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[en] CALCULATION OF SECURITY INDEXES IN POWER SYSTEMS BASED ON TIME DOMAIN SIMULATION / [pt] CÁLCULO DE ÍNDICES DE SEGURANÇA EM SISTEMAS DE ENERGIA ELÉTRICA BASEADO EM SIMULAÇÃO NO DOMÍNIO DO TEMPOJOAO MAGALHAES DAHL 16 October 2006 (has links)
[pt] Os sistemas de energia elétrica estão operando atualmente
próximos dos
limites de estabilidade, comprometendo a segurança. Este
fato tem sido
evidenciado por diversos blackouts no mundo inteiro. A
avaliação da segurança
dinâmica torna-se, então, fundamental. O objetivo é a
busca de um método rápido
e, sobretudo, confiável, para analisar o comportamento
dinâmico de um sistema de
energia elétrica. Esta dissertação trata, portanto, do
problema da avaliação da
segurança dinâmica de sistemas de energia elétrica. A
avaliação é realizada através
da determinação das margens de estabilidade, utilizando os
resultados de
simulações no domínio do tempo, que fornece informações
qualitativas a respeito
da estabilidade na primeira oscilação. O grupo de
geradores severamente
perturbados é determinado e a margem de estabilidade de
cada um deles é
calculada. O gerador que apresentar a menor margem
determina a margem de
estabilidade do sistema. Quando a margem de estabilidade
assume valor nulo, o
tempo crítico de eliminação da falta é obtido. Estes
resultados são comparados
com aqueles determinados pelo método de tentativa e erro,
utilizando um
programa convencional de estabilidade transitória. Desta
forma, as contingências
são classificadas em função dos tempos críticos de
eliminação de falta, de acordo
com o nível de severidade. Essa classificação permite
reduzir o conjunto de
contingências a ser estudado. A contribuição deste
trabalho é mostrar que o critério
baseado na aceleração imediatamente após a eliminação da
falta é mais eficaz que
aquele baseado na aceleração imediatamente após a
ocorrência da falta para a
indicação do grupo de geradores severamente perturbados. / [en] Power systems have been operating nowadays near to the
stability limits
putting security under risk. This is one of the reasons
why the dynamic security
assessment is a fundamental tool to avoid the occurrence
of blackouts in the whole
world. The goal is a reliable and fast way to evaluate the
dynamic behavior of a
power system. This dissertation deals with the problem of
dynamic security
assessment of power systems. The evaluation is performed
based on stability
margins calculated from time domain simulation results,
providing qualitative
information about the first swing stability. The group of
severely disturbed
machines is defined and the stability margins are
determined. The machine with
the lowest margin determines the stability margin of the
system. When the system
margin approaches the zero value, the critical clearing
time is obtained. These
outcomes are compared with that ones determined by trial
and error method using
a conventional transient stability program. Having done
that, a contingency
ranking is defined according to the critical clearing
time. The ranking minimizes
the number of contingencies that have to be studied. This
dissertation shows that
the criterion to define the group of severely disturbed
machines based on the
machine accelerations at the instant immediately after the
fault clearing time is
more efficient than that one based on the machine
accelerations at the instant
immediately after the fault occurrence.
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[en] STATIC AND DYNAMIC SIMULATION FOR GENERATOR VOLTAGE CONTROL / [pt] SIMULAÇÃO ESTÁTICA E DINÂMICA DO CONTROLE DE TENSÃO POR GERADORESLUIS FERNANDO FERREIRA 09 January 2007 (has links)
[pt] O problema tratado nesta dissertação é a relação oposta
entre a tensão de
excitação de geradores e compensadores síncronos e a tensão
controlada,
quando o sistema de transmissão da área encontra-se muito
carregado. Neste
caso, a capacidade nominal de um gerador / compensador não
seria útil para
manter a tensão controlada. Devido à relação oposta, uma
maior excitação da
máquina iria abaixar a tensão controlada. O controle
automático iria continuar
agindo, abaixando ainda mais a tensão. Este mecanismo pode
levar o sistema
ao colapso e foi verificado em ponto de operação real do
sistema brasileiro. Esse
fenômeno ocorre quando a injeção de potência na rede de
transmissão ou
distribuição é elevada. Com o advento da geração
distribuída, co-geração e
produtores independentes, usualmente conectados à rede
existente em níveis de
tensão mais baixas, têm-se observado ocorrências do
fenômeno. O objetivo do
trabalho é então entender melhor as situações operativas
reais que levam à
ocorrência do fenômeno, principalmente quando existem
vários equipamentos de
controle de tensão ao redor do gerador em análise. A
abordagem do problema
baseou-se na verificação do comportamento do gerador /
compensador como
dispositivo de controle de tensão, no domínio do tempo e em
regime
permanente. Avaliaram-se as ações de controle do mesmo a
partir de sete tipos
de análise distintas para pontos de operação na região
normal e anormal da
curva SV. A real existência do fenômeno foi comprovada
através de algumas
destas análises. Porém, conclui-se que nem todas as formas
de análise no
domínio do tempo fazem uma avaliação completa do fenômeno.
Dentre essas,
estão a análise dinâmica agregada e a análise dinâmica
agregada sob influência
dos equipamentos de controle de tensão, que para pontos de
operação na
região anormal da curva SV não responderam em concordância
com os outros
tipos de análise. / [en] The problem addressed in this research is the opposite
relationship
between the , synchronous generator / compensator
excitation voltage and the
controlled voltage when nearby network is heavily loaded.
In this situation, the
nominal capacity of a generator / compensator would not
keep the voltage
controlled. Due to the opposite relationship, the higher
the excitation voltage the
lower is the controlled voltage. So, the automatic control
would continue acting
lowering the voltage. This mechanism, verified in a real
operational point of the
Brazilian Electric System, can lead the system to collapse.
This phenomenon
occurs when the power injection into the network is high.
It is prone to occur in
the new scenario of distributed generation connected to
already existing low
voltage networks. The objective of this work is to
understand the actual operative
situations that lead to the occurrence of the phenomenon,
mainly when there are
several voltage control devices nearby the generator. The
analysis of the problem
was based on the verification of the generator behaviour as
a voltage control
device, in time domain simulation and in steady state. The
control actions were
evaluated from seven different ways for operating points in
the normal and the
abnormal region of the SV curve. The actual existence of
the phenomenon was
proven through some of these analyses. However, some of the
time domain
simulations did not evaluated the phenomenon completely.
Among them, the
aggregated dynamic analysis and the aggregated dynamic
analysis under
influence of other voltage control devices have not got the
expected
responses for the abnormal region of the SV curve, in
comparison with other
analysis.
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