Definição de Valor Inicial de Variáveis (DEFVAL)

Dentro de um CDU, o código DEFVAL permite ao usuário declarar uma variável e especificar seu valor numérico inicial. Diferentemente dos parâmetros, as variáveis não são declaradas no Anatem utilizando “#”.

Este registro é utilizado quando se necessita fornecer um valor inicial para uma determinada variável de CDU. Quando esta variável for saída de algum bloco este valor poderá se alterar durante a simulação. Se a variável não for saída de nenhum bloco (como no caso de limites fixos de blocos) o valor será mantido durante toda a simulação. O comando DEFVAL permite inicializar qualquer variável com um valor numérico (se subtipo for deixado em branco) ou com o valor de um sinal que pode ser definido no próprio controlador ou ser proveniente de um local remoto, como por exemplo outro controlador, elemento da rede elétrica, etc., através do código DLOC. Os dados de definição de valores de variáveis podem ser fornecidos em qualquer local dentro do conjunto de dados dos blocos do CDU.

Atenção

Qualquer parâmetro a ser utilizado no campo Vdef de registros de DEFVAL deve ser primeiramente definido através de um registro de DEFPAR.

Para a declaração de uma variável, é necessário o preenchimento dos seguintes campos:

(EFVAL

Palavra DEFVAL

stip

Subtipo do dado de definição de valor de variável (consultar os Subtipos Disponíveis), deixado em branco, preenchido com o nome de parâmetro, com VAR no caso de uma variável do próprio CDU ou com CDU no caso de uma variável de qualquer CDU.

vdef

Identificação alfanumérica da variável à qual será atribuído um valor inicial.

d1

O parâmetro d1 pode ter os seguintes significados de acordo com o campo stip:

  1. Em branco: o campo d1 deve ser preenchido com o valor numérico ou nome do parâmetro com cujo valor será dado DEFVAL.

  2. Preenchido com VAR: o campo d1 deve ser preenchido com o nome da variável com cujo valor será dado DEFVAL. Esta variável deve pertencer ao mesmo CDU da variável identificada no campo Vdef.

  3. Preenchido com um dos demais subtipos: número de identificação da localização remota de sinal com cujo valor será dado DEFVAL ou nome do parâmetro contendo esta informação. Se for deixado em branco, será importado o valor da variável da máquina, compensador estático, compensador série controlado ou conversor onde o CDU está conectado (consulte as particularidades para cada um dos Subtipos Disponíveis).

o

Declaração para exclusão da variável no relatório P2D2 NULL.

d2

Valor default assumido pela variável na ausência da localização remota informada no campo d1. Este campo não deve ser preenchido quando da utilização do subtipo VAR ou subtipo em branco.

Dica

Insira régua para auxiliar ao preenchimento dos campos do código DEFVAL com o comando “ctrl + *”, após digitar o Texto “*DEFVAL”.

Subtipos Disponíveis

Os subtipos de DEFVAL, que definem a característica do sinal a ser utilizado para definição de valor, podem ser:

SINARQ

Sinal externo a ser importado de arquivo associado na Unidade Lógica #11.

PBSIS

Potência base do sistema CA, em MVA (igual à constante BASE do Anarede)

TEMPO

Tempo atual da simulação, em segundos

DT

Passo de simulação informado no código DSIM

Atenção

O campo d1 deve ser preenchido com o número da localização remota do sinal (código DLOC), com valor numérico ou nome de um parâmetro quando utilizado o subtipo SINARQ, e deixado em branco quando utilizados os subtipos PBSIS, TEMPO ou DT.

Barras CA

Essas variáveis são referentes a locais remotos do tipo BARRAC:

ANGL

Ângulo da tensão da barra, em radianos.

FREQ

Frequência da barra, em pu.

VOLT

Módulo da tensão da barra, em pu.

VOLTR

Componente real da tensão da barra, em pu.

VOLTI

Componente imaginária da tensão da barra, em pu.

SCC

Potência de curto-circuito trifásica da barra, em MVA.

STBUS

Estado operativo de barra CA, podendo assumir os seguintes estados possíveis:

0 - barra desligada;

1 - barra ligada em operação normal;

2 - barra em curto-circuito por meio do evento APCB, APCC, ou MDSH.

Atenção

Para todos os subtipos, no caso de reguladores de máquina síncrona, de máquina de indução convencional, de máquina de indução com dupla alimentação, de gerador eólico com máquina síncrona, de compensador estático, de conversor CA-CC ou de carga dinâmica, caso o campo d1 esteja em branco, a localização do sinal será considerada a barra CA terminal do respectivo equipamento ao qual o CDU estiver associado.

Cargas Estáticas e Dinâmicas

Essas variáveis são referentes a locais remotos do tipo BARRAC (carga estática):

PCAR

Potência ativa total consumida pela carga na barra, em pu. Corresponde ao somatório da carga estática mais cargas dinâmicas.

QCAR

Potência reativa total absorvida pela carga na barra, em pu. Positiva para carga indutiva e negativa para carga capacitiva. Corresponde ao somatório da carga estática mais cargas dinâmicas.

Atenção

Para todos os subtipos, no caso de reguladores de máquina síncrona, de máquina de indução convencional, de máquina de indução com dupla alimentação, de gerador eólico com máquina síncrona, de compensador estático, de conversor CA-CC ou de carga dinâmica, caso o campo d1 esteja em branco, a localização do sinal será considerada a barra CA terminal do respectivo equipamento ao qual o CDU estiver associado.

Essas variáveis são referentes a locais remotos do tipo LDIN (carga dinâmica):

PLDIN

Potência ativa consumida pelo grupo de carga dinâmica na barra, em pu.

QLDIN

Potência reativa absorvida pelo grupo de carga dinâmica na barra, em pu. Positiva para carga indutiva e negativa para carga capacitiva.

IADIN

Componente ativa da corrente drenada da barra pelo grupo de carga dinâmica, em pu.

IRDIN

Componente reativa da corrente drenada da barra pelo grupo de carga dinâmica, em pu. Positiva para carga indutiva e negativa para carga capacitiva.

GLDIN

Condutância correspondente à parcela ativa consumida pela carga dinâmica na barra, em pu.

BLDIN

Susceptância correspondente à parcela reativa absorvida pela carga dinâmica na barra, em pu. Positiva para carga capacitiva e negativa para carga indutiva.

Atenção

Para todos os subtipos, no caso de modelos de carga dinâmica, caso o campo d1 esteja em branco, a localização do sinal será considerada o grupo de carga dinâmica ao qual o CDU estiver associado.

Bancos Shunt Equivalentes e Individualizados

Essas variáveis são referentes a locais remotos do tipo BARRAC (shunt equivalente):

QSHT

Potência reativa injetada pelo shunt na barra, em pu. Positiva para capacitor e negativa para indutor.

Atenção

Para todos os subtipos, no caso de reguladores de máquina síncrona, de máquina de indução convencional, de máquina de indução com dupla alimentação, de gerador eólico com máquina síncrona, de compensador estático, de conversor CA-CC ou de carga dinâmica, caso o campo d1 esteja em branco, a localização do sinal será considerada a barra CA terminal do respectivo equipamento ao qual o CDU estiver associado.

Essas variáveis são referentes a locais remotos do tipo BSH (shunt individualizado):

QBSH

Potência reativa injetada pelo grupo de banco shunt individualizado, em pu. Positiva para capacitor e negativa para indutor.

NUBSH

Número de unidades em operação do grupo de banco shunt individualizado de barra ou de linha.

STBSH

Número de unidades em operação do grupo de banco shunt individualizado de barra ou de linha.

Circuitos CA

Essas variáveis são referentes a locais remotos do tipo CIRCAC:

FLXA

Fluxo de potência ativa do circuito, em pu.

FLXR

Fluxo de potência reativa do circuito, em pu.

ILIN

Módulo da corrente do circuito, em pu.

ILINR

Componente real da corrente do circuito, em pu.

ILINI

Componente imaginária da corrente do circuito, em pu.

RTRF

Valor da resistência do transformador não OLTC, em pu.

XTRF

Valor da reatância do transformador não OLTC, em pu.

RCIR

Valor da resistência do circuito (incluindo transformadores), em pu.

XCIR

Valor da reatância do circuito (incluindo transformadores), em pu.

RESI

Resistência aparente medida de uma extremidade do circuito CA, em pu.

REAT

Reatância aparente medida de uma extremidade do circuito CA, em pu.

STCIRC

Estado de operação de um circuito: 0 para circuito desligado e 1 para circuito ligado. Um circuito é considerado ligado apenas quando ambas as extremidades estão ligadas.

STLIND

Estado de operação de extremidade DE de circuito: 0 para extremidade desligada e 1 para extremidade ligada.

STLINP

Estado de operação de extremidade PARA de circuito: 0 para extremidade desligada e 1 para extremidade ligada.

Transformador OLTC

Essas variáveis são referentes a locais remotos do tipo OLTC:

TAP

Valor do tap atual do transformador no lado primário (barra DE do circuito definida no Anarede), em pu.

TAPMIN

Valor do tap mínimo do transformador, em pu.

TAPMAX

Valor do tap máximo do transformador, em pu.

DTAP

Valor da variação incremental do tap, em pu.

VBUS

Tensão especificada para a barra controlada (fornecida no Anarede), em pu.

VLTC

Tensão na barra controlada, em pu.

SLTC

Indica sentido de atuação do tap de acordo com a variação da tensão da barra controlada (possui valores 1.0 ou -1.0).

RTRF

Valor da nova resistência do transformador, em pu.

XTRF

Valor da nova reatância do transformador, em pu.

PHSTRF

Valor do novo ângulo de defasamento do transformador, em radianos.

Nota

Os sinais TAP, TAPMIN, TAPMAX, DTAP, VBUS, VLTC e SLTC são influenciados pelos campos Tmn (Tap mínimo), Tmx (Tap máximo), Nst (Número de intervalos de Tap) e Kbs (Barra Controlada) presentes nos dados do código DLTC correspondentes ao transformador ao qual estes sinais estiverem relacionados.

Atenção

Para os subtipos TAP, TAPMIN, TAPMAX, DTAP, VBUS, VLTC, SLTC, RTRF, XTRF e PHSTRF, no caso de reguladores de OLTC, caso o campo d1 esteja em branco, a localização do sinal será considerada o OLTC ao qual o CDU estiver associado.

Máquinas de Indução

Essas variáveis são referentes a locais remotos do tipo MIND:

WRMOT

Velocidade angular do rotor da máquina de indução convencional, em pu.

SLIP

Escorregamento do rotor da máquina de indução convencional em relação à frequência nominal do sistema, em pu (\(slip = 1 - \omega_r\) pu). Ele é positivo para velocidade subsíncrona e negativo para velocidade supersíncrona.

TMOT

Torque mecânico da máquina de indução convencional, em pu. Ele é positivo para carga mecânica e negativo no caso de turbina acoplada ao eixo, por exemplo, no caso de geração eólica.

PMOT

Potência elétrica ativa terminal consumida pela máquina de indução, em pu.

QMOT

Potência elétrica reativa terminal consumida pela máquina de indução, em pu.

PBMOT

Potência base para uma unidade da máquina de indução convencional, em MVA.

Nota

Os sinais PMOT, :term`QMOT`, :term`TMOT`e :term`SLIP` adotam convenção de carga/motor, isto é:

  • PMOT e QMOT são positivos para potência entrando no estator;

  • TMOT é positivo para carga mecânica;

  • SLIP é positivo para \(\omega_r < \omega_s\).

Atenção

Para oa subtipos WRMOT, SLIP, TMOT, PMOT, QMOT e PBMOT, no caso de modelo de torque mecânico de máquina de indução convencional, caso o campo d1 esteja em branco, a localização do sinal será considerada o grupo de máquina de indução convencional ao qual o CDU estiver associado.

Máquinas Síncronas

Essas variáveis são referentes a locais remotos do tipo MAQ (DLOC):

DELT

Ângulo absoluto do eixo q da máquina síncrona, em radianos.

VTR

Sinal de entrada de regulador de tensão, em pu.

EFD

Tensão de campo da máquina síncrona, em pu.

EQ

Tensão proporcional à corrente de campo da máquina síncrona (Xad Ifd), em pu.

IFD

Corrente de campo da máquina síncrona, em pu.

IMQS

Módulo da corrente da armadura da máquina síncrona, em pu.

ID

Corrente da armadura da máquina síncrona projetada no eixo d, em pu.

IQ

Corrente da armadura da máquina síncrona projetada no eixo q, em pu.

VD

Tensão terminal da máquina síncrona projetada no eixo d, em pu.

VQ

Tensão terminal da máquina síncrona projetada no eixo q, em pu.

PELE

Potência elétrica ativa do entreferro da máquina síncrona, em pu na base da máquina. Esta potência gerada não considera as perdas resistivas do estator da máquina.

PTERM

Potência elétrica ativa terminal da máquina síncrona, em pu na base da máquina. Esta potência gerada considera as perdas resistivas do estator da máquina.

PMEC

Potência mecânica da máquina síncrona, em pu na base da máquina.

QELE

Potência elétrica reativa gerada pela máquina síncrona, em pu na base da máquina.

VSAD

Sinal estabilizador aplicado no regulador de tensão da máquina síncrona, em pu.

VCAG

Sinal do CAG aplicado no regulador de velocidade da máquina síncrona, em pu.

VCCT

Sinal do Controle Coordenado de Tensão aplicado no regulador de tensão da máquina síncrona, em pu.

WMAQ

Velocidade angular da máquina síncrona, em pu.

DWMAQ

Desvio de velocidade angular da máquina em relação à velocidade síncrona, em pu.

PBGER

Potência base para uma unidade da máquina síncrona, em MVA.

NUGER

Número de unidades de máquina síncrona em operação no grupo.

STGER

Número de unidades de máquina síncrona em operação no grupo.

Nota

O sinal VTR é influenciado pelos campos Xvd (Reatância de Compensação) e Nbc (Número da barra controlada) presentes nos dados do código de execução DMAQ correspondentes ao grupo gerador ao qual o sinal VTR estiver relacionado.

Atenção

Para os subtipos PELE, PTERM, QELE, PMEC, VTR, EFD, IMQS, ID, IQ, VD, VQ, EQ, IFD, WMAQ, DWMAQ, DELT, VSAD, VCAG, VCCT, PBGER e NUGER, no caso de reguladores de máquina síncrona, caso o campo d1 esteja em branco a localização do sinal será considerada o grupo de máquina ao qual o CDU estiver associado.

Geradores Eólicos de Indução com Dupla Alimentação

SLDFM

Escorregamento da máquina de indução com dupla alimentação em relação à frequência nominal, em pu (\(slip = 1 - \omega_r pu\)). Ele é positivo para velocidade subsíncrona e negativo para velocidade supersíncrona.

WRDFM

Velocidade angular do rotor da máquina de indução com dupla alimentação, em pu.

WRFDFM

Valor em pu da referência para controle de velocidade da máquina de indução com dupla alimentação.

TMDFM

Torque mecânico da máquina de indução com dupla alimentação, em pu. Ele é positivo para carga mecânica e negativo no caso de turbina acoplada ao eixo, por exemplo, no caso de geração eólica.

PMDFM

Potência mecânica da carga no eixo da máquina de indução com dupla alimentação, em pu na base da máquina. Ele é positivo para carga mecânica e negativo no caso de turbina acoplada ao eixo, por exemplo, no caso de geração eólica.

PDFM

Potência ativa total entrando no equipamento, em pu na base da máquina.

QDFM

Potência reativa total entrando no equipamento, em pu na base da máquina.

PUNDFM

Potência ativa por unidade geradora entrando no equipamento, em pu na base da máquina.

PSDFM

Potência ativa entrando no estator na máquina de indução com dupla alimentação, em pu na base da máquina.

QSDFM

Potência reativa entrando no estator na máquina de indução com dupla alimentação, em pu na base da máquina.

PRDFM

Potência ativa entrando no rotor na máquina de indução com dupla alimentação, em pu na base da máquina.

QRDFM

Potência reativa entrando no rotor na máquina de indução com dupla alimentação, em pu na base da máquina.

PCDFM

Potência ativa entrando no conversor VSI ligado ao estator da máquina de indução com dupla alimentação, em pu na base da máquina.

QCDFM

Potência reativa entrando no conversor VSI ligado ao estator da máquina de indução com dupla alimentação, em pu na base da máquina.

TETADF

Ângulo de referência dos eixos para variáveis de controle de conversor VSI, em radianos.

VRRDFM

Componente real da tensão CA do conversor VSI ligado ao rotor da máquina de indução com dupla alimentação, em pu.

VRIDFM

Componente imaginária da tensão CA do conversor VSI ligado ao rotor da máquina de indução com dupla alimentação, em pu.

VCRDFM

Componente real da tensão CA do conversor VSI ligado ao estator da máquina de indução com dupla alimentação, em pu.

VCIDFM

Componente imaginária da tensão CA do conversor VSI ligado ao estator da máquina de indução com dupla alimentação, em pu.

VDFM

Módulo da tensão terminal da maquina de indução (pode incluir compensação com XVD - similar a VTR na máquina síncrona), em pu.

IDFM

Módulo da corrente CA total entrando no equipamento pelo lado do estator (corrente no estator + corrente no conversor ligado ao estator), em pu na base da máquina.

ISDFM

Módulo da corrente no estator da máquina de indução com dupla alimentação, em pu na base da máquina.

IRDFM

Módulo da corrente no rotor da máquina de indução com dupla alimentação, em pu na base da máquina.

IRRDFM

Componente real da corrente CA entrando no rotor da máquina de indução com dupla alimentação, em pu.

IRIDFM

Componente imaginária da corrente CA entrando no rotor da máquina de indução com dupla alimentação, em pu.

ICDFM

Módulo da corrente CA no conversor ligado ao estator da máquina de indução com dupla alimentação, em pu na base da máquina.

ICRDFM

Componente real da corrente CA entrando no conversor VSI ligado ao estator da máquina de indução com dupla alimentação, em pu.

ICIDFM

Componente imaginária da corrente CA entrando no conversor VSI ligado ao estator da máquina de indução com dupla alimentação, em pu.

XTRDFM

Reatância do transformador do conversor ligado ao estator da máquina de indução com dupla alimentação (valor para uma unidade do equipamento), em pu na base do sistema.

PBDFM

Potência base de 1 unidade da máquina de indução com dupla alimentação, em MW.

Nota

Os sinais PDFM, QDFM, PUNDFM, PSDFM, QSDFM, PCDFM, QCDFM, PRDFM, QRDFM, PMDFM, TMDFM, IRRDFM, IRIDFM e SLDFM adotam convenção de carga/motor, isto é:

  • PDFM, QDFM e PUNDFM são positivos para potência entrando no equipamento;

  • PSDFM, QSDFM, PRDFM e QRDFM são positivos para potência entrando no respectivo enrolamento;

  • PCDFM e QCDFM são positivos para potência entrando no conversor ligado ao estator;

  • IRRDFM e IRIDFM são positivos para corrente entrando no enrolamento do rotor;

  • PMDFM e TMDFM são positivos para carga mecânica;

  • SLDFM é positivo para \(\omega_r < \omega_s\).

Atenção

O campo d1 deve ser deixado em branco. A localização do sinal será considerada o grupo de gerador eólico com máquina de indução com dupla alimentação ao qual o CDU estiver associado. Na versão atual do Anatem, só é possível utilizar estes subtipos em CDU de gerador eólico com máquina de indução com dupla alimentação.

Geradores Eólicos Síncronos

WGSE

Velocidade angular do rotor da máquina síncrona de gerador eólico, em pu.

WRFGSE

Valor em pu da referência para controle de velocidade da máquina síncrona de gerador eólico.

TMGSE

Torque mecânico da máquina síncrona de gerador eólico, em pu na base da máquina.

PMGSE

Potência mecânica da máquina síncrona de gerador eólico, em pu na base da máquina.

VTRGSE

Tensão terminal da máquina síncrona de gerador eólico, em pu.

EFDGSE

Tensão do campo da máquina síncrona de gerador eólico, em pu.

DLTGSE

Ângulo do eixo q da máquina síncrona de gerador eólico, em radianos.

PE1GSE

Potência elétrica ativa terminal saindo da máquina síncrona de gerador eólico, em pu na base da máquina.

QE1GSE

Potência elétrica reativa terminal saindo da máquina síncrona de gerador eólico, em pu na base da máquina.

PE2GSE

Potência elétrica ativa injetada no sistema CA pelo inversor do gerador eólico com máquina síncrona, em pu na base do transformador do inversor.

QE2GSE

Potência elétrica reativa injetada no sistema CA pelo inversor do gerador eólico com máquina síncrona, em pu na base do transformador do inversor.

IC1GSE

Corrente CC saindo do retificador do gerador eólico com máquina síncrona, em pu.

IC2GSE

Corrente CC entrando no inversor do gerador eólico com máquina síncrona, em pu.

VC1GSE

Tensão CC no lado do retificador do gerador eólico com máquina síncrona, em pu.

VC2GSE

Tensão CC no lado do inversor do gerador eólico com máquina síncrona, em pu.

FM1GSE

Fator de modulação do “chopper” (adimensional) do gerador eólico com máquina síncrona.

FM2GSE

Fator de modulação do inversor VSI (adimensional) do gerador eólico com máquina síncrona.

PH2GSE

Ângulo de fase da tensão CA do inversor VSI do gerador eólico com máquina síncrona, em radianos.

IRGSE

Componente real da corrente CA injetada no sistema pelo inversor VSI do gerador eólico com máquina síncrona, em pu na base do transformador do inversor.

IIGSE

Componente real da corrente CA injetada no sistema pelo inversor VSI do gerador eólico com máquina síncrona, em pu na base do transformador do inversor.

SBMGSE

Potência base de 1 unidade da máquina da máquina síncrona de gerador eólico, em MW.

XT2GSE

Reatância do transformador do inversor VSI do gerador eólico com máquina síncrona, em pu na base do transformador.

TP2GSE

Tap (no lado secundário) do transformador do inversor VSI do gerador eólico com máquina síncrona, em pu.

SB2GSE

Potência base do transformador do inversor VSI do gerador eólico com máquina síncrona, em MVA.

KC2GSE

Fator de ganho para tensão CA interna do inversor VSI do gerador eólico com máquina síncrona,

\(K_c = \frac{V_{base_{CC}} \sqrt{6}}{4 a_2 V_{base_{CA_{sec}}}}\).

sendo \(a_2\), em pu, é o tap do transformador do inversor no lado secundário.

FNGSE

Frequência nominal da máquina da máquina síncrona de gerador eólico, em Hz.

GGSE

Valor da condutância em paralelo com o capacitor CC do inversor VSI do gerador eólico com máquina síncrona, para dissipação de energia em caso de curto-circuito no lado CA próximo ao equipamento, em pu.

Nota

Os sinais PMGSE, TMGSE, PE1GSE, QE1GSE, PE2GSE, QE2GSE, IRGSE, IIGSE, IC1GSE, IC2GSE adotam convenção de gerador, isto é:

  • PMGSE e TMGSE são positivos para potência mecânica fornecida pela turbina;

  • PE1GSE e QE1GSE são positivos para potência saindo do estator da máquina síncrona;

  • PE2GSE e QE2GSE são positivos para potência saindo do equipamento para a rede CA;

  • IRGSE e IIGSE são positivos para corrente saindo do equipamento e entrando na rede CA;

  • IC1GSE é positivo para corrente saindo do retificador;

  • IC2GSE é positivo para corrente entrando no inversor.

Atenção

O campo d1 deve ser deixado em branco. A localização do sinal será considerada o grupo de gerador eólico com máquina de síncrona ao qual o CDU estiver associado. Na versão atual do Anatem, só é possível utilizar estes subtipos em CDU de gerador eólico com máquina de síncrona.

Fontes Shunt Controladas

VIRFNT

Componente real da fonte de tensão interna do modelo de grupo de geração representado por fonte de tensão shunt controlada (\(V_{I_r}\)), em pu na base do sistema CA.

VIIFNT

Componente imaginária da fonte de tensão interna do modelo de grupo de geração representado por fonte de tensão shunt controlada (\(V_{I_i}\)), em pu na base do sistema CA.

VIMFNT

Módulo da fonte de tensão interna do modelo de grupo de geração representado por fonte de tensão shunt controlada, em pu na base do sistema CA.

IIRFNT

Componente real da fonte de corrente interna do modelo de grupo de geração representado por fonte de corrente shunt controlada (\(I_{I_r}\)), correspondente a uma unidade do grupo, em pu na sua base.

IIIFNT

Componente imaginária da fonte de corrente interna do modelo de grupo de geração representado por fonte de corrente shunt controlada (\(I_{I_i}\)), correspondente a uma unidade do grupo, em pu na sua base.

IIMFNT

Módulo da fonte de corrente interna do modelo de grupo de geração representado por fonte de corrente shunt controlada, correspondente a uma unidade do grupo, em pu na sua base.

ITRFNT

Componente real da corrente terminal injetada no sistema CA pelo modelo de grupo de geração representado por fonte shunt controlada (de tensão ou de corrente) (\(I_{T_r}\)), correspondente a uma unidade do grupo, em pu na sua base.

ITIFNT

Componente imaginária da corrente terminal injetada no sistema CA pelo modelo de grupo de geração representado por fonte shunt controlada (de tensão ou de corrente) (\(I_{T_i}\)), correspondente a uma unidade do grupo, em pu na sua base.

ITMFNT

Módulo da corrente terminal injetada no sistema CA pelo modelo de grupo de geração representado por fonte shunt controlada (de tensão ou de corrente), correspondente a uma unidade do grupo, em pu na sua base.

PTFNT

Potência ativa injetada no sistema CA pelo modelo de grupo de geração representado por fonte shunt controlada (de tensão ou de corrente), correspondente a uma unidade do grupo, em pu na sua base.

QTFNT

Potência reativa injetada no sistema CA pelo modelo de grupo de geração representado por fonte shunt controlada (de tensão ou de corrente), correspondente a uma unidade do grupo, em pu na sua base.

STFNT

Potência aparente injetada no sistema CA pelo modelo de grupo de geração representado por fonte shunt controlada (de tensão ou de corrente), correspondente a uma unidade do grupo, em pu na sua base.

NUFNT

Número de unidades em operação do grupo de fonte shunt controlada

ESTFNT

Número de unidades em operação do grupo de fonte shunt controlada

Nota

Os sinais IIRFNT, IIIFNT, ITRFNT, ITIFNT, PTFNT, QTFNT adotam convenção de gerador, isto é:

Atenção

Com exceção do subtipo STFNT*, para todos os demais subtipos, o campo *d1* deve ser deixado em branco. A localização do sinal será considerada o grupo de fonte controlada ao qual o :ref:`CDU estiver associado. Na versão atual do Anatem, só é possível utilizar estes subtipos em CDU de fonte controlada por CDU. Os subtipos VIRFNT, VIIFNT e VIMFNT só poderão ser utilizados se o modelo de fonte controlada ao qual eles se referem for do tipo fonte de tensão (modelo Thévenin). Os subtipos IIRFNT, IIIFNT e IIMFNT só poderão ser utilizados se o modelo de fonte controlada ao qual eles se referem for do tipo fonte de corrente (modelo Norton).

Barra CC

VBDC

Tensão em barra CC, em pu na base do elo CC.

Linhas CC

ILDC

Corrente entrando no terminal da linha CC, em pu na base do elo CC.

PLDC

Potência elétrica entrando no terminal da linha CC, em pu na base do elo CC.

Conversores LCC

CCNV

Corrente do conversor, em pu na base do elo CC. O valor deste sinal é sempre positivo, tanto para retificador quanto para inversor.

VCNV

Tensão terminal do conversor, em pu na base do elo CC. Este sinal é a tensão do anodo menos a tensão do catodo, portanto em regime permanente ela é positiva para retificador e negativa para inversor.

PCCCNV

Potência CC do conversor, em pu na base do elo CC. Em regime permanente o valor deste sinal é positivo para retificador e negativo para inversor.

ALFA

Ângulo de disparo do conversor, em radianos.

ALFMIN

Ângulo mínimo de disparo do conversor, em radianos.

ALFMAX

Ângulo máximo de disparo do conversor, em radianos.

GAMA

Ângulo de extinção do conversor, em radianos. Não é usado para retificador. Para conversor do tipo CCC corresponde a \(\gamma'\) (margem de comutação).

GAMIN

Ângulo mínimo de extinção do conversor, em radianos. Não é usado para retificador.

CTAP

Relação de transformação dos transformadores conversores (\(V_{sec}/V_{prim}\)), em pu. Corresponde ao inverso do tap calculado no Anarede.

POLO

Polaridade do conversor: \(1\) para polo positivo; \(-1\) para polo negativo.

OPCNV

Modo de operação de conversor: \(1\) para retificador; \(-1\) para inversor.

CNVK

Constante do conversor,

\(\frac{3n_p V_{base_{CA_{sec}}} \sqrt{2}}{\pi V_{base_{CC}}}\).

sendo:

  • \(n_p\) é o número de pontes de 6 pulsos ativas do conversor

  • \(V_{base_{CA_{sec}}}\) é tensão base CA na barra secundária;

  • \(V_{base_{CC}}\) é tensão base no lado CC do conversor;

CONDCC

Estado de condução de corrente do conversor: \(0\) para estado normal de condução; \(1\) para estado com corrente interrompida (não condução); \(2\) para estado em falha de comutação.

ESTCNV

Estado de operação do conversor: \(0\) para conversor em elo desligado; \(1\) para conversor em elo ligado.

STAPFC

Estado da aplicação da falha de comutação: \(0\) para inversor em operação normal; \(1\) para inversor em falha de comutação.

RCNV

Resistência de comutação do transformador conversor, em pu na base do elo CC.

RCCNV

Resistência de comutação do capacitor do CCC, em pu na base do elo CC.

SM01

Primeiro sinal de modulação do conversor, em pu.

SM02

Segundo sinal de modulação do conversor, em pu.

SM03

Terceiro sinal de modulação do conversor, em pu.

SM04

Quarto sinal de modulação do conversor. Se o conversor estiver em controle de área mínima este sinal será dado em pu. Se o conversor estiver em controle de \(\gamma\): mínimo, este sinal será dado em radianos. Ver parâmetro FLGAM no código DMCV para a definição do modo de controle.

NPCNV

Número de pontes de 6 pulsos que formam o conversor de cada polo HVDC.

Atenção

Para os subtipos CCNV, VCNV, PCCCNV, ALFA, ALFMIN, ALFMAX, GAMA, GAMIN, CTAP, POLO, OPCNV, CNVK, CONDCC, ESTCNV, STAPFC, RCNV, RCCNV, SM01, SM02, SM03 e SM04, no caso de reguladores de conversores CA-CC, caso o campo d1 esteja em branco, a localização do sinal será considerada o conversor ao qual o CDU estiver associado.

Compensadores Estáticos

BCES

Susceptância do compensador estático, em pu na base do sistema (positiva para operação capacitiva e negativa para operação indutiva).

BMNCES

Valor mínimo da susceptância do compensador estático, em pu na base do sistema, conforme dados do compensador definido no Anarede.

BMXCES

Valor máximo da susceptância do compensador estático, em pu na base do sistema, conforme dados do compensador definido no Anarede.

ICES

Corrente injetada na rede pelo compensador estático, em pu na base do sistema (positiva para operação capacitiva e negativa para operação indutiva).

R0CES

Estatismo do compensador estático, em pu de tensão/pu de corrente ou pu de tensão/pu de potência reativa, conforme a característica estática do compensador definido no programa Anarede seja linear com corrente ou com potência na região de controle.

QCES

Potência reativa injetada na rede pelo compensador estático, em pu na base do sistema (positiva para operação capacitiva e negativa para operação indutiva).

VCES

Valor de tensão da barra controlada, em pu.

V0CES

Valor desejado para a tensão da barra controlada, em pu, conforme dados do compensador definido no Anarede.

VSAC

Sinal estabilizador aplicado no compensador estático, em pu.

Atenção

Para todos subtipos, se o campo d1 for deixado em branco, no caso de reguladores de compensadores estáticos, a localização do sinal será considerada o grupo de compensadores estáticos ao qual o CDU estiver associado.

Compensadores Série Controlados

BLCS

Susceptância do indutor do compensador série controlável, em pu.

BCCS

Susceptância do capacitor do compensador série controlável, em pu.

BMNCSC

Valor mínimo da susceptância total do compensador série controlável, em pu.

BMXCSC

Valor máximo da susceptância total do compensador série controlável, em pu.

VSPCSC

Valor especificado de corrente, potência ou reatância no CSC, conforme dados do compensador definido no Anarede, em pu.

XCSC

Reatância equivalente total do compensador série controlável, em pu.

VSCS

Sinal estabilizador aplicado no compensador série controlável, em pu.

Atenção

Para todos subtipos, se o campo d1 for deixado em branco, no caso de reguladores de Compensadores Série Controláveis (TCSC), a localização do sinal será considerada o CSC ao qual o CDU estiver associado.

Equipamentos FACTS VSI

VCEVS

Tensão no capacitor CC de equipamento FACTS VSI, em pu.

ICEVS

Corrente no capacitor CC de equipamento FACTS VSI, em pu.

PCEVS

Potência no capacitor CC de equipamento FACTS VSI, em pu.

Atenção

O campo d1 deve ser deixado em branco. A localização do sinal será considerada o Equipamento FACTS VSI a que pertence o conversor VSI ao qual o CDU estiver associado. Na versão atual do Anatem, só é possível utilizar estes subtipos em CDU de controle de conversor VSI.

Conversores VSI

FMVSI

Fator de modulação mck do conversor VSI (adimensional).

PHSVSI

Fase \(\Psi_k\) da tensão interna no lado CA do conversor VSI, em radianos, relativa à referência do sistema CA.

ETMVSI

Módulo tensão interna no lado CA do conversor VSI, em pu.

ETRVSI

Componente real da tensão interna no lado CA do conversor VSI, em pu.

ETIVSI

Componente imaginária da tensão interna no lado CA do conversor VSI, em pu.

IMVSI

Módulo da corrente CA do conversor VSI, em pu.

IRVSI

Componente real da corrente do lado CA do conversor VSI, entrando pela barra DE do conversor,em pu.

IIVSI

Componente imaginária da corrente do lado CA do conversor VSI, entrando pela barra DE do conversor, em pu.

SVSI

Potência aparente no lado CA do conversor VSI, entrando pela barra DE do conversor, em pu.

PVSI

Potência ativa no lado CA do conversor VSI, entrando pela barra DE do conversor, em pu.

QVSI

Potência reativa no lado CA do conversor VSI, entrando pela barra DE do conversor, em pu.

ICCVSI

Corrente no lado CC do conversor VSI, em pu.

PCCVSI

Potência no lado CC do conversor VSI, em pu.

RTRVSI

Resistência equivalente total dos transformadores do conversor VSI (equivalente de Thévenin), em pu.

XTRVSI

Reatância equivalente total dos transformadores do conversor VSI (equivalente de Thévenin), em pu.

GTRVSI

Admitância equivalente total dos transformadores do conversor VSI (equivalente de Norton), em pu.

BTRVSI

Susceptância equivalente total dos transformadores do conversor VSI (equivalente de Norton), em pu.

KCVSI

Fator \(K_c\) de proporcionalidade da equação de relaciona a tensão CA e a tensão CC do conversor VSI (adimensional),

\(K_c = a n_c K_f \frac{V_{b_{pt}} V_{base_{CC}}}{V_{b_{st}} V_{base_{CA}}}\).

onde:

  • \(a\) é o tap do transformador do conversor VSI, no lado secundário;

  • \(n_c\) é o número de pontes em série no conversor VSI;

  • \(K_f = \frac{\sqrt{6}}{\pi}\) ou \(K_f = \frac{\sqrt{6}}{4}\) é o fator de forma da tensão, dependente do tipo de modulação e controle;

  • \(V_{base_{CA}}\) é tensão base CA nas barras terminais do conversor VSI;

  • \(V_{base_{CC}}\) é tensão base no lado CC do conversor VSI;

  • \(V_{b_{pt}}\) a tensão base no lado primário do transformador do conversor VSI (para uma ponte);

  • \(V_{b_{st}}\) é a tensão base no lado secundário do transformador do conversor VSI (para uma ponte);

KCLVSI

Fator de proporcionalidade da equação de relaciona a corrente CA e a corrente CC do conversor (adimensional),

\(K_c' = \frac{S_{b_{CA}} K_c}{P_{b_{CC}}}\).

onde:

  • \(S_{b_{CA}}\) é a potência base CA do sistema;

  • \(P_{b_{CC}}\) é potência base no lado CC do conversor.

Nota

Na presente versão os sinais IRVSI, IIVSI, SVSI, PVSI e QVSI, quando relativos a conversores VSI série, só estão disponíveis para a extremidade DE. Esta extremidade é a barra DE do circuito (TCSC) que foi substituído pelo conversor VSI série, conforme definida no Anarede e não no código DVSI. Caso se deseje o sinal na outra extremidade, o circuito deverá ser definido em sentido contrário.

Nota

O sentido positivo da tensão interna no lado CA do conversor VSI é considerado contrário ao da orientação DE-PARA do ramo do conversor VSI.

Atenção

O campo d1 deve ser deixado em branco. A localização do sinal será considerada o conversor VSI ao qual o CDU estiver associado. Na versão atual do Anatem, só é possível utilizar estes subtipos em CDU de controle de conversor VSI.

Exemplo

Listagem 118 Exemplo da declaração de variáveis via código DEFVAL
 1 (===============================================================================
 2 ( CONTROLE DE UMA UNIDADE DE UM PARQUE EÓLICO
 3 (===============================================================================
 4 DCDU
 5 (ncdu) ( nome cdu )
 6 200    CDU_EOLICA
 7 (EFPAR (nome) (     valor      )
 8 DEFPAR #Slip0 0.98              Escorregamento inicial [pu]
 9 DEFPAR #Wref  1.0               Velocidade angular de referencia do rotor da mAquina de inducao [pu]
10 (
11 (EFVAL (stip) (vdef) ( d1 )o( d2 )
12 DEFVAL        Slip   #Slip0        Escorregamento [pu]
13 DEFVAL  VAR   WWind  3.5           Velocidade do vento [m/s]
14 DEFVAL WRMOT  Wger   2200   #Wref  Velocidade do rotor da máquina de inducao [pu]
15 FIMCDU
16 999999
17 (
18 (===============================================================================
19 ( DADOS DE LOCALIZAÇÃO REMOTA DOS SINAIS
20 (===============================================================================
21 DLOC
22 (Lc)   (Tipo)( El )( Pa)Nc( Ex)Gr(Bl)
23 2200   MIND  01                10
24 999999