede Equivalente) aumento de 50% da impedância do equivalente conectado à barra #11 (Rede Simplificada)

0,5

0,63

0,76

0,89

1,02

1,15

1,28

0, 0,189 0,379 0,568 0,758Tempo (s)



Rede Equivalente

0,6

0,72

0,85

0,97

1,1

1,23

1,35

0, 0,5 1, 1,5 2,Tempo (s)



Rede Simplificada

Figura G.13 – Tensões CA - Rede Equivalente e Rede Simplificada - (Vcf=0.5)

150

Para os Casos 2 e 3 verifica-se uma coerência bastante razoável no comportamento das Redes, para as grandezas em evidência. Obviamente, por envolver simplificações, algumas pequenas diferenças são observáveis. Nota-se no entanto, a preservação dos principais modos de oscilação, com graus de amortecimento bastante parecidos. No Caso 4, por se tratar da situação mais crítica, esta coerência não foi verificada. Para a Rede Equivalente, verificou-se um colapso na tensão do inversor acompanhado de falhas de comutação, enquanto que a Rede Simplificada apresentou a recuperação do sistema após o distúrbio. Procedendo-se uma análise de sensibilidade em relação ao parâmetro Vcf ("Tensão de falha de comutação" – ver item G.1.3), ao se modificar o mesmo para 0,30 pu ou seja, reduzindo-se a tensão a partir da qual ocorreriam falhas de comutação, a Rede Equivalente continua apresentando uma redução significativa da tensão CA, como pode ser verificado na Figura G.14. Percebe-se porém que foi possível evitar a ocorrência de falhas de comutação, como decorrência do fato da tensão não ter atingido este novo ajuste (o que ocorria para Vfc=0.5 pu). Em contrapartida, ocorre um batimento acentuado, coincidente com a operação do VDCOL, como pode ser observado nas Figura G.15 e G.16. Este fenômeno pode ser explicado como segue: a partir da recuperação da potência CC (Figura G.17), a tensão CA passou a diminuir, até atingir o valor de atuação do VDCOL, que por sua vez reduziu a ordem de corrente, e consequentemente a potência CC. Isto possibilitou a recuperação da tensão CA, fazendo com que o VDCOL retornasse a ordem de corrente ao valor inicial, aumentando a potência CC, e assim sucessivamente, até o sistema conseguir restabelecer as condições de operação para comportar o recebimento do montante original de potência. Apesar do sistema ter se recuperado, como citado acima, percebe-se um comportamento bastante deteriorado que em situações reais seria inaceitável. Evidentemente que outras medidas precisariam ser adotadas para se obter um desempenho dinâmico satisfatório e adequar o sistema remanescente às novas condições de operação. Outros ajustes de controle poderiam ser experimentados, ou até mesmo, a adoção de um procedimento de “run-back”, reduzindo-se a potência CC a ser despachada.

151

0,3

0,45

0,6

0,75

0,9

1,05

1,2

0, 0,5 1, 1,5 2,Tempo (s)

VOLT 11 BUS--011-500 VOLT 26 INVERSOR

Rede Equivalente

Figura G.14 – Tensões CA - Rede Equivalente - (Vcf=0,3)

0,

0,17

0,33

0,5

0,67

0,83

1,

0, 0,5 1, 1,5 2,Tempo (s)

CDU 9002 49 VDCON CCC-INV

Rede Equivalente

Figura G.15 – Atuaçao do VDCOL - Rede Equivalente - (Vcf=0,3)

152

0,305

0,432

0,558

0,684

0,811

0,937

1,063

0, 0,5 1, 1,5 2,Tempo (s)

CDU 9001 48 I0 CCC-RET

Rede Equivalente

Figura G.16 – Ordem de corrente do VDCOL - Rede Equivalente - (Vcf=0,3)

-610

-165

281

727

1173

1618

2064

0, 0,5 1, 1,5 2,Tempo (s)


Rede Equivalente

Figura G.17 – Potência CC - Rede Equivalente - (Vcf=0,3)

153

G.2 Comparação preliminar de desempenho considerando os programas ANATEM e ATP Conforme apresentado no ítem G.1, foram inicialmente realizadas simulações com o programa de estabilidade eletromecânica ANATEM, nas quais se comparou o comportamento dinâmico das Redes Equivalente e Simplificada. Naquela oportunidade, identificou-se a necessidade de incorporação de uma dinâmica equivalente nas máquinas desta última rede, de forma que a mesma apresentasse um comportamento dinâmico coerente com o da Rede Equivalente. Nos programas que visam o estudo de transitórios eletromagnéticos, a representação de todos os elementos do sistema é bem mais detalhada (pois, entre outros aspectos, são explicitados os disparos de cada válvula, o que permite a representação de todas as correntes e tensões das fases). Torna-se assim possível a obtenção de um comportamento mais representativo e confiável do elo CCC com o emprego de programas tipo ATP para o estudo das situações operacionais mais críticas, tais como a recuperação após defeitos, as mudanças abruptas nas ordens de corrente ou potência, as situações limite em que haja risco de incepção de falhas de comutação, etc. Deste modo, um passo fundamental para a validação de modelos de elos CCC desenvolvidos para programas de estabilidade eletromecânica, dadas as simplificações inerentes a estas ferramentas (constantes de tempo maiores, dinâmica lenta, topologia unifilar monofásica, etc.) é a utilização de simulações em programas de transitórios eletromagnéticos. Para esta validação, empregou-se a Rede Simplificada, modelada nos programas ANATEM e ATP. Por simplicidade, preliminarmente as máquinas foram representadas, em ambos os programas, por barras infinitas. Em seqüência, foi considerada a dinâmica equivalente das máquinas desta rede nos dois programas, com base no modelo obtido no item G.1. A Figura G.18 ilustra o diagrama unifilar empregado no programa ATP, compreendendo a configuração da Rede Simplificada e a Rede CC, onde se destaca a presença dos filtros CC e CA, e os reatores em derivação nos circuitos CA. A mesma configuração foi utilizada no programa ANATEM. Foram feitas simulações de distúrbios no sistema para avaliação do comportamento do elo CCAT/CCC, compreendendo a aplicação de:

• Curto-circuito trifásico franco na barra CA do lado retificador; • Curto-circuito monofásico franco na barra CA do lado retificador; • Curto-circuito monofásico com V=59% na barra CA do lado retificador; • Curto-circuito trifásico franco na barra CA do lado inversor; • Curto-circuito monofásico franco na barra CA do lado inversor; • Curto-circuito monofásico com V=60% na barra CA do lado inversor; • Curto-circuito monofásico com V=75% na barra CA do lado inversor;

Os resultados destas simulações estão ilustrados a partir da Figura G.19, podendo-se destacar:

• Sem a representação da dinâmica das máquinas, o desempenho do controle do elo CCAT/CCC representado no programa ANATEM foi, em geral, bastante próximo ao do programa ATP para a maioria dos eventos considerados.

• Nas simulações de curto-circuito monofásico franco no inversor foi verificada uma diferença entre as simulações com o ATP e com o ANATEM, em torno de 50 ms no tempo em que o elo CCAT/CCC fica com potência zero, como pode ser visto nas Figuras G.19 e G.20, respectivamente. Esta diferença se deve às ações adicionais de controle introduzidas no modelo do elo CCC do ATP para reduzir a influência dos desequilíbrios de tensão sobre os capacitores série no caso de defeitos desequilibrados, e eliminar ou reduzir a incidência de falhas de comutação durante a recuperação da potência.

• Em programas como o ANATEM, específicos para estudo de estabilidade eletromecânica, não é possível representar esta ação adicional de controle baseado em desequilíbrios de tensão sobre os capacitores, porém é possível retardar a recuperação do elo CCC através do comando de eventos, aumentando o tempo em que o elo fica com potência zero e corrigindo esta diferença para este tipo específico de defeito. Cabe ressaltar, no entanto, que esta diferença de 50 ms não deve afetar de forma significativa os resultados de análises de estabilidade eletromecânica entre geradores do sistema CA.

154

120 Mvar

BI109

B122

120 Mvar

B13

B113

50Mvar

B112

50Mvar

50Mvar50Mvar

B111

B26

B11

Figura G.18 – Rede Simplificada e Rede CC – Modelo do Programa ATP

155

(f ile I1F0_100.pl4; x-var t) factors:offsets:

10,00E+00

t: PCA4 20,00E+00

0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

Figura G.19 - ATP - Variação da potência CC – defeito monofásico franco no inversor

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1, Figura G.20 - ANATEM - Variação da potência CC – defeito monofásico franco no inversor

156

Curto-circuito trifásico franco na barra CA do retificador

(f ile R3F0_100.pl4; x-var t) m:UDIOR m:UDIOI 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]

0.0

0.3

0.6

0.9

1.2

1.5

0,

0,3

0,6

0,9

1,2

1,5

0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1, Figura G.21 - Tensões de Udi0 no retificador e no Inversor (pu)

(f ile R3F0_100.pl4; x-var t) m:IDCMER 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]

-0.2

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

-0,2

0,

0,2

0,4

0,6

0,8

1,

1,2

0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1, Figura G.22 - Corrente CC (pu)

(f ile R3F0_100.pl4; x-var t) factors:offsets:

10,00E+00

t: PCA4 20,00E+00

0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]-500

0

500

1000

1500

2000

2500

-500

0

500

1000

1500

2000

2500

0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1, Figura G.23 - Pcc total inversor (MW)

ATP

ANATEM

ATP

ATP

ANATEM

ANATEM

157

Curto-circuito monofásico franco na barra CA do retificador


0.45

0.55

0.65

0.75

0.85

0.95

1.05

0,45

0,55

0,65

0,75

0,85

0,95

1,05



0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

0,2

0,4

0,6

0,8

1,

1,2



10,00E+00

t: PCA4 20,00E+00

0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]-500

0

500

1000

1500

2000

2500

-500

0

500

1000

1500

2000

2500


ATP

ANATEM

ATP

ANATEM

ATP

ANATEM

158

Curto-circuito monofásico VAC=59% no lado retificador


0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

1.1

0,6

0,7

0,8

0,9

1,

1,1

0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1, Figura G.27- Tensões de Udi0 no retificador e no Inversor (pu)


0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

1.1

1.2

0,6

0,7

0,8

0,9

1,

1,1

1,2



10,00E+00

t: PCA4 20,00E+00

0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]0

500

1000

1500

2000

2500

0

500

1000

1500

2000

2500


ATP

ANATEM

ATP

ANATEM

ATP

ANATEM

159

Curto-circuito trifásico franco no lado inversor

(f ile I3F0_100.pl4; x-var t) m:UDIOR m:UDIOI 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]

0.0

0.3

0.6

0.9

1.2

1.5

0,

0,3

0,6

0,9

1,2

1,5


(f ile I3F0_100.pl4; x-var t) m:IDCMER 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]

0.0

0.4

0.8

1.2

1.6

2.0

0,

0,4

0,8

1,2

1,6

2,

0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1, Figura G.31- Corrente CC (pu)


10,00E+00

t: PCA4 20,00E+00

0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000


ATP

ANATEM

ATP

ANATEM

ATP

ANATEM

160

Curto-Circuito monofásico franco no lado inversor


0.20

0.42

0.64

0.86

1.08

1.30

0,2

0,42

0,64

0,86

1,08

1,3



0.0

0.4

0.8

1.2

1.6

2.0

0,

0,4

0,8

1,2

1,6

2,



10,00E+00

t: PCA4 20,00E+00

0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000


ATP

ANATEM

ATP

ANATEM

ATP

ANATEM

161

Curto-circuito monofásico VAC= 60% no lado inversor


0.30

0.52

0.74

0.96

1.18

1.40

0,3

0,52

0,74

0,96

1,18

1,4



0.0

0.4

0.8

1.2

1.6

2.0

0,

0,4

0,8

1,2

1,6

2,



10,00E+00

t: PCA4 20,00E+00

0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]-2000

-1000

0

1000

2000

3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1, Figura G.38- Pcc total inversor (MW)

ATP

ANATEM

ATP

ANATEM

ATP

ANATEM

162

Curto-circuito monofásico VAC= 75% no lado inversor


0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

1.1

0,6

0,7

0,8

0,9

1,

1,1



0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

1.1

1.2

0,6

0,7

0,8

0,9

1,

1,1

1,2

0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1, Figura G.40- Corrente CC (pu)


10,00E+00

t: PCA4 20,00E+00

0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0[s]0

500

1000

1500

2000

2500

0

500

1000

1500

2000

2500


ATP

ANATEM

ATP

ANATEM

ATP

ANATEM

163

G.3 Comparação entre os programas ANATEM e ATP, com a inclusão da dinâmica equivalente das máquinas da Rede Simplificada No item G.2 foi apresentada uma comparação preliminar do desempenho da modelagem do CCC nos programas ATP e ANATEM, considerando a Rede Simplificada com as máquinas representadas como barras infinitas em ambos os programas. No item G.1 foi mostrado que a representação da dinâmica equivalente na Rede Simplificada torna bastante coerentes os comportamentos das Redes Simplificada e Equivalente no programa ANATEM. Procedeu-se, então, a modelagem desta dinâmica equivalente no programa ATP. As máquinas foram representadas pelo modelo completo, com respectivos reguladores de tensão, e os resultados foram comparados com os anteriomente apresentados para o programa ANATEM.

Como anteriormente citado, optou-se neste trabalho pela representação da Rede Simplificada no programa ATP. Todavia, a modelagem integral da Rede Equivalente, com toda a sua dinâmica pode, se necessário, ser realizada de maneira relativamente fácil em programas tipo ATP. Dentre as simulações que foram feitas para fins de comparação entre os programas envolvidos, são mais relevantes aquelas que resultaram em redução da ESCR (Casos 3 e 4 do item G.1). As Figuras G.42 a G.47 destacam alguns dos resultados obtidos. Aqueles relativos ao programa ANATEM foram apresentados no item G.1, e são aqui repetidos com o propósito de facilitar esta comparação. À medida que o sistema se torna mais complexo, com a inclusão de novas dinâmicas, as diferenças tendem a se somar exigindo uma validação específica de cada componente nas ferramentas distintas para se alcançar uma coerência aceitável. Entretanto, como conclusão de ordem geral, percebe-se que os resultados obtidos apresentam coerência muito significativa, permitindo a utilização dos dois tipos de programas (estabilidade e transitórios eletromagnéticos) de maneira complementar. Fenômenos lentos ou de longa duração são simulados com mais facilidade e economia com os programas de estabilidade, enquanto que os fenômenos rápidos, porém críticos, associados a defeitos, perturbações ou a ações de controle, devem ser estudados com a ajuda de programas de simulação de transitórios eletromagnéticos com representação trifásica detalhada das estações conversoras e, quando for o caso, de outras regiões do sistema mais diretamente afetadas.

164

Caso 3- Aplicação do defeito trifásico franco na barra #11 por 100ms, seguido do aumento de 20% da impedância do equivalente conectado à barra #11 (Rede Simplificada)

0,6

0,71

0,83

0,95

1,07

1,18

1,3

0, 0,5 1, 1,5 2,Tempo (s)



Rede Simplificada

(f ile CDIN2_CPA12.pl4; x-var t) m:VACMEI m:VACMER 0,0 0,4 0,8 1,2 1,6 2,0[s]

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

1,1

1,2

1,3 Tensões no retificador e inversor - Rede Simplificada - aumento de 20% da impedância

Vca Retificador / Vca Inversor

Figura G.42 – Tensões CA - Retificador e Inversor Programas ANATEM e ATP

ATP

ANATEM

165

-600

-150

300

750

1200

1650

2100

0, 0,5 1, 1,5 2,Tempo (s)

PCNV 1 CONVERSOR NEUTRA RETIFICADO

Rede Simplificada

(f ile CDIN2_CPA12.pl4; x-var t) m:PDCR 0,0 0,4 0,8 1,2 1,6 2,0[s]

-0,30

-0,03

0,24

0,51

0,78

1,05Potência CC no retificador - Rede Simplificada - aumento de 20% da impedância

Figura G.43 – Potência CC no retificador

Programas ANATEM e ATP

ATP

ANATEM

166

0,

0,2

0,4

0,6

0,8

1,

1,2

0, 0,5 1, 1,5 2,Tempo (s)

CDU 9001 48 I0 CCC-RETCDU 9001 223 IORD CCC-RET

Rede Simplificada

(f ile CDIN2_CPA12.pl4; x-v ar t) m:IO m:IORDER 0,0 0,4 0,8 1,2 1,6 2,0[s]

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2Corrente de ordem Master Control e VDCOL - Rede Simplificada - redução de 20% do SCR

Figura G.44 –Ordens de Corrente (“Master Control” e saída do VDCOL) Programas ANATEM e ATP

ATP

ANATEM

167

Caso 4- Aplicação do defeito trifásico franco na barra #11 por 100ms, seguido do aumento de 50% da impedância do equivalente conectado à barra #11 (Rede Simplificada)

0,6

0,72

0,85

0,97

1,1

1,23

1,35

0, 0,5 1, 1,5 2,Tempo (s)



Rede Simplificada

(f ile cdin2_CPA15.pl4; x-v ar t) m:VACMEI m:VACMER 0,0 0,4 0,8 1,2 1,6 2,0[s]

0,60

0,75

0,90

1,05

1,20

1,35 Tensões no retificador e inversor - Rede Simplificada - aumento de 50% da impedância

Vca Retificador / Vca Inversor

Figura G.45 – Tensões CA – Retificador e Inversor Programas ANATEM e ATP

ATP

ANATEM

168

-600

-150

300

750

1200

1650

2100

0, 0,5 1, 1,5 2,Tempo (s)


Rede Equivalente

(f ile cdin2_CPA15.pl4; x-var t) m:PDCR 0,0 0,4 0,8 1,2 1,6 2,0[s]

-0,30

-0,03

0,24

0,51

0,78

1,05Potência CC no retificador - Rede Simplificada - aumento de 50% da impedância

Figura G.46 – Potência CC no retificador Programas ANATEM e ATP

ATP

ANATEM

169

0,

0,2

0,4

0,6

0,8

1,

1,2

0, 0,5 1, 1,5 2,Tempo (s)

CDU 9001 48 I0 CCC-RETCDU 9001 223 IORD CCC-RET

Rede Simplificada

(f ile cdin2_CPA15.pl4; x-var t) m:IO m:IORDER 0,0 0,4 0,8 1,2 1,6 2,0[s]

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2 Potência CC no retificador - Rede Simplificada - aumento de 50% da impedância

Figura G.47 –Ordens de corrente (“Master Control” e saída do VDCOL) Programas ANATEM e ATP

ATP

ANATEM

170

ANEXO H - DADOS UTILIZADOS NOS ESTUDOS DE ESTABILIDADE ELETROMECÂNICA Tabela H.1 – Dados de regime permanente das barras da Rede Equivalente

Barra Tipo Tensão Pg [MW] Qg [Mvar] Pl[MW] Ql[Mvar] Shunt [Mvar] 7 PQ - - - 0.00 0.00 0.00 8 PQ - - - 0.00 0.00 0.00 9 PQ - - - 2174.00 250.00 0.00

10 PQ - - - 0.00 0.00 0.00 11 PQ - - - 0.00 0.00 0.00 12 PQ - - - 0.00 0.00 0.00 13 PQ - - - 0.00 0.00 0.00 14 PV 0.95 0.00 5.235 0.00 0.00 0.00 21 PQ - - - 467.00 14.40 0.00 22 PQ - - - 787.00 97.20 0.00 24 PQ - - - 2100.00 0.00 0.00 26 PQ - - - 0.00 0.00 40.00 37 Vθ 1.00 1266.42 151.75 0.00 0.00 0.00 38 PV 1.00 920.00 167.02 0.00 0.00 0.00 39 PV 0.95 670.00 37.07 0.00 0.00 0.00 40 PV 0.95 900.00 95.05 0.00 0.00 0.00 107 PQ - - - 310.00 -166.00 0.00 108 PQ - - - 0.00 0.00 0.00 109 PQ - - - 1200.00 1134.00 950.00 111 PQ - - - 2.90 0.00 -50.00 112 PQ - - - 0.00 0.00 -50.00 113 PQ - - - 0.00 0.00 180.00 122 PQ - - - 0.00 0.00 0.00 137 Vθ 1.00 1585.16 54.18 1.70 0.00 0.00 138 PV 1.03 1020.00 136.14 0.00 0.00 0.00 140 PV 1.02 1000.00 38.84 1.61 0.00 0.00

171

Tabela H.2 – Dados de regime permanente dos circuitos da Rede Equivalente

Barra De Barra Para R (%) X (%) Shunt (Mvar) Tap 7 11 0.091 1.162 142.0 - 7 37 0.0273 1.612 - 1.024 8 7 0.056 0.697 85.746 - 8 9 0.052 0.654 80.493 - 8 38 0.00 1.4 - 1.024 9 7 0.31 3.95 120.26 - 9 12 0.162 2.048 250.17 -

10 9 0.005 0.062 30.632 - 10 39 0.00 1.088 - 1.048 11 12 0.12 1.64 220.0 - 12 13 0.225 3.033 381.5 - 13 11 0.282 3.852 493.7 - 13 14 0.01 2.0 - 1.000 21 9 0.031 1.207 - 1.038 21 22 1.521 7.864 54.212 - 22 40 0.1673 1.133 1.025 - 24 13 0.0087 0.330 - 1.054 26 11 0.2824 3.75 364.6 - 26 11 0.2824 3.75 364.6 - 107 109 0.129 1.593 48.42 - 107 111 0.086 1.108 134.7 - 107 137 0.0273 1.612 - 1.024 108 107 0.056 0.698 85.746 - 108 109 0.052 0.655 80.493 - 108 138 0.00 1.4 - 1.024 109 112 0.088 1.095 133.3 - 111 113 0.1988 2.654 254.0 - 112 111 0.1002 1.322 123.14 - 112 113 0.158 2.1 200.0 - 122 111 0.086 1.137 138.7 - 122 140 0.0167 0.133 0.00 1.025

Tabela H.3 – Relação entre as máquinas geradoras e seus reguladores

Barra Número de Unidades

Modelo da Máquina

Regulador de Tensão

Regulador de Velocidade PSS

14 2 138 127 - - 37 12 5037 6037 850 8037 38 10 5038 6038 744 - 39 9 5039 6039 740 8039 40 18 5040 6040 149 8040 137 12 5037 6137 851 8137 138 10 5038 6138 745 - 140 18 5040 6140 150 8140

172

Tabela H.4 – Dados dos modelos de máquinas

Número do

Modelo Xd Xq X'd X"d Xl T'd T"d T"q H MVA

138 170.000 100.000 37.000 22.000 15.400 9.000 0.060 0.200 1.600 300.000 5037 91.790 62.250 31.650 23.210 18.860 10.000 0.040 0.130 3.873 369.800 5038 87.850 56.610 24.510 19.860 10.350 7.590 0.070 0.170 4.071 333.000 5039 91.890 68.630 30.250 24.220 16.130 7.920 0.060 0.090 4.439 419.000 5040 116.800 64.380 33.040 27.370 13.220 8.520 0.045 0.072 3.530 186.200

Voltage Regulator

127

Efds02.01

1+Vt

100

Vref

+

Σ

0.14

0.14−

MAX

SELET

× s0.41-

6.5

8.4−

0.6

0.5−

+

+

65.0

×

÷ 03.0 Σ

+Σ

Qe

Qe0

+-

Vpref

Vat (127 V)

+-

01.001.0− 1tana

1tana ss1.02.0 +

+

Σ+

Σ 0.1

0.14

DELAY

Σ+

Id Σ

9.0Vd

+

-

2X

Iq Σ

9.0Vq

+

-

2X

+

SQRT Σ+-

0.14

0.14−

DELAY 10

8.2

8.2−

Σ+

DELAY+

101e−

999−

12.0−

Ifd DELAY329.2−

1tana

ss

025.0130

+−

SELET

999

999−

ss

025.0130

+−

SELET

UM

SELET

UM

DELAY

1000

2.0

0.0

s1

0.1−

1tana DELAY

Σ

Σ

+

-

0.1

376.3−

1tana

Ifda

173

Voltage Regulator

6037 and 6137

Vref

Vt

Vpss

- +

+ s022.0148.78

+-

MAXΣ

Σ-

s235.011

+864.8

38.6

38.6−

ss

95.01067.0

+

+

064.1

-

-

+86.7 Σ

238.0 Σ SQRTΣ+ +

Qe

2X

2X926.0 926.0Pe

+-

s2.0193.1

+15.3

Efd

Voltage Regulator

6038 and 6138

Efd×

Vt0.4

4.3−

-200

Vt s016.011

+

Vref

+

Σss

0.1210.31

++

Efd0

Σ

Voltage Regulator

6039

Efds02.011

+ s02.011

+8.190

ss

0.1210.31

++

ss

013356.0107.01

++

87.3

87.3−

Vt

Vref

+

Σ-

Vpss

174

Voltage Regulator

6040 and 6140

EfdVt

+

Σ-

Vref

+

Σ

Vt0

÷

1.0

+

-s06.01

52.250+

ss

47.01002.0

+

s3.0195.25

+-

s008.011

+

54.4

39.3−

Vpss

+ +Σ

+Σ

Figura H.1 – Reguladores automáticos de tensão da Rede Equivalente Tabela H. 5 – Parâmetros dos Reguladores de Tensão AVR 127

Parâmetro Valor Parâmetro Valor Parâmetro Valor Parâmetro Valor A1 999. B1 -0.12 Ka 100. Kq1 -14.0 A2 -999. B4 -14.0 Keli 3.376 Kq2 14.0 A3 -2.8 B5 14.0 Kelt 2.329 LOCM 127 A4 2.8 B7 0.9 Kiaj 0.20 Ta 0.02 A6 10.0 B8 1.8 Kpaj 0.10 Te 4.0 Aex -5.0 B9 0.03 Kpli 30.0 Tse 0.0167 Bex 6.0 Kplt 30.0 Vamax 5.60 BMN -0.01 Vamin -4.8 BMP 0.01

AVR 6037 e 6137

Parâmetro Valor Parâmetro Valor Cte 0.926 T 0.2 K 3.15 Ta 0.022 K1 7.86 Tse 0.95 Ka 78.48 Us 0.067 Kc 0.238 VAmax 6.38 Ke 8.864 VAmin -6.38 Kr 0.826

AVR 6038 e 6138

Parâmetro Valor Parâmetro Valor A1 0.016 VAmax 4.0 Ka 200.0 VAmin -3.4 Ke 1.0 Tse 12.0 Us 3.0

AVR 6039 e 6139

Parâmetro Valor Parâmetro Valor Ka 190.8 T2 12.0 Lmax 3.87 T3 0.07 Lmin -3.87 T4 0.013356 Ta 3.0 Tse 0.02

175

AVR 6040 e 6140 Parâmetro Valor Parâmetro Valor Ka 250.52 Tse 0.47 Ke 25.95 us 0.002 Ta 0.06 VAmax 4.54 Te 0.3 VAmin -3.39 Tq 0.008

Speed Governors

149 and 150

Wref

s05.011

+ 38.01

ss

771+

984.0

0.0

Dw

05.0

-

-+

Σ

×

0.1

5.0

-

- Σ

s5.011

+ ÷ 2X

2.1 ×15.0−

1tana s5.11

0.1 1tan−a

190186

Pmec

Speed Governor

740

Wref

s05.011

+ 38.01

ss

771+

984.0

0.0

Dw

05.0

-

-+

Σ

×

0.1

5.0

-

- Σ

s5.011

+ ÷ 2X

2.1 ×15.0− 1tana s5.1

1

0.1 1tan−a

Pmec0.1

176

Speed Governors744 and 745

Wref

s05.011

+ 38.01

ss

771+

984.0

0.0

Dw

05.0

-

-+

Σ

×

0.1

5.0

-

- Σ

s5.011

+ ÷ 2X

2.1 ×15.0− 1tana s5.1

1

0.1 1tan−a

Pmec333315

Speed Governors

850 and 851

Wref

s05.011

+ 38.01

ss

771+

984.0

0.0

Dw

05.0

-

-+

Σ

×

0.1

5.0

-

- Σ

s5.011

+ ÷ 2X

2.1 ×15.0− 1tana s5.1

1

0.1 1tan−a

Pmec8.369

355

Figura H.2 – Reguladores de velocidade da Rede Equivalente Tabela H.6 – Parâmetros dos Reguladores de Velocidade SG 149 e 150

Parâmetro Valor Parâmetro Valor At 1.2 Qnl 0.15 D 1.0 R 0.05 Dt 0.5 rp 0.38 Lmax 0.984 Tf 0.05 Lmin 0.0 Tg 0.5 PBmaq 190. Tr 7.0 PBtur 186. Tw 1.5

177

SG 740 Parâmetro Valor Parâmetro Valor At 1.2 Qnl 0.15 D 1.0 R 0.05 Dt 0.5 rp 0.38 Lmax 0.984 Tf 0.05 Lmin 0.0 Tg 0.5 PBmaq 419. Tr 7.0 PBtur 419. Tw 1.5

SG 744 e 745


SG 850 e 851

Parâmetro Valor Parâmetro Valor At 1.2 Qnl 0.15 D 1.0 R 0.05 Dt 0.5 rp 0.38 Lmax 0.984 Tf 0.05 Lmin 0.0 Tg 0.5 PBmaq 369.8 Tr 7.0 PBtur 355.0 Tw 1.5

Power System Stabilizer

8037 and 8137

851.8

065.0

065.0− ZeroVpss

s03.011

+Dw ss

1.0121.01

++

ss

1.0121.01

++

ss

75.2175.2

+

001.0 1.1

0.2

999.1−

1tana 10000s1

001.0

0.1−

DELAYVt

SELET

178


8039

5.0

s12120

+

Σ

5.0

5.0−

VpssPe s02.011

+−

ss5.11

5.1+

+

+


8040 and 8140

Dw s03.011

+28.111 s

s3.31

3.3+

Pe s4.314.3

+436.7

ss7.21

7.2+

Σ+

+

Σ-+

001.0 1.1

0.2

999.1−

1tana 10000s1

001.0

0.1−

DELAYVt

ss

101010

++

ss

955.11955.1

+ s1.011

+

s03.0113.0

+s03.0113.0

+20

21.8

21.8− ZeroVpss

SELET

Figura H.3 – PSS da Rede Equivalente

Tabela H.7 – Parâmetros do PSS PSS 8037 e 8137

Parâmetro Valor Parâmetro Valor A2 8.851 Kp 0.21 B2 0.065 Te 0.1 B3 -0.065 Tq 2.75

PSS 8039

Parâmetro Valor Parâmetro Valor B2 0.05 Kq1 0.5 B3 -0.05 Kq2 20.0 Ki 1.50 Tse 0.02 Kp 12.0

179

PSS 8040 e 8140 Parâmetro Valor Parâmetro Valor A1 111.28 KI 3.4 A2 7.436 Kp 2.7 A3 20.0 Kq1 1.955 A4 0.03 Kq2 3.3 A5 0.1 W0 10.0 Aex 0.13 W02 100. B2 8.21 B3 -8.21 Bex 0.03

Tabela H.8 – Dados do modelo CCC Linha CC

Barra CC De

Barra CC Para R L

1 2 22.84 2730 Conversoras

Número da Conversora Barra CA Barra

CC Tipo Número de Pontes

Corrente Nominal

1 113 1 Retificadora 4 2000 2 26 2 Inversora 4 2000

Número da Conversora

Reatância de Comutação

Tensão do Secundário

Potência do Transformador

Resistência do Reator

Reatância do Reator

Capacitor de Comutação

1 12. 187.3 505 0.0016 540. 93.84 2 12. 177.4 483 0.0016 540. 93.84

Número da Conversora

Tipo do Controle

Ordem de

Corrente

Margem de

Corrente

Ângulo da Conversora

Ângulo Mínimo

Ângulo Máximo

Tap Mínimo

Tap Máximo

Tap em HIMvar

1 Corrente 2000 - -1.5 -17. 5. 0.1 5.25 2 Corrente 2000 10. 18. 15. 36.7 0.1 5.25

180

KICCAs

π180

11 s TVCO+ ⋅

11 s VDCLTC+ ⋅

180π

π3

29

2π

181

1s TVCA⋅

Figura H.4 – Controles da Retificadora do CCC

IOMARGIN(4)

AMAX(2)

VDCOL(5)

VDCCONTROL

(7)

CCA(1)

DAX(3)Idc

Vac

Vdcref

max1

x

Io

Vdc

Vdc

Iord

Iomargin

Vdc Io

Idc

max

Vdc

Vac

Idc

'ref

Io

Inverter :

π180

π180

180π

11 s AMXVT+ ⋅

AMXGN1 s AMXTC+ ⋅

182

11 s AMXV2+ ⋅

11 s VDCTC+ ⋅

1UIM2 - UIM1

Figura H.5 – Controles da Inversora do CCC

183

Tabela H.9 – Parâmetros dos controles do CCC Retificadora

Parâmetro Valor Parâmetro Valor ALFMX 155. A 0.001326 KICCA 4000 A2 1.7590483e-6 KPCCA 40

Voltage Transient Detector DAFMX 70.0 CCA

Tmc 0.001592 TM 0.30 VCO TVCO 0.00139 UMSMI 0.950

Tmv 0.00531

Master Control UMSMA 1.05

UDMIN 0.2 Tmvac 0.005 UDMAX 1.0 DAK1 -127.7 TDWN1 0.01 DAK2 80.0 TUP1 0.075 DAMMN -9.4 GVDCL 1.5

Asymmetrical Fault

Detector DAMMX 30.

I0MIN 0.3 I0MAX 1.2

VDCOL

I0MN 0.1 CNVK 1.0 KI 0.248 VMIN 0.5 Tmud0 0.005 Tamn 0.02 AMNMN -9.4 KU0 -0.76 KU1 -21.971 KU2 0.056 TADWN 0.05

Minimum Firing Angle

TAUP 0.001 Inversora

Parâmetro Valor Parâmetro Valor ALFMN 100. CNVK 1.0 KICCA 4000.0 VMIN 0.25 KPCCA 60.0 Tmud0 0.005 CCA

Tmc 0.003184 Tamn 0.005 VCO TVCO 0.00139 AONMX 170.25

Tmv 0.00531 AOFMX 170.25 UDMIN 0.2 KU0ON 157. UDMAX 1.1 KU1ON 5.496 TDWN1 0.005 KU2ON 3.672 TUP1 0.075 KU0OF 162. GVDCL 1.5 KU1OF 3.422 I0MIN 0.3

Maximum Firing Angle

KU2OF 4.828 I0MAX 1.2 A 0.001326

VDCOL

I0MN 0.1 A2 1.7590483e-6 Tdoff 0.1 DAFMX 70.0 IMRG1 0.1 DAMN1 110. IMRG2 0.2 DAMX1 180.

Current Margin

Tmarg 0.025 DAMN2 90. DAMX2 200.

Voltage Transient Detector

DAMN3 100.

184

Tabela H.10 – Dados de regime permanente das barras da Rede Simplificada

Barra Tipo Tensão Pg [MW] Qg [Mvar] Pl[MW] Ql[Mvar] Shunt [Mvar] 11 PQ - - - 0.00 0.00 0.00 13 Vθ 0.995 -1755 451.6 0.00 0.00 0.00 26 PQ - - - 0.00 0.00 40.00 109 PV 1.095 485.0- 84.13 0.00 0.00 0.00 111 PQ - - - 0.00 0.00 -50.00 112 PQ -50.00 113 PQ 180 112 PQ 1.095 1622 398.9

Tabela H.11 – Dados de regime permanente dos circuitos da Rede Simplificada

Barra De Barra Para R (%) X (%) Shunt (Mvar) Type 11 13 0.3086 1.423 0.00 111 122 0.1298 1.635 0.00 112 109 0.9078 3.912 0.00

Equivalentes

26 11 0.2824 3.750 364.60 26 11 0.2824 3.750 364.60 112 111 0.1002 1.322 123.14 112 113 0.158 2.100 200.00

Linhas de Transmissão

Tabela H.12 – Relação entre as máquinas geradoras e seus reguladores

Barra Número de Unidades

Modelo da Máquina

Regulador de Tensão

Regulador de Velocidade PSS

13 30 5039 6039 740 - 109 10 5038 6138 745 - 122 44 5040 6141 150 8140

Tabela H.13 – Dados dos modelos de máquinas

Número do

Modelo Xd Xq X'd X"d Xl T'd T"d T"q H MVA

5038 87.850 56.610 24.510 19.860 10.350 7.590 0.070 0.170 4.071 333.0005039 91.890 68.630 30.250 24.220 16.130 7.920 0.060 0.090 4.439 419.0005040 116.800 64.380 33.040 27.370 13.220 8.520 0.045 0.072 3.530 186.200

Voltage Regulator

6039

Efds02.011

+ s02.011

+8.190

ss

0.1210.31

++

ss

013356.0107.01

++

87.3

87.3−

Vt

Vref

+

Σ-

Vpss

185

Voltage Regulator6038 and 6138

Efd×

Vt0.4

4.3−

-200

Vt s016.011

+

Vref

+

Σss

0.1210.31

++

Efd0

Σ

Voltage Regulator

6141

EfdVt

+

Σ-

Vref

+

Σ

Vt0

÷

1.0

+

-

ss

47.01002.0

+

s3.0195.25

+-

s008.011

+

54.4

39.3−

Vpss

+ +Σ

+Σs06.01

52.950+

Figura H.6 – Reguladores automáticos de tensão da Rede Simplificada Tabela H.14 – Parâmetros dos Reguladores de Tensão AVR 6039

Parâmetro Valor Parâmetro Valor Ka 190.8 T2 12.0 Lmax 3.87 T3 0.07 Lmin -3.87 T4 0.013356 Ta 3.0 Tse 0.02

AVR 6138

Parâmetro Valor Parâmetro Valor A1 0.016 VAmax 4.0 Ka 200.0 VAmin -3.4 Ke 1.0 Tse 12.0 us 3.0

AVR 6141

Parâmetro Valor Parâmetro Valor Ka 950.52 Tse 0.47 Ke 25.95 us 0.002 Ta 0.06 VAmax 4.54 Te 0.3 VAmin -3.39 Tq 0.008

186

Speed Governor740

Wref

s05.011

+ 38.01

ss

771+

984.0

0.0

Dw

05.0

-

-+

Σ

×

0.1

5.0

-

- Σ

s5.011

+ ÷ 2X

2.1 ×15.0− 1tana s5.1

1

0.1 1tan−a

Pmec0.1

Speed Governors

744 and 745

Wref

s05.011

+ 38.01

ss

771+

984.0

0.0

Dw

05.0

-

-+

Σ

×

0.1

5.0

-

- Σ

s5.011

+ ÷ 2X

2.1 ×15.0− 1tana s5.1

1

0.1 1tan−a

Pmec333315

187

Speed Governors

149 and 150

Wref

s05.011

+ 38.01

ss

771+

984.0

0.0

Dw

05.0

-

-+

Σ

×

0.1

5.0

-

- Σ

s5.011

+ ÷ 2X

2.1 ×15.0−

1tana s5.11

0.1 1tan−a

190186

Pmec

Speed Governor

740

Wref

s05.011

+ 38.01

ss

771+

984.0

0.0

Dw

05.0

-

-+

Σ

×

0.1

5.0

-

- Σ

s5.011

+ ÷ 2X

2.1 ×15.0− 1tana s5.1

1

0.1 1tan−a

Pmec0.1

188

Speed Governors744 and 745

Wref

s05.011

+ 38.01

ss

771+

984.0

0.0

Dw

05.0

-

-+

Σ

×

0.1

5.0

-

- Σ

s5.011

+ ÷ 2X

2.1 ×15.0− 1tana s5.1

1

0.1 1tan−a

Pmec333315

Speed Governors

149 and 150

Wref

s05.011

+ 38.01

ss

771+

984.0

0.0

Dw

05.0

-

-+

Σ

×

0.1

5.0

-

- Σ

s5.011

+ ÷ 2X

2.1 ×15.0−

1tana s5.11

0.1 1tan−a

190186

Pmec

Figura H.7 – Reguladores de velocidade da Rede Simplificada Tabela H.15 – Parâmetros dos Reguladores de Velocidade SG 740


189

SG 745 Parâmetro Valor Parâmetro Valor At 1.2 Qnl 0.15 D 1.0 R 0.05 Dt 0.5 rp 0.38 Lmax 0.984 Tf 0.05 Lmin 0.0 Tg 0.5 PBmaq 333. Tr 7.0 PBtur 315. Tw 1.5

SG 150



8040 and 8140

Dw s03.011

+28.111 s

s3.31

3.3+

Pe s4.314.3

+436.7

ss7.21

7.2+

Σ+

+

Σ-+

001.0 1.1

0.2

999.1−

1tana 10000s1

001.0

0.1−

DELAYVt

ss

101010

++

ss

955.11955.1

+ s1.011

+

s03.0113.0

+s03.0113.0

+20

21.8

21.8− ZeroVpss

SELET

Figura H.8 – PSS da Rede Equivalente

Tabela H.16 – Parâmetros do PSS

Parâmetro Valor Parâmetro Valor A1 111.28 KI 3.4 A2 7.436 Kp 2.7 A3 20.0 Kq1 1.955 A4 0.03 Kq2 3.3 A5 0.1 W0 10.0 Aex 0.13 W02 100. B2 8.21 B3 -8.21 Bex 0.03

190

Tabela H.17 – Parâmetros da Linha CC – “Line Constants”

Fase no.

Skin Resis (ohm/milha)

IX Diam (inch)

Horiz (feet)

VTower (feet)

VMid (feet)

Separ (inch)

Alpha (deg)

NB

1 0.375 0.07340 4 1.3858 +21. 100. 60. 18. 45 4 2 0.375 0.07340 4 1.3858 -21. 100. 60. 18. 45 4 0 0.5 6.7020 4 0.374 +12. 130. 90. 0 0 1 0 0.5 6.7020 4 0.374 -12. 130. 90. 0 0 1

Fase no.: número da fase (0:cabo pára-raios) Skin: parâmetro para cálculo do efeito skin Resis: Resistência CC do Condutor IX: flag para indutância própria. Diam: Diâmetro externo de 1 condutor. Horiz: Distância Horizontal do centro do feixe de condutores para a referência selecionada. VTower: Altura do feixe na torre. VMid: Altura do feixe no meio do vão. Separ: Distância entre condutores no feixe. Alpha: Posição angular de um dos condutores do feixe, medida no sentido horário a partir de uma linha horizontal. NB: Número de condutores no feixe Tabela H.18 – Parâmetros das linhas CA Fase no. Skin Resis

(ohm/km) IX Diam

(cm) Horiz (m)

VTower (m)

VMid (m)

Separ (cm)

Alpha (deg)

NB

1 0.333 0.0917 4 2.482 -12.7 28.5 12.4 45. 45. 4 2 0.333 0.0917 4 2.482 0.0 28.5 12.4 45. 45. 4 3 0.333 0.0917 4 2.482 +12.7 28.5 12.4 45. 45. 4 0 0.5 4.1889 4 0.914 -11. 37.5 23. 0.0 0.0 1 0 0.5 4.1889 4 0.914 +11. 37.5 23. 0.0 0.0 1

Tabela H.19 – Comprimento das Linhas CA

Barra DE

Barra PARAo

R (Ω/km) X (Ω/km) Mvar Comprimento (km)

26 11 0.025214285 0.334821428 364.6 280. 112 113 0.024687500 0.321250000 200.0 160. 113 111 0.024482758 0.326847290 254.0 203. 113 111 0.025050000 0.330500000 123.1 100.

191

Filtro CC - 12o harmônico

Filtro CC - 24o harmônico

Filtro CA - 11o harmônico




Figura H.9 - Configuração e parâmetros dos Filtros

0.3265 µF

1218 Ω17 mH

0.5021 µF

3963 Ω24 mH

0.2721 µF

4.999 Ω

153 mH

0.3788 µF

4.244 Ω

154 mH

1.57 µF

210 Ω 7.78 mH

0.828 µF

0.8753 µF 1.29 Ω

28.42 mH

Grupo de Trabalho

B4.34

Interligações HVDC por

Conversores com Capacitores

de Comutação (CCC)

MODELAGEM DIGITAL E SISTEMA BENCHMARK

Abril2009

001

www.cigre.org.br

Interligações HVDC por CCC - cigre.org.br · transformador da conversora e a barra de...

Documents

Transcript of Interligações HVDC por CCC - cigre.org.br · transformador da conversora e a barra de...