COMPLEMENTOS DE ENERGIA

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1 COMPLEMENTOS DE ENERGIA Folhas de Apoio à Resolução de Problemas de Trânsito de Potência e Estabilidade de Redes Eléctricas Nov. 05

2 Índice 1. Introdução Interface gráfica do PSS/E Trânsito de Potência (Power Flow) Criar Novo Caso Introdução dos dados dos barramentos Introdução dos dados das linhas Introdução dos dados dos geradores Introdução dos dados das cargas Introdução de dados de transformadores Cálculo do Trânsito de Potência Saída de resultados Cálculo de estabilidade com o PSS/E Anexo 1 - Exercício Exemplo Anexo 2 - Exercício - Estabilidade Transitória Anexo 3 - Descrição detalhada de alguns comandos (activity) do PSS/E Pág. 1

3 1. Introdução O PSS/E (Power System Simulator for Engineering) é um pacote de software que permite efectuar estudos, em regime estacionário e em regime dinâmico, do desempenho de redes de energia eléctrica. De entre as múltiplas análises que o PSS/E permite efectuar, destacam-se duas particularmente importantes para o estudo da disciplina de Complementos de Energia: Trânsito de Potência. Estudo da estabilidade de uma rede. Estas duas análises serão explicadas adiante. 2. Interface gráfica do PSS/E 30 Para iniciar o PSS/E 30 fazer: Iniciar Programas PSSE 30 PSSE 30 (Power Flow) O PSS/E utiliza um grafismo semelhante a outras aplicações Windows, no qual se reconhecem a barra de menus e diversas barras de ferramentas na zona superior do ecrã e uma barra de estado na zona inferior do mesmo. Além destes destacam-se três componentes da interface gráfica: Janela de directórios: onde todos os diferentes tipos de elementos de uma rede estão representados sob a forma de directórios que se podem expandir ou colapsar, dentro dos quais se encontram os dados dos diferentes elementos da rede. Janela de folha de cálculo: onde se pode introduzir, modificar e apagar os dados dos diversos elementos de uma rede. A cada separador da folha de cálculo corresponde um tipo de elemento da rede e a cada linha dentro desse separador corresponde um elemento desse tipo. Pág. 2

4 Janela de progresso/relatório: onde à medida que se vão dando instruções, aparecem os resultados dessas instruções e onde após o pedido pelo utilizador de um relatório, se pode visualizá-lo num separador diferente. Sempre que seja solicitado pelo utilizador um novo relatório, este surge num novo separador, permitindo a visualização de diferentes relatórios a partir da selecção dos diferentes separadores. Na Figura 1 apresenta-se uma imagem da interface gráfica do PSS/E 30. Janela de Directórios Janela de Folha de Cálculo Janela de Progresso/Relatório Figura 1 Interface gráfica do PSS/E 30. NOTA: Na aula, os passos que se seguem devem ser acompanhados da introdução dos dados referentes aos elementos da rede do Anexo 1. Pág. 3

5 3. Trânsito de Potência (Power Flow) 3.1 Criar Novo Caso Quando se inicia o PSS/E, a janela de folha de cálculo não se encontra visível, apenas ficando quando se abre um ficheiro já existente ou se cria um novo caso. Assim, o primeiro passo a efectuar se rá a criação de um novo ficheiro (caso). Para isso, carrega-se no botão ou na barra de menus faz-se: File New Após esta acção surge a caixa escolher Case. de diálogo New onde o utilizador deve Figura 2 Caixa de diálogo New Após fazer Ok, surge uma outra caixa de diálogo Build New Case, onde se deve escolher a potência de base a utilizar, e onde se pode escrever duas linhas de identificação do caso. Figura 3 Caixa de diálogo Build New Case Pág. 4

6 Após clicar em Ok, surge então a janela de folha de cálculo onde se pode iniciar a introdução dos dados dos elementos da rede. 3.2 Introdução dos dados dos barramentos Para introduzir os dados referentes aos barramentos o separador Buses da janela da folha de cálculo deve estar activo. Separador Buses activo Figura 4 Janela de folha de cálculo com o separador Buses activo De entre diversos dados possíveis de introduzir para os barramentos aqueles que nos interessam para o nosso estudo são os seguintes: Bus Number: é o número do barramento. Não é necessário que seja um número sequencial. Bus Name: é o nome do barramento. Pode conter até 12 caracteres. Base kv: é a tensão de base do barramento. Normalmente assumese o valor da tensão nominal do barramento. Code: é o código do barramento. Pode assumir os seguintes valores: 1 Barramento de carga (PQ) 2 Barramento de geração (PU) 3 Barramento de referência Pág. 5

7 B-Shunt: é a componente reactiva de uma admitância ligada ao barramento. Se a admitância corresponder a um condensador B- Shunt é um valor positivo se for uma indutância é negativo. Deve ser introduzido em MVAr. Nos campos G-Shunt ou B-Shunt não devem ser introduzidos valores respeitantes a cargas ou a admitâncias transversais de linhas ou admitâncias de magnetização de transformadores. As células a cinzento correspondem a campos que são apenas de leitura, não podendo por isso introduzir-se ou modificar-se qualquer dado. 3.3 Introdução dos dados das linhas Para introduzir os dados referentes às linhas deve-se activar o separador Branches. Separador Branches activo Figura 5 Janela de folha de cálculo com o separador Branches activo Os dados respeitantes às linhas que se devem introduzir são os seguintes: From Bus: deve-se indicar o número do barramento de onde liga uma extremidade da linha. To Bus: deve-se indicar o número do barramento onde liga a outra extremidade da linha. Pág. 6

8 Id: é o número de identificação da linha. Por defeito o seu valor é 1. Caso existam mais do que uma linha ligada entre dois barramentos, este é o número que distingue cada uma dessas linhas. Line R: é a resistência da linha em p.u.. Line X: é a reactância indutiva da linha em p.u.. Charging: é a admitância transversal total da linha em p.u Introdução dos dados dos geradores Para introduzir os dados dos geradores, deve-se criar em primeiro lugar as centrais (Plants) que vão albergar os geradores (machines). Assim, deve-se activar o separador Plants, onde se deve introduzir o número do barramento ao qual a central está ligada no campo Bus Number. Outros campos que no nosso caso não é necessário preencher são o campo Vsched, que é o valor da tensão a controlar no barramento indicado no campo Remote Bus Number, que caso seja 0 é a tensão a controlar no barramento ao qual a central está ligada. Separador Plants activo Figura 6 - Janela de folha de cálculo com o separador Plants activo Após a criação da central, pode-se dar início à introdução dos dados referentes aos geradores. Para isso activa-se o separador Machines. Pág. 7

9 Separador Machines activo Figura 7 - Janela de folha de cálculo com o separador Machines activo Neste separador os dados a introduzir são: Bus Number: é o número do barramento ao qual o gerador está ligado. Id: é o número de identificação do gerador. Por defeito assume o valor 1. Caso existam mais do que um gerador ligado ao barramento este é o número que distingue esses geradores. Pgen: Potência activa gerada em MW. Qgen: Potência reactiva gerada em MVAr. ( A obrigatoriedade de introduzir Pgen ou/e Qgen depende do tipo de barramento) 3.5 Introdução dos dados das cargas Para introdução dos dados das cargas deve-se activar o separador Loads. Separador Loads activo Figura 8 - Janela de folha de cálculo com o separador Loads activo Pág. 8

10 Os dados das cargas que se devem introduzir são: Bus Number: Número do barramento ao qual a carga se encontra ligada. Id: Número de identificação da carga. Por defeito este campo assume o valor 1. Caso existam mais do que uma carga ligada ao barramento, este é o número que distingue essas cargas. Pload: Potência activa consumida pela carga em MW. Qload: Potência reactiva consumida pela carga em MVAr. 3.6 Introdução de dados de transformadores Para introdução de dados dos transformadores deve-se activar o separador 2 Winding Transformers. Separador 2 Winding Transformers activo Figura 9 - Janela de folha de cálculo com o separador 2 Winding Transformers activo Os dados a introduzir para os transformadores são: From Bus: é o número do barramento onde está ligado um dos enrolamentos do transformador. To Bus: é o número do barramento onde está ligado o outro enrolamento do transformador. Id: Número de identificação do transformador. Por defeito o seu valor é 1. Caso existam mais do que um transformador ligado entre dois barramentos, este é o número que distingue cada um desses transformadores. Pág. 9

11 Impedance I/O code: é o código da impedância do transformador. Deve-se escolher o código Zpu (Winding Base), para que a impedância possa ser introduzida em p.u., na base de potência a introduzir no campo Winding MVA e nas tensões de base dos enrolamentos. Nestas condições a impedância do transformador em p.u., coincide com a tensão de curto-circuito (ucc/100). X: é a reactância de curto-circuito do transformador em p.u.. Winding MVA: Base de potência dos enrolamentos do transformador em MVA. Em transformadores de dois enrolamentos coincide com a potência nominal. 4 Cálculo do Trânsito de Potência Antes de passar à fase de cálculo de trânsito de potências, deve-se em primeiro lugar gravar o caso. Para isso carrega-se no botão na barra de ferramentas, ou faz-se na barra de menus: File Save or Show Na caixa de diálogo Save / Show Network Data no separador Case Data, pode-se escolher o local onde se pretende gravar o caso carregando no botã o, o qual abre uma nova caixa de diálogo Save case data file, onde se pode efectuar essa escolha e dar um nome ao ficheiro. Os ficheiros serão guardados com a extensão.sav. Em seguida faz-se Abrir e novamente na caixa de diálogo Save / Show Network Data faz-se Ok. Estas duas caixas de diálogo estão representadas na Figura 10 e na Figura 11. A partir deste momento está-se então em condições de calcular o trânsito de potência da rede introduzida. Para isso, carrega-se no botão, ou na barra de menus faz-se: Power Flow Solution Solve (NSOL/FNSL/FDNS/GSLV/MSLV) Pág. 10

12 Figura 10 Caixa de diálogo Save/Show Network Data Figura 11 Caixa de diálogo Save case data file Na caixa de diálogo Loadflow Solutions podem-se escolher dois métodos principais, que se encontram em dois separadores, Newton e Gauss. Para o cálculo do trânsito de potência escolhemos o separador Gauss e deixamos estar as opções que se encontram seleccionadas por defeito. Em seguida carregamos em Solve. A caixa de diálogo Loadflow Solutions com o separador Full Newton ou Gauss seleccionado está representada na Figura 12. Pág. 11

13 Figura 12 Caixa de diálogo Loadflow Solutions 5 Saída de resultados Existem diversas formas de obter os resultados. A mais imediata é visualizar os valores das tensões nos barramentos em módulo e argumento no separador Buses nos campos Voltage e Angle, respectivamente. Para visulizar o perfil de geração da rede, ou seja, que potências activas e reactivas estão a ser geradas pelos diferentes geradores, activamos o separador Machines e nos campos Pgen e Qgen, podemos ver esses resultados. A localização destes resultados está indicada na Figura 13 e na Figura 14. Pág. 12

14 Valores das tensões em módulo e argumento nos barramentos Figura 13 Localização dos valores da tensão em módulo e argumento no separador Buses. Valores das potências activa e reactiva. Figura 14 Localização dos valores das potências activas e reactivas geradas no separador Machines Pág. 13

15 Outra forma de visualizar os resultados é sob a forma gráfica, através de um diagrama. Para obter este resultado terá que se carregar no botão existente na barra de ferramentas. Após esta acção aparece a caixa de diálogo Select Bus onde se deve indicar o número do barramento para o qual se pretende visualizar os resultados sob a forma gráfica, ou carregar no botão Select e escolher o barramento de uma lista apresentada na caixa de diálogo Bus Selection. Estas duas situações são apresentadas na Figura 15 e na Figura 16. Figura 15 Caixa de diálogo Select Bus Figura 16 Caixa de diálogo Bus Selection. Após a escolha do barramento, carrega-se em Ok na caixa de diálogo Select Bus. Após esta acção é criada uma nova janela de visualização do diagrama em cima da janela de folha de cálculo. Uma imagem do diagrama é apresentada na Figura 17. A primeira imagem que surge após o pedido de visualização não é a indicada. Esta imagem é obtida após manipulação dos elementos do diagrama. É possível ao utilizador pedir a visualização de outro diagrama referente a resultados de outro barramento. A navegação entre o diagrama e a janela de folha de cálculo é feita através da barra de menus, no menu Window. A Pág. 14

16 navegação entre diagramas é feita através de duplo clique no ponto de identificação de um barramento ligado a uma linha ou transformador. Figura 17 Resultados em forma de diagrama para o barramento 1. Outra forma de visualizar os resultados é sob a forma de relatório. Existem na barra de ferramen- diferentes tipos de relatórios. No nosso caso o que Based Reports. Para isso carrega-se no botão tas ou faz-se na barra de menus: nos interessa é o Bus Power Flow Reports Bus based reports Após o qual aparece a caixa de diálogo Bus Based Reports. Nesta caixa pode-se escolher o formato do relatório. Pág. 15

17 Figura 18 Caixa de diálogo Bus Based Reports Deixam-se inalteradas as opções por defeito desta caixa e carrega-se em Go. Na janela de progresso/relatório aparece então um separador Report, onde constam os cálculos relativos ao trânsito de potência, conforme é apresentado na Figura 19. Figura 19 Resultados em forma de relatório do cálculo do trânsito de potência Pág. 16

18 6 Cálculo de estabilidade com o PSS/E Para efectuar cálculos dinâmicos com o PSS/E, deve-se em primeiro lugar introduzir os dados dos elementos da rede no módulo de Power Flow conforme indicado no capítulo anterior, sem no entanto proceder a qualquer cálculo. Embora, como mais à frente se verá, a partir do módulo de cálculo dinâmico do PSS/E, seja possível aceder ao módulo de Power Flow, a interface deste último não corresponde ao da versão estudada. NOTA: Na aula os alunos devem introduzir os dados da rede constantes no Anexo 2, o qual servirá também como enunciado do trabalho nº 10 da disciplina de Complementos de Energia. Após a introdução dos dados da rede, arranca-se com o módulo de cálculo dinâmico do PSS/E, fazendo: Iniciar Programas PSSE 30 Dynamics_ Buses Neste ponto, tendo em vista que os procedimentos a executar são muitos, é altamente recomendável que estes sejam incluídos numa macro, de modo a repetir todo o processo caso seja necessário. Assim para criar a macro, faz-se: IO control Set echo device (ECHO) Na caixa de diálogo Activity ECHO introduzir o nome do ficheiro de macro (*.idv). Pág. 17

19 Figura 20 Caixa de diálogo Activity ECHO Uma vez que para o cálculo dinâmico é necessário a existência de condições iniciais, procede-se ao cálculo do trânsito de potência. Desta forma, os valores calculados servirão de condições iniciais para o estudo dinâmico. De modo a arrancar com o módulo de Power Flow, carrega-se no botão LOFL. Figura 21 Barra de botões do módulo dinâmico do PSS/E Uma vez no módulo de Power Flow do PSS/E, abre-se o ficheiro que havia sido introduzido inicialmente. Em seguida efectua-se o cálculo do trânsito de energia fazendo: Powerflow Solution Newton Solutions (NSOL / FNSL / FDNS) Na caixa de diálogo que surge, no campo Solution Method escolher Full Newton-Raphson e carregar em Solve. Pág. 18

20 Figura 22 Caixa de diálogo Newton Solutions Após o cálculo do trânsito de potências procede-se à execução de alguns comandos do PSS/E, os quais servem para preparar a rede para o cálculo dinâmico. A explicação detalhada de alguns destes comandos encontra-se no Anexo 3. Converter cargas. Fazer: Edit Convert convert/reconstruct loads (CONL / RCNL) Converter geradores Fazer: Edit Convert Generators (CONG) Na caixa de diálogo escolher Use ZSORCE e carregar em OK. Figura 23 Caixa de diálogo Convert Generators Pág. 19

21 Fazer: Powerflow Solution Order network for matrix operations (ORDR). Na caixa de diálogo escolher Assume all branches are in service e carregar em OK. Figura 24 Caixa de diálogo Order Network Fazer: Powerflow Solution Factorize admittance matrix (FACT) Fazer: Powerflow Solution Solution for switching studies (TYSL) Na caixa de diálogo escolher Use voltage vector as start point e carregar em OK. Figura 25 Caixa de diálogo Solution for Switching Studies Uma vez executados estes comandos, volta-se para o módulo dinâmico do PSS/E carregando em Fact/Rtrn ou fazer: Dynamics Return to dynamics activity selector (RTRN). Em seguida é preciso abrir os ficheiros necessários ao cálculo dinâmico da rede. Para isso fazer: File Input Read dynamics model data (DYRE) Pág. 20

22 Figura 26 Caixa de diálogo Activity DYRE Na caixa de diálogo subsequente carrega-se no botão Select, à direita do campo Dyre File, e escolhe-se o ficheiro CE_Estab_PSSE. À direita do campo CONEC file carrega-se no botão Select e escolhe-se o ficheiro CONEC.FLX. Finalmente à direita do campo CONET file carrega-se no botão Select e escolhe-se o ficheiro CONET.FLX. Finalmente carrega-se em OK. Para visualizar os resultados, temos de indicar ao PSS/E qual a saída onde pretendemos vê-los. Assim faz-se: Misc Change program option settings (OPTN) E na caixa de diálog o Activity OPTN, na linha Graphics output device carregar no botão à direita. Pág. 21

23 Figura 27 Caixa de diálogo Activity OPTN Na caixa de diálogo seguinte escolher Graphic devices, 26 / MS Windows(color), carregando na respectiva linha. Carregar em OK. Figura 28 Caixa de diálogo Graphic Device Selector Pág. 22

24 De volta à caixa de diálogo Activity OPTN, carregar novamente em OK. Para que o PSS/E efectue o cálculo dinâmico é necessário indicar qual é o passo para esse cálculo, ou seja, qual é o intervalo de tempo no sistema entre dois cálculos consecutivos. Este passo não deverá ser demasiado pequeno para que o cálculo não seja demasiado moroso, mas também não deverá ser demasiado longo de modo a que os resultados sejam os mais rigorosos possíveis. Assim para se proceder à indicação do passo de cálculo faz-se: Edit Dynamics data (ALTR) Na caixa de diálogo Activity ALTR, carregar no botão, Solution Parameters. Figura 29 Caixa de diálogo Activity ALTR Em seguida na nova caixa de diálogo Activity ALTR na moldura Simulation parameters colocar o valor Delta em 0,0005. Carregar em OK e em seguida em Exit. Pág. 23

25 Figura 30 Caixa de diálogo Activity ALTR para introdução de parâmetros de cálculo O PSS/E ao fazer o cálculo dinâmico de uma rede, permite visualizar a evolução de diversas grandezas da rede. Estas grandezas podem dizer respeito aos geradores, como por exemplo a velocidade de rotação do gerador, as potências activa e reactiva geradas por este, a potência mecânica entre outras. Em relação aos barramentos podemos visualizar a frequência no barramento, o módulo da tensão e o argumento desta. Podemos ainda ver em relação às linhas o trânsito de potência activa e reactiva. Neste momento para o problema em questão deverão ser escolhidas que grandezas se pretendem visualizar. Para isso, faz-se: Edit Simulation Outputs (CHAN) Ou carregar no botão CHAN. Na caixa de diálogo Activity CHAN podem-se escolher as grandezas que se pretendem, carregando no respectivo botão. Pág. 24

26 Figura 31 Caixa de diálogo Activity CHAN Vamos em primeiro lugar escolher a grandeza ângulo de rotação do gerador ligado ao barramento 1. Para isso na caixa de diálogo Activity CHAN carrega-se no botão Angle. Na caixa de diálogo CHAN Machines colocar o número do barramento onde a máquina, da qual se pretende simular o ângulo de rotação, está ligada. Neste caso seleccionar 1. Na caixa Identifier 1 escrever algo que facilmente identifique a saída p.ex. Ângulo gerador 1, e carregar em OK. Figura 32 Caixa de diálogo CHAN Machines Pág. 25

27 Em seguida repete-se o mesmo procedimento para indicar o ângulo de rotação do gerador 7, identificando-o como Ângulo gerador 7. Quando terminarmos a escolha de um determinado tipo de grandeza carregar no botão No more. Repetir os procedimentos anteriores para as grandezas seguintes: Botão Designação Bus Number Identifier 1 Pelec Potência activa 1 Potência eléctrica gerador 1 Pmech Potência mecânica 1 Potência mecânica gerador 1 Speed Velocidade 1 Velocidade gerador 1 Voltage Tensão 2 Tensão barramento 2 Voltage Tensão 41 Tensão barramento 41 Voltage Tensão 7 Tensão barramento 7 Após a indicação de todas as grandezas que se pretendem visualizar, na caixa de diálogo carrega-se em Exit. Em seguida procede-se à inicialização da simulação dinâmica. Para isso fazse: Simulation Initialize for dynamic simulation (STRT) Ou carrega-se no botão STRT, na barra de botões. Pág. 26

28 Figura 33 Aspecto da janela do PSS/E após inicialização da simulação dinâmica e caixa de diálogo Channel Output File Selector Na caixa de diálogo Channel Output File Selector escrever o nome do ficheiro output (*.out) e escolher a directoria onde se pretende gravá-lo. Em seguida carregar em Open. Na caixa de diálogo Save snapshot, carregar em Select e escolher o ficheiro snapshot (*.snp) existente ou escrever um nome para criar um novo. Carregar em Save, e finalmente em OK. Figura 34 Caixa de diálogo Save a SNAPSHOT De entre as grandezas que se indicaram na actividade CHAN para serem visualizadas, apenas poderemos ver a evolução durante a simulação de seis dessas grandezas. Neste momento devem-se escolher seis dessas grandezas. Pág. 27

29 Para isso fazer: Edit Dynamics data (ALTR) Na caixa de diálogo Activity ALTR carregar em CRT plot channels. Figura 35 Caixa de diálogo Activity ALTR Na caixa de diálogo subsequente, podem-se escolher até seis grandezas a visualizar. Para tal em cada um dos canais carregar em Select Na caixa Defined channels escolher Ângulo gerador 1. Nos campos Min e Max colocar -0,0001 e 0,0001, respectivamente. Repetir este procedimentos para as grandezas seguintes: potência activa gerador 1 potência mecânica gerador 1 velocidade gerador 1 tensão barramento 2 tensão barramento 41 No final a caixa deverá ter o aspecto seguinte: Pág. 28

30 Figura 36 Caixa de diálogo Activity ALTR com as grandezas a visualizar durante a simulação Em seguida carregar em OK, e finalmente em Exit. A partir deste ponto o PSS/E está em condições de iniciar a simulação. Para isso faz-se: Simulation Run dynamic simulation (RUN) Ou carrega-se no botão RUN, na barra de botões do PSS/E. Na caixa de diálogo Activity RUN no campo Run to escrever o tempo durante o qual se pretende executar a simulação (no nosso caso simular 100 ms). No campo Plot every colocar 1. Pág. 29

31 Figura 37 Caixa de diálogo Activity RUN Após se carregar em OK, na caixa de diálogo Activity RUN deverá aparecer um ecrã com a evolução das seis grandezas que se escolheram para visualizar. Esta simulação não é mais que o regime estacionário resultante do cálculo do trânsito de potência efectuado anteriormente. Após os 100 ms a simulação pára, devendo-se carregar em qualquer zona do ecrã para voltar ao módulo dynamics. Figura 38 Aspecto do ecrã de evolução das grandezas durante a simulação NOTA: As cores da figura foram invertidas. Pág. 30

32 Vamos proceder em seguida à simulação de um defeito e ver qual a sua implicação na estabilidade da rede que estamos a estudar. Para tal indica-se em primeiro lugar qual o tipo de defeito e o local onde este ocorre. Para isso faz-se: Disturbance Bus fault Na caixa de diálogo Apply bus fault, no campo Bus number escrever 41, para simular um defeito no barramento 41 e carregar em OK. Figura 39 Caixa de diálogo Apply Bus Fault Em seguida para simular a rede com o defeito no barramento 41 corre-se novamente a simulação fazendo: Simulation Run dynamic simulation (RUN) Ou carregando no botão RUN. Na caixa de diálogo Activity Run, no campo Run to introduzir o valor 0,15s para simular um defeito com a duração de 0,05s e carregar em Ok para dar início à simulação. Carregar em qualquer zona do ecrã quando a simulação terminar. Procede-se em seguida à eliminação do defeito. Para isso faz-se: Disturbance Clear fault Na caixa Clear fault escolher o defeito existente e carregar em OK. Pág. 31

33 Figura 40 Caixa de diálogo Clear Fault Proceder como anteriormente para simular a rede até 5 s. Para finalizar, simular um defeito no mesmo barramento, mas agora com a duração de 0,2 s, após os quais o defeito é eliminado. Simular novamente a rede sem o defeito até 8 s. Após este ponto dever-se terminar a gravação da macro fazendo: IO control Turn off echo (ECHO,OFF) Caso se pretenda correr a macro previamente gravada de modo a executar todos os comandos de uma forma automática, deve-se fazer: IO control Set dialogue input device (IDEV) Figura 41 Caixa de diálogo Activity IDEV Pág. 32

34 Na caixa de diálogo Activity IDEV, no campo Response file escrever o caminho e o nome do ficheiro *.idv que se pretende executar, ou carregar no botão Select à direita deste campo e seleccionar o ficheiro *.idv e em seguida carregar em OK. NOTA: Pode-se visualizar o conteúdo dos ficheiros *.idv, abrindo-os no Notepad, ou noutra aplicação que leia ficheiros de texto. Pág. 33

35 Anexo 1 - Exercício Exemplo Barramentos Número Un [kv] Impedância shunt [MW] (cap.) Nota: O barramento 1 é de referência. Linhas Do barramento Para o barramento R [Ω] X [Ω] 1 2 5,32 36, ,32 36, ,14 28, ,08 27,93 Pág. 34

36 Geradores Barramento Tensão a controlar [kv] Pot. activa [MW] Pot. reactiva [MVAr] 1 226, , Cargas Barramento Potência Activa [MW] Potência Reactiva [MVAr] 5 38,462 15, ,770 9,539 Transformadores Do barramento Para o barramento Rcc [%] Xcc [%] 2 5 0,167 4, ,167 4, ,167 4,917 Pág. 35

37 Anexo 2 - Exercício - Estabilidade Transitória S 1 U U2 U3 U4 U4 U4 U4 U4 U4 U4 U4 U4 U410 U5 U6 U7 S 7 Considere os mesmos dados do problema resolvido em Mathcad, excepto a linha 3-4 que é dividida em 10 troços de 10 km. 1) Resolva o trânsito de energia desta rede utilizando o PSS/E 2) Mostre os valores do ângulo do gerador 1, potência activa fornecida pelo gerador 1, potência mecânica do gerador 1, velocidade do gerador 1, tensão no barramento 2 e tensão no barramento 41, durante 0,1 seg. 3) Considere que em t = 0,1 seg houve um curto-circuito no barramento 41 que foi corrigido ao fim de 0,05 seg. Visualize os valores de 2) e conclua. 4) Após a correcção do defeito, visualize as mesmas saídas até 5 seg. e conclua. 5) Considere que voltou a acontecer outro defeito no mesmo barramento, só que agora com a duração de 0,2 seg. Após a correcção deste novo defeito como se comportou o sistema. Pág. 36

38 Barramentos Linhas Number Name BaskV Code From To Line R Line X Charging Length (pu) (pu) (pu) (km) 1 G T L L L L L L L L L L L L L L Geradores Pág. 37

39 Bus Pgen (MW) Qgen (MVAr) Mbase (MVA) ZSource (pu) , ,00001 Transformadores From To Impedance data I/O code Line X(pu) Winding (MVA) Base 1 2 Zpu Winding base 0,1 250 Pág. 38

40 Anexo 3 - Descrição detalhada de alguns comandos (activity) do PSS/E Activity ORDR The optimal ordering activity, ORDR, determines an ordering of the network buses such that sparsity is maintained as the Jacobian matrix is triangularized in activities FNSL, NSOL, FDNS, INLF, and AC Contingency Calculation, or the system admittance matrix is decomposed into its triangular factors in activities FACT and BKDY and the linearized network analysis activities DCLF, DFAX, DCCC, OTDF, TLTG, SPIL, and POLY. When invoked in line mode with no suffix specified or from the "Order Network" GUI dialog with "Assume all branches are in-service" option selected, activity ORDR ignores the service status of all branches and assumes all branches connected to type one, two, or three buses are inservice. Thus, following the ordering, simple branch status changes do not require an additional execution of activity ORDR. When invoked in line mode with the suffix OPT or from the "Order Network" GUI dialog with "Ignore out-of-service branches" option selected, activity ORDR recognizes the status of network branches and ignores out-of-service branches in determining the bus ordering. Thus, when the network has been ordered with the OPT suffix specified and a branch previously out-of-service is returned to service, activity ORDR should again be executed. The advantage in not specifying the OPT suffix is that branch status changes that do not isolate a bus do not require repeated executions of activity ORDR. However, when a large number of branches are out-of-service, the specification of the OPT suffix may result in a more efficient matrix storage, thereby decreasing both the time and memory required to perform calculations using the network matrices. Activity ORDR must be re-executed whenever any of the following takes place: 1. The addition of a bus or branch to the case. 2. A change to the type code of a bus from one or two to three or four, or vice versa. Note that this includes the execution of those PSS/E activities such as CONG, DSCN, and TREE which have the ability to modify bus type codes. 3. The removal of a bus from the case (e.g., via activities EXTR or EEQV). 4. If the OPT suffix or the "Ignore out-of-service branches" option was specified for the last execution of ORDR, the returning to service of a branch which was out-of-service at the time of the previous ordering. Pág. 39

41 5. A change of an in-service branch from treatment as a zero impedance line to a nonzero impedance line, or vice versa (see Section 4.1.4). Activities FNSL, FDNS, NSOL, INLF, AC Contingency Calculation, FACT, BKDY, and the linearized network activities automatically invoke activity ORDR if the user has not explicitly done so prior to their selection. The optimal ordering function is also performed, without being explicitly invoked, during activities EEQV, SCEQ, SEQD, ASCC, SCGR, ANSI, when network switching by dynamics models requires it, and optionally following network data changes in activity ALTR. Activity ORDR summarizes the results of the ordering by tabulating the following: 1. The number of DIAGONALS (rows) in the matrix. 2. The number of OFF-DIAGONALS corresponding to the number of nonzero superdiagonal elements in the triangularized or factorized matrix during activities FACT and TYSL, the linearized network analysis activities, the fault analysis activities, and dynamic simulations. 3. The number MAX SIZE, which represents the largest number of nonzero superdiagonal elements present in the Jacobian matrix at some stage of the triangularization during activities FNSL, NSOL, FDNS, INLF, and AC Contingency Calculation. Activity ORDR is not sensitive to any interrupt control code options. Pág. 40

42 Activity CONG The generator conversion activity, CONG, initializes the generators in the working case in preparation for dynamic simulation calculations, network solutions used in switching studies (activity TYSL), and the three sequence equivalencing activity SCEQ. It also "remembers" the conditions at each FACTS device and VSC dc line for use in their modeling in switching studies. Generator Apparent Impedance PSS/E uses the same power flow working case for power flow, fault analysis, and dynamic simulation calculations. The representation of a generator as a voltage behind an apparent impedance, as required for fault analysis and dynamic simulation, is handled by a Norton equivalent for each generator. The data characterizing the Norton equivalent for each generator consists of the machine MVA base (MBASE) and the machine impedance (ZSORCE). Values for these data items are entered as generator data via the PSS/E activities READ, TREA, RDCH, or MCRE, and they may be modified with the data changing activities CHNG or XLIS, or the data editor windows. The value specified for ZSORCE may be the generator transient impedance, subtransient impedance, or any other value of impedance that may be a meaningful characterization of the generator for the study at hand. In addition, the generator step-up transformer may be represented as part of the generator model itself or explicitly as a network branch (see Section ). Refer to Section for further details on these data parameters. Note that the value of ZSORCE must be specified on the generator MVA base (i.e., on MBASE base) and that it is a complex number (resistance and reactance). The correspondence between the commonly recognized Thevenin equivalent generator representation and the Norton equivalent used in PSS/E is summarized in Figure 4-8. Note that the Thevenin internal bus must not be included in the PSS/E power flow case. A generator is modeled throughout PSS/E by its terminal and/or high side buses only. Further, the fictitious shunt branches representing generators are automatically separated from real shunt admittance at the generator buses so that their presence does not affect power flow output reports from PSS/E. Only the shunt elements representing actual reactors and capacitors are shown under the heading "SHUNT" in PSS/E reports. ZSORCE and MBASE data need not be entered if the working case being constructed is to be used only for standard power flow solutions. When no data is entered, MBASE and ZSORCE take on default values equal to the system base MVA and j1.0 pu, respectively. The report generated by activity GEOL will not be valid for any generators for which MBASE and ZSORCE are not specified (see Section 4.59). Generator Step-Up Transformers Pág. 41

43 The user may select one of two methods of representing the generator step-up transformer for each machine. The traditional method involves representing the step-up transformer as a standard power flow transformer branch. Both the generator terminal bus and the high side bus are contained in the case along with a transformer branch between them representing the step-up transformer. The terminal bus is the type two (or three) bus and the high side bus has a type code of one. This representation is shown by Figure 4-8b. Pág. 42

44 The alternative approach is to represent the step-up transformer as part of the generator modeling. In this method, the high side bus is represented in the power flow case as a type two bus and the terminal bus is not present. The step-up transformer impedance and off-nominal ratio are represented by the generator data items XTRAN (i.e., RT + jxt) and GTAP, respectively (see Section ). XTRAN is entered on generator base (i.e., on MBASE base) and is a complex number (resistance and reactance). This representation is shown by Figure 4-8c. When XTRAN is nonzero (i.e., the generator bus is the high side bus), the generator boundary conditions (i.e., voltage setpoint, active power output, and reactive power limits) are as seen at the high side bus. Generator terminal conditions may be examined with activity GEOL (see Section 4.59). When XTRAN is zero, PSS/E assumes that the step-up transformer is represented by an ac branch and the type two bus is the terminal bus. Operation of Activity CONG Activity CONG calculates the Norton source current for all type two and three buses on the basis of the network conditions at the bus (voltage and power output) and the values specified for MBASE, ZSORCE, XTRAN, and GTAP (see Figure 4-8). In addition, the type codes of system swing buses are changed from three to two, and of var-limited generator buses from -2 to 2. The working case must be solved to an acceptable mismatch level and appropriate values of MBASE, ZSORCE, XTRAN, and GTAP must have been specified for all online generators prior to executing activity CONG. When invoked with the suffix "SQ"or when the "Use ZPOS" option is selected in the "Convert Generators" GUI dialog, the positive sequence generator impedances as specified in sequence data input (ZPOS; see Section ) are used in place of ZSORCE in determining the Norton source currents. If sequence data had not previously been read into the working case, activity CONG prints the following message and proceeds with the generator conversion using ZSORCE: SEQUENCE DATA NOT IN CASE--USING ZSORCE Activity CONG is neither reversible nor repeatable. Therefore, it is strongly recommended that the power flow case be saved prior to executing activity CONG. Further, the only network solution permitted following activity CONG is activity TYSL. Activity CONG alarms any bus with a machine for which an impedance of zero is detected during the Norton current calculation. When XTRAN is zero, the generator impedance ZSORCE or ZPOS, as appropriate, must be nonzero; when XTRAN is nonzero, the effective impedance GTAP 2 (ZG + XTRAN) Pág. 43

45 must be nonzero, where ZG is ZSORCE or ZPOS, as appropriate. If this restriction is violated, an appropriate message is printed at the conclusion of activity CONG and the working case is unchanged. Appropriate data corrections must then be made before executing activity CONG again. Activity CONG alarms any bus with a type code of two or three that does not have a generator table entry assigned to it (i.e., any type two or three bus for which no generator data record was input via activities READ, TREA, or RDCH). In this case, the bus type code is set to one, the conversion is not valid, and the "unconverted" case must be picked up and the appropriate corrections made before proceeding with CONG. (See Sections and ) Activity CONG preserves the current magnitude of the shunt element of each in-service FACTS device, and the series voltage of each in-service series FACTS device for use in activities TYSL and BKDY. Similarly, it preserves the ac active and reactive power injection at each VSC dc line converter bus for switching study and circuit breaker duty solutions. Refer to Section for details on the handling of these devices in activities TYSL and BKDY. Activity CONG is not sensitive to any interrupt control code options. Activity CONL The load conversion activity, CONL, converts the constant MVA load for a selected grouping of network loads to a specified mixture of the constant MVA, constant current, and constant admittance load characteristics (refer to Sections and 4.8.3). Operation of Activity CONL The user specifies the manner of selecting loads to be processed by entering the appropriate activity suffix when invoking activity CONL. When no suffix is specified, the user is asked to specify the buses whose loads are to be converted (see Section ). When invoked with the suffix "ALL", all loads at all buses in the working case are processed. When invoked with one of the optional suffixes "AREA", "ZONE", "OWNER", "KV", or "OPT", activity CONL commences a dialog through which the user selects the subsystem of the working case to be processed (see Section ). In this mode, or when bus selection is specified, the user specifies the subsystem to be processed, the dialog described below is entered, and the selected grouping of loads is processed. The user may then select another group of loads to be processed. When invoked with the suffix "KV", activity CONL processes all loads at each bus whose base voltage falls within the specified base voltage band. Pág. 44

46 When invoked with one of the suffixes "AREA", "ZONE", or "OWNER", each load assigned to one of the areas, zones, or owners specified is "converted" (see Section ). The area, zone, or owner assignments of buses (see Section ) are not considered in these subsystem selection modes. When multiple selection criteria are enabled under CONL,OPT, the base voltage and/or bus selection criteria, if enabled, dictate those buses whose loads are candidates for processing; otherwise, all buses are candidates for processing. The area, zone, and/or owner selection criteria, if enabled, dictate which loads at candidate buses are to be "converted"; otherwise, all loads are candidate buses are "converted". For each grouping of loads to be processed, activity CONL invites the user to specify the manner in which the existing constant MVA load is to be apportioned. This is done by specifying the percentages of the constant current and constant admittance load characteristics in response to the following instructions: ENTER % CONSTANT I, % CONSTANT G FOR ACTIVE POWER: ENTER % CONSTANT I, % CONSTANT B FOR REACTIVE POWER: Activity CONL then summarizes the mixture of load characteristics and requests verification that this is the desired load split as in the following example: LOAD TO BE REPRESENTED AS: ACTIVE REACTIVE 30.00% 0.00% CONSTANT POWER 30.00% 50.00% CONSTANT CURRENT 40.00% 50.00% CONSTANT ADMITTANCE ENTER 1 IF O.K., 0 OTHERWISE: A response of zero provides the user with the opportunity to respecify the split of load as described above. If a one is entered in response to the above instruction, the appropriate load conversion is performed. Prior to terminating, activity CONL prints the message: n OF m LOADS CONVERTED where "m" is the total number of loads and "n" is the number of loads processed during the current execution of activity CONL. If all loads have not been processed (i.e., n < m), the user is instructed to: ENTER 1 TO CONVERT REMAINING m-n LOADS: When a 1 is entered in response to the above request, the dialog described above is entered, the remaining loads are converted as specified, and the "LOADS CONVERTED" summary message is again printed. Activity CONL is not sensitive to any interrupt control code options. Application Notes The portion of the load which is represented as constant MVA load is converted as specified by activity CONL. Any of that load to be converted to Pág. 45

47 the constant current and admittance characteristics is added to the load already represented by those characteristics. It is useful to note the following points regarding the load conversions: 1. Activity CONL converts only the constant MVA load. 2. Load converted to constant current and constant admittance is added to any existing load represented by those characteristics. 3. The load is converted on the basis of the actual voltage at the network buses. Thus, activity CONL requires that the working case be solved to an acceptable mismatch level. Following completion of activity CONL, the network is still in balance. 4. The split of load among the three characteristics may be different for the active and reactive components of load. 5. The presence of constant MVA and/or constant current reactive power load may require slight deceleration in activity TYSL and dynamic simulations for optimum performance. 6. Admittance load is stored separately from the bus shunt. Pág. 46

48 Activity FACT The triangular factorization activity, FACT, decomposes the network admittance matrix ("Y" matrix) into its upper and lower triangular factors for use in the triangularized Y matrix network solution (activity TYSL) or in the network balance of dynamic simulations. This computation also takes place, without being specifically invoked, during the following activities: BKDY EEQV SEQD SCMU SCEQ ASCC SCGR STRT MSTR RUN MRUN Following network data changes in ALTR Since activity FACT performs a computation involving the admittance matrix, it follows that it must be re-executed any time this matrix changes and switching studies or dynamic simulations are to be run. Thus, in these applications, activity FACT must be rerun any time one or more of the following occurs: Change of load characteristic modeling via activities CONL or RCNL. Change of bus type code. Change of machine, branch or load status. Change of machine impedance parameters. Change of branch impedance or charging. Change of which branches are modeled as zero impedance lines. Change of transformer ratio or phase shift angle. Change of bus or line connected shunt. Change of constant admittance load. Activity FACT tabulates the number of nonzero diagonal and off-diagonal terms in each factor of the matrix. Activity FACT requires the prior execution of activity CONG (see Section 4.15), usually activity CONL (see Section 4.16), and activity ORDR (see Section 4.14). Refer also to Section Activity FACT prints an appropriate error message if generators have not been converted (i.e., activity CONG has not been executed). If activity FACT detects that a new execution of activity ORDR is required, a message is printed and activity ORDR is automatically executed prior to the factorization. Activity FACT is not sensitive to any interrupt control code options. Pág. 47

49 Activity TYSL The triangularized Y matrix network solution activity, TYSL, is designed for those situations where the internal flux linkages of generators are assumed to remain unchanged as a load or fault is switched onto the system, as a line is opened or closed, or as a load is removed. It determines the instantaneous change in network voltages as the switching operation takes place. This activity is used for balanced short circuit, motor starting, voltage dip, and initial load rejection overvoltage studies; this class of studies is termed "switching studies." Operation of Activity TYSL When invoked with the suffix "FS" (i.e., "TYSL,FS") or when the "Flat start" option is selected in the "Solution for Switching Studies" GUI dialog, all bus voltages are reset to unity at zero phase angle for a "flat start." Otherwise, the existing voltage vector in the working case is used as the initial voltage estimate. During the solution, generator buses are not treated as they are in the other PSS/E network solution activities. Rather, the type two bus voltages become "free variables" just as the voltages at type one buses, and a fixed source current is injected into the network at each generator bus (see Figure 4-8). Activity TYSL handles load boundary conditions and the "blowup" check in the same way as activity SOLV. The solution convergence monitor, the dc transmission line monitor for two-terminal and multi-terminal dc lines, and the mismatch summary are identical to those of activity SOLV. Refer to Sections and No automatic adjustments are allowed, and switched shunt devices and dc converter transformer tap settings are locked at their preswitching settings. A two-terminal or multi-terminal dc transmission line is blocked for the remainder of the current execution of activity TYSL if, on any iteration, the ac voltage at a rectifier converter station bus falls below 50% or is insufficient to make margin order. Shunt elements of FACTS devices hold their preswitching reactive currents, and series elements are held at their preswitching series voltages. For each in-service VSC dc line, the solution starts with each converter holding the active and reactive power at the time activity CONG was executed. If, on any iteration, the corresponding current exceeds the converter s IMAX, the injection is reduced using the power weighting factor fraction (PWF) just as in the conventional power flow solution activities. Each converter is treated independently, so that any reduction at one converter does not affect the injection at the other end of the VSC dc line. The dc transmission line monitor for VSC dc lines includes the dc line name, followed by the ac power injection at each converter bus. By default, activity TYSL has a convergence tolerance of on voltage change and a limit of 20 iterations. A deceleration factor, which has a Pág. 48

50 default value of unity, is applied to the voltage change at each bus. For optimum convergence characteristics, it may be advantageous to reduce the deceleration factor, especially when a large fraction of the reactive load is represented by the constant MVA and/or current characteristics. The presence of dc lines may also require some deceleration of the solution. The guideline of Section should be used in tuning this parameter. The user may modify any of these solution parameters with the data changing activity, CHNG, and the solution parameters data editor window. Activity TYSL requires that the factors of the network admittance matrix reside in the factored matrix working file (i.e., it requires the prior execution of activity FACT). Activity TYSL responds to the following interrupt control codes: AB NC DC Abandon activity TYSL following completion of the next iteration. Suppress the convergence monitor. Tabulate conditions for each dc line after each iteration. FD Tabulate the conditions for each in-service FACTS device after each iteration. Application Notes Activity TYSL is not a power flow solution; it is unable to handle the power flow style representation of generator buses (i.e., fixed power and voltage). But, for networks in which generators are represented by constant internal flux linkages (i.e., following activity CONG), activity TYSL is capable of producing very small mismatches in only a few iterations. (Note that its default convergence tolerance is an order of magnitude smaller than that of activities SOLV and MSLV!). It is much less sensitive to the values of branch impedances than the other network solution activities. The use of activity TYSL for switching study network solutions involves operations upon the factorized system admittance matrix. Thus, a typical sequencing of activities is: 1. A standard power flow is converged to an acceptable mismatch level using one or more of activities SOLV, MSLV, FNSL, NSOL, or FDNS. It is strongly recommended that the solved power flow case be saved in a Saved Case File with activity SAVE. 2. Activity CONG is executed to convert generator buses from their power flow representation to the constant Norton current source representation used in activity TYSL. Refer to Section 4.15 and Figure Activity CONL is executed to convert the load boundary conditions from the conventional constant MVA characteristic used in power flow calculations to a representation suitable for network conditions involving Pág. 49