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: Em branco: o campo d1 deve ser preenchido com o valor numérico ou nome do parâmetro com cujo valor será dado DEFVAL. 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. 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: IIRFNT, IIIFNT, ITRFNT e ITIFNT são positivos para corrente entrando no sistema CA; PTFNT e QTFNT são positivos para potência entrando no sistema CA. 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. VTCES Valor de tensão da barra terminal, 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. STCES Número de unidades de compensador estático em operação no grupo. 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 Exemplo da declaração de variáveis via código DEFVAL (=============================================================================== ( CONTROLE DE UMA UNIDADE DE UM PARQUE EÓLICO (=============================================================================== DCDU (ncdu) ( nome cdu ) 200 CDU_EOLICA (EFPAR (nome) ( valor ) DEFPAR #Slip0 0.98 Escorregamento inicial [pu] DEFPAR #Wref 1.0 Velocidade angular de referencia do rotor da mAquina de inducao [pu] ( (EFVAL (stip) (vdef) ( d1 )o( d2 ) DEFVAL Slip #Slip0 Escorregamento [pu] DEFVAL VAR WWind WWin0 Velocidade do vento [m/s] DEFVAL WRMOT Wger 2200 #Wref Velocidade do rotor da máquina de inducao [pu] FIMCDU 999999 ( (=============================================================================== ( DADOS DE LOCALIZAÇÃO REMOTA DOS SINAIS (=============================================================================== DLOC (Lc) (Tipo)( El )( Pa)Nc( Ex)Gr(Bl) 2200 MIND 01 10 999999