SISTEMA INTEGRADO PARA O CONTROLE DE PCHs - COACH. Brasil

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1 SISTEMA INTEGRADO PARA O CONTROLE DE PCHs - COACH José Luiz Bozzetto BCM ENGENHARIA LTDA Flávio C. Bianchi BCM ENGENHARIA LTDA Brasil RESUMO Este trabalho descreve em linhas gerais um sistema integrado para controle, automação e integração à rede de consumo para pequenas centrais hidrelétricas - Sistema COACH - Controle Automático de Centrais Hidrelétricas, desenvolvido pela BCM, exemplificando com a descrição do modelo COACH 2M para PCHs de até 2 MW. PALAVRAS-CHAVE Usinas hidrelétricas, Automação de PCHs, Controle de usinas, PCHs

2 1. INTRODUÇÃO A automação nas Usinas de geração elétrica é atualmente um elemento essencial para o seu desempenho, funcionamento adequado e viabilização econômica. Permite a otimização dos processos, o incremento na produtividade e lucratividade, redução dos custos operacionais e o aumento considerável da segurança e disponibilidade destas usinas. Porém, até recentemente, a automação mais completa de usinas de pequeno e até mesmo de médio porte apresentava custos incompatíveis com os valores destes empreendimentos. Uma opção até então era adotar soluções intermediárias com baixos graus de integração ou, por outro lado, suportar os custos elevados quando possível. Para sanar esta lacuna, a BCM desenvolveu o projeto COACH - focado no conceito do sistema integrado para a automação de PCHs. Esta integração permite sofisticadas automações com custos mais otimizados, viabilizando um alto grau de automação em usinas de pequeno e médio porte. Figura 1: Vista geral de um conjunto turbina-gerador de 9MW 2

3 2. SISTEMA DE AUTOMAÇÃO DE UMA USINA Os objetivos básicos do sistema integrado de automação de usinas COACH são: Aumento da performance das usinas pela otimização dos processos Viabilização de operações totalmente desassistidas Redução dos custos relativos para a automação das funcionalidades Aumento da segurança de operação e manutenção Aumento da disponibilidade operacional da usina pela agilidade na prevenção e manutenção dos sistemas Integração dos sistemas de controle a centros de operação do sistema elétrico Figura 1: Arquitetura básica, mostrando os diversos elementos da PCH 3

4 3. PROJETO COACH PARA AUTOMAÇÃO DE USINAS Consideramos o sistema de automação de uma usina como composto por três subsistemas básicos: o subsistema de proteção, o subsistema de regulação e o subsistema de automação de funcionalidades. Figura 3: Diagrama geral de estados da usina O sistema integrado de automação COACH integra num projeto único estes três subsistemas, otimizando o uso das informações de campo e coordenando as ações executadas pelos módulos, fazendo-os agir de forma conjunta e ordenada. Figura 4: Diagrama dos grandes processos da usina, mostrando a inter-relação destes com os módulos componentes do Sistema de automação. 4

5 Para PCHs de até 2 MW por gerador, estes três módulos são integrados numa plataforma única de hardware e software, o que reduz ainda mais os custos da automação. Para usinas maiores (PCHs acima de 2 MW por gerador e UHEs), podem fazer parte do sistema COACH subsistemas de regulação e proteção de outros fabricantes que são totalmente integrados utilizando-se os módulos de interconexão de software e hardware já disponíveis e implementados. Desta forma é obtida a arquitetura mais otimizada e eficiente na relação custo-benefício para cada caso, sendo viabilizada desde a automação de pequenas usinas hidrelétricas até a automação de usinas de maior porte, envolvendo sofisticadas e complexas arquiteturas de redundância para os casos em que estas sejam convenientes. 3.1 MÓDULOS OU SUBSISTEMAS DO COACH Subsistema ou módulo de regulação do conjunto turbina/gerador É constituído pelo regulador de velocidade (RAV), regulador de tensão (RAT) e pelo módulo de sincronismo (SINC). Estes são responsáveis pela operação do conjunto turbinagerador, de acordo com os critérios projetados, incluindo a sua sincronização à rede elétrica existente. Isto é feito através da regulação da velocidade da turbina-gerador e pela excitação de campo do gerador de modo a fornecer tensão e potência constante em sua saída e reagindo às alterações de demandas, cargas e transitórios de acordo com o esquema de conexão à rede consumidor mantendo as características de tensão e velocidade do conjunto turbina-gerador (CTG) dentro dos valores adequados para cada fase ou estado do sistema e pela sincronização destes à rede elétrica. Este subsistema de controle leva em conta para as suas ações, os estados em que o CTG se encontra, tais como: repouso, partida, sincronização, condições de regime e procedimentos para Figura 5: Vista em detalhe da turbina de um gerador de PCH situações contingenciais. Para este controle são empregados algoritmos de regulação elaborados de modo a otimizar os tempos de respostas e minimizar os erros. A parametrização e adequação para cada tipo de CTG são facilmente implementadas através de interfaces amigáveis que empregam plataformas computacionais de uso padronizado. 5

6 Regulador de velocidade RAV Figura 6: Tela no IHM mostrando comandos e sinalizações relativas ao regulador de velocidade (RAV) Conforme a condição de operação, o regulador de velocidade tem dois objetivos distintos: - Manutenção da freqüência em valores programados quando em operação isolada, não conectada a rede - Fornecimento de um nível de potência pré-determinado quando operando interligada a esta rede elétrica Na operação isolada, também chamada de barra morta, o gerador não está em paralelo com outras usinas de maior porte que mantenham a freqüência estável. Neste caso, alterações na velocidade de rotação da turbina afetam diretamente a freqüência do sinal gerado. O RAV do COACH deve controlar a velocidade da turbina, através do suprimento de água, de forma a obter a freqüência desejada na geração. Este estado é o que ocorre quando o conjunto turbina-gerador (CTG) está aumentando a sua velocidade para atingir a freqüência necessária para o sincronismo com a rede elétrica. Após a usina ser conectada a rede elétrica, pelo porte desta (considerando ser uma PCH), a freqüência de geração é mantida estabilizada pela freqüência do sistema ao qual está interligada. Nesta modalidade de conexão, alterações na vazão de água fornecida à turbina não alteram mais a freqüência da tensão, apenas alteram a potência gerada. O nível de potência gerado pode ser parametrizado diretamente no IHM ou ser resultante de uma lógica de automatismo específica para controle automático de geração (CAG). Esta lógica ajusta a potência de geração em função do nível de água disponível, data-hora, etc.. O controle da velocidade da turbina e da potência gerada é feito pela variação do fluxo de água nas pás da turbina. E este fluxo é controlado pela abertura do distribuidor, por sua vez pilotada pelo módulo eletrônico de regulação de velocidade (RAV). 6

7 Regulador de tensão - RAT Figura 7: Tela no IHM mostrando as medidas online obtidas e disponibilizadas pelo regulador de tensão A função do sistema de excitação é estabelecer a tensão interna do gerador síncrono. Em conseqüência, o sistema de excitação é responsável não somente pela tensão de saída da máquina, mas também pelo fator de potência. O Regulador de Tensão controla a saída da excitatriz tal que a tensão gerada e a potência reativa variem da maneira desejada. O sistema ajusta a tensão de saída do gerador através da atuação na ponte retificadora controlada que regula a corrente de campo do gerador. O COACH utiliza uma malha de controle para determinar o nível ideal de atuação a cada momento. O sistema permite a parametrização do nível de tensão desejado, e a atuação do regulador de tensão visa obter esta tensão na saída do gerador. Ao partir o gerador, o sistema está isolado, ou seja, não está conectado a nenhum outro sistema de geração. Esta situação é definida como sistema isolado, ou barra morta. O regulador de tensão só começa a atuar após a turbina atingir velocidade de rotação correspondente a 80% da velocidade nominal. Quando o gerador está operando em barra morta, a atuação no retificador altera o nível de tensão gerado, que será controlado para atingir o mesmo nível existente na linha a qual o sistema será acoplado. Após este atingido, e com a freqüência estabilizada em 60 Hz, através da atuação do regulador de velocidade, o sistema está pronto para ser conectado à linha. Passa assim, de sistema isolado para sistema interligado, ou operando em "barra viva". Quando nesta situação, a atuação do regulador de tensão visa o fornecimento da potência reativa desejada. 7

8 Módulo de Sincronismo O comando de sincronismo tem o objetivo de efetuar a conexão do gerador à linha viva. Para tanto, é necessário obter, na saída do gerador, a mesma tensão e freqüência da linha viva, para que possa ser executado o sincronismo (ou inserção de carga). A tensão da linha viva é medida, e utilizada como referência para o controlador de tensão. Quando são atingidas e estabilizadas estas condições, é efetuado o comando de sincronismo, atuando em um disjuntor que conectará o gerador à linha Subsistema ou módulo de proteção Este módulo compreende as funções de proteção integradas às funcionalidades do outros módulos e os relés de proteção, sendo responsável pela manutenção da operação da usina em níveis seguros e adequados. Figura 9: Tela no IHM com uma lista de alarmes gerados pelo módulo de proteção O objetivo básico é evitar danos aos equipamentos, causados por situações anômalas à operação normal. Envolve uma série de proteções, entre outras: - Limitador de Excitação Mínima - Impede a queda da excitação do gerador abaixo do nível que resultaria na perda de sincronismo com o sistema. - Limitador de máxima excitação - Funciona de modo a proteger o enrolamento de campo do gerador de sobretemperatura provocada pela superexcitação prolongada. - Limitador da relação Volts/Hertz (V/Hz) - Calcula a razão da tensão terminal do gerador com a freqüência e sinaliza a condição do limite configurado excedido. - Limitador de potência - Monitora a potência ativa direta, a potência ativa inversa e a potência aparente, conforme a curva de capabilidade do gerador. - Limitador de corrente - Monitora a corrente do estator. Sinaliza a condição do limite configurado excedido através de um flag para a UTR. Não atua diretamente sobre o controle. (Ansi 50/51) - Sobrevelocidade da turbina Monitora a velocidade mecânica do eixo do gerador, fechando a água em caso de ultrapassagem de um limite configurável. 8

9 - Limitador de corrente de campo - Monitora a corrente do campo (rotor). Sinaliza a condição do limite configurado excedido através de um flag para a UTR. Não atua diretamente sobre o controle. - Sobretemperatura nos mancais Monitora a temperatura dos mancais do gerador, informando esse valor em tempo real ao IHM. Caso um limite configurável seja ultrapassado, um alarme é gerado. Caso um segundo limite seja ultrapassado, o módulo de proteção providencia o desligamento do gerador Subsistema ou módulo de automação das funcionalidades (SAFE) É composto pelas UACS que contém os equipamentos de controle programáveis, pelas Interfaces com os diferentes transdutores e atuadores, pelos IHM (interface humanomaquina), interface com o COS - centro de operação do sistema elétrico e pelo SULOC - supervisor local. Este subsistema é responsável pelos seqüenciamentos e intertravamentos operacionais de toda a usina e seus sistemas auxiliares, envolvendo todas as lógicas de partida, parada, sincronismo, regime, contingências e outras. Figura 10: Tela no IHM mostrando as condições de partida e o status Ok/não Ok, conforme sensoriamento do módulo SAFE Normalmente este sistema engloba também a automação da subestação da usina e sua integração aos centros de controle. Com uma amplitude de requisitos bastante ampla tem a sua definição muito dependente dos objetivos e projeto da usina. 9

10 Figura 11: Detalhe do bastidor com módulos de E/S e IHM local Figura 12: Tela no IHM mostrando as medidas hidráulicas online conforme sensoriamento do módulo SAFE Os seus objetivos básicos são: Garantir um seqüenciamento adequado nas partidas e paradas Monitorar as condições da usina Garantir o funcionamento e disponibilidade das utilidades Manter centros de operação informados acerca das condições da usina Auxiliar nas situações de contingência Permitir uma interface adequada entre os processos e os operadores da usina Permitir a comunicação entre a usina e os centros de controle Automatizar a subestação da usina Figura 13: Vista em detalhe da montagem interna do armário de uma UAC típica 10

11 Para termos uma visão de conjunto do sistema que irá manter a usina operando com a mínima ou nenhuma intervenção de operadores, temos que ter em mente o conjunto destes três subsistemas. Eles são intimamente interligados e interdependentes tanto do ponto de vista conceitual e de lógica quanto do ponto de vista operacional e físico. 11

12 4. CONCLUSÃO A integração dos sistemas de controle e automação propiciou uma série de vantagens, listadas sucintamente abaixo: Menores custos Integração das informações Funcionamento mais confiável da usina Ampla gama de arquiteturas Redundância a custo reduzido Integração com centros de operação - COS Facilidade maior na manutenção Expansibilidade das funcionalidades facilitada Facilidade na compatibilização IEC Redução substancial nos tempos de implementação 5. BIBLIOGRAFIA [1] BCM AUTOMAÇÃO (2007) - Projeto Coach Especificação do produto ; [2] BCM AUTOMAÇÃO (2007) - UTR BCM2085B Manual de instalação e características técnicas ; [3] BCM AUTOMAÇÃO (2007) - A Linguagem Descritiva BCM Manual ; [4] IEEE (1998) - Norma IEEE Recommended Practice for Preparation of Equipment Specifications for Speed Governing ; [5] C.DRAGU,C. e SELS,T. E BELMANS,R. (2004) Small Hydro Power State of Art and Applications, ESAT-ELEN Energy Institute, Bélgica. 12