São consideradas neste ponto simulações dinâmicas com a ferramenta descrita no item 2.4, que permitem observar o comportamento do sistema e a resposta dos elementos de controle frente a algumas perturbações.
Pelo já exposto, só a saída de uma linha de 500 kV entre as Barras 6 e 7 é a contingência de circuitos de interesse nesta rede elétrica, devido a sua característica radial e ao fenômeno em estudo.
As Figuras 3.2, 3.3 e 3.4 mostram respectivamente, a tensão na Barra 11, a corrente de campo dos geradores 2 e 3 e a potência reativa entregue por tais geradores, considerando o Caso A, onde não é modelada a ação do OLTC do transformador ligado entre as Barras 10 e 11. Cabe ressaltar que a perturbação ocorre aos 10 segundos de simulação.
Figura 3.2: Tensão na Barra 11, Caso A. Fonte: Elaboração própria.
Pode-se observar (Figura 3.2), que apesar da tensão cair de 0,921 [p.u.] a aproximadamente 0,900 [p.u.], a mesma se mantém neste último valor, sem descer posteriormente, até o final da simulação.
A Figura 3.3 mostra as correntes de campo dos geradores 2 (curva vermelha) e 3 (curva azul). As mesmas experimentam um incremento aos 10 segundos com a perturbação, mas tal aumento não é suficiente para ativar os OXL’s das máquinas. As injeções de potência reativa
59 destes geradores são apresentadas na Figura 3.4, onde novamente observa-se um incremento sem ativação de limitadores.
Figura 3.3: Correntes de Campo, G2 e G3, Caso A. Fonte: Elaboração própria.
Figura 3.4: Potência Reativa, G2 e G3, Caso A. Fonte: Elaboração própria.
Este caso é estável ante a contingência sob análise, não sendo necessária a adoção de nenhuma ação de controle.
As Figuras 3.5, 3.6 e 3.7 mostram, respectivamente, a tensão na Barra 11, as correntes de campo dos geradores G2 e G3 e a potência reativa entregada por tais geradores, considerando o Caso B, onde a ação do OLTC do transformador ligado entre as Barras 10 e 11 é modelada. Cabe ressaltar que a mudança de taps é realizada a cada vinte segundos, toda vez que a tensão na barra controlada é diferente à ajustada e se encontra fora de certos limites (banda morta).
f/s LT 500 kV IFD G3 IFD G2 f/s LT 500 kV Q G3 Q G2
60 Na Figura 3.5 pode se observar que o OLTC inicia sua atuação perto dos 30 segundos (20 segundos após a perturbação), buscando levar a tensão na Barra 11 ao valor ajustado (0,921 p.u.), o que inicialmente fornece bons resultados, já que a tensão eleva-se com cada sucessiva atuação do OLTC (a cada 20 segundos). No entanto, a partir dos 113 segundos aproximadamente, a operação do OLTC ocasiona um efeito contrário ao esperado, já que, com cada movimento do tap, a tensão na Barra 11 é reduzida (mudança do sinal da sensibilidade tensão/posição do tap), até que, perto dos 328 segundos, a tensão cai subitamente e não se recupera.
Figura 3.5: Tensão na Barra 11, Caso B. Fonte: Elaboração própria.
Figura 3.6: Correntes de Campo, G2 e G3, Caso B. Fonte: Elaboração própria.
A Figura 3.6 permite interpretar melhor o fenômeno. Com cada operação do OLTC, os geradores incrementam sua corrente de campo para fornecer a potência reativa requerida (que aumenta com cada operação do OLTC). Este incremento ocorre até que operam os OXL’s das máquinas (para protegerem os enrolamentos de campo dos geradores contra danos por efeitos
f/s LT 500 kV
Operação OLTC
Operação OXL
Colapso de Tensão
Incremento de IFD por operação de OLTC
OXL G3
Incremento súbito de IFD2
61 térmicos). Pode se observar que a corrente de campo do gerador G3 é limitada em primeiro termo (curva azul), aos 113 segundos. A partir deste momento a corrente no gerador G2 incrementa-se rapidamente, até os 328 segundos, momento em que atua seu OXL e ocorre o colapso de tensão no sistema, o que pode ser verificado observando as tensões nas demais barras do sistema. A Figura 3.7 mostra as potências reativas injetadas pelos geradores, respaldando o dito neste parágrafo.
Figura 3.7: Potência Reativa, G2 e G3, Caso B. Fonte: Elaboração própria.
Neste sistema, como foi descrito, a ação combinada do OLTC do transformador ligado às Barras 10 e 11, com a dos OXL’s dos geradores G2 e G3, leva o sistema à instabilidade de tensão.
Os resultados das simulações demonstram como as ações combinadas dos diferentes dispositivos de controle, após uma perturbação, podem levar eventualmente o sistema à instabilidade e colapso de tensão.
Conforme os resultados da análise estática, espera-se que a perda do gerador G3 seja mais crítica, em relação à perda do outro gerador (G2), no que concerne ao fenômeno de estabilidade de tensão.
As Figuras 3.8 e 3.9 mostram a tensão na Barra 11, respectivamente, para os casos A e B. A drástica redução do nível de tensão ocorre independentemente da atuação do OLTC do transformador ligado entre as Barras 10 e 11. Estes resultados confirmam a grande severidade da contingência sob estudo, já que, apesar de não ocasionar colapso de tensão, as baixas tensões resultantes em todo o sistema originam a atuação de dispositivos de proteção, desligando adicionalmente outros elementos do sistema.
Incrementos de Q por operação de OLTC
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Figura 3.8: Tensão na Barra 11, perda do G3, Caso A. Fonte: Elaboração própria.
Figura 3.9: Tensão na Barra 11, perda do G3, Caso B. Fonte: Elaboração própria.
Por outro lado, para a saída do gerador ligado à barra 2 (G2), as Figuras 3.10 e 3.11 mostram a tensão na Barra 11, respectivamente, para os casos A e B.
A pesar de que o caso A (Figura 3.10) suporta a contingência sob análise desde o ponto de vista da estabilidade de tensão, a tensão na Barra 11 fica em um valor reduzido (perto de 0,880 p.u.), o que deve ser considerado para a eventual aplicação de medidas visando manter um nível de tensão adequado nesta barra.
Com relação a esta contingência, novamente pode se observar que a ação combinada do OLTC do transformador ligado entre as Barras 10 e 11, com a do OXL do G3, leva o sistema à instabilidade de tensão (Caso B).
f/s G3
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Figura 3.10: Tensão na Barra 11, perda do G2, Caso A. Fonte: Elaboração própria.
Figura 3.11: Tensão na Barra 11, perda do G2, Caso B. Fonte: Elaboração própria.