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1 INSTRUÇÕES PARA REALIZAÇÃO DE ESTUDOS E MEDIÇÕES DE QEE RELACIONADOS AOS NOVOS ACESSOS À REDE BÁSICA PARA PARQUES EÓLICOS, SOLARES E CONSUMIDORES Operador Nacional do Sistema Elétrico Rua Júlio do Carmo, Cidade Nova Rio de Janeiro RJ Tel (+21) Fax (+21)

2 2016/ONS Todos os direitos reservados. Qualquer alteração é proibida sem autorização. ONS NT 009/2016 REV.01 INSTRUÇÕES PARA REALIZAÇÃO DE ESTUDOS E MEDIÇÕES DE QEE RELACIONADOS AOS NOVOS ACESSOS À REDE BÁSICA PARA PARQUES EÓLICOS, SOLARES E CONSUMIDORES Abril de 2016 REV.01 Janeiro de 2016

3 Sumário 1 Introdução 5 2 Objetivo 6 3 Principais Alterações Motivo de Revisão 7 4 Estudos para avaliação de desempenho Considerações iniciais Modelo geral Estudo de distorção harmônica Determinação do Equivalente Norton Determinação do Lugar Geométrico Lugar Geométrico do Polígono de n Lados Peculiaridades do LG Polígono de n Lados Vantagens, desvantagens e premissas Observações importantes na aplicação do Método do Polígono de n Lados 17 5 CONSIDERAÇÕES SOBRE A REPRESENTAÇÃO DA REDE BÁSICA E REDE INTERNA Rede Externa Arquivos de Fluxo de Potência e Transitórios Eletromecânicos Modelos de Representação de Cargas Terminais (Cargas Lineares e Não Lineares) na Impedância Harmônica da Rede 6 DIRETRIZES PARA A REALIZAÇÃO E APRESENTAÇÃO DOS ESTUDOS DE DESEMPENHO HARMÔNICO Conteúdo básico do relatório de estudo Considerações Adicionais Linhas de Transmissão Transformadores Geradores Bancos de Capacitores e Filtros de Correntes Harmônicas Critérios de avaliação de desempenho harmônico Estudo de flutuação de tensão (cintilação) Método simplificado de avaliação Fornos a arco Centrais Geradoras Eólicas Critérios de avaliação de desempenho Centrais Geradoras Solares Conteúdo básico do relatório de estudo 30 7 Medições Considerações iniciais / 61

4 7.2 Práticas recomendadas pelo ONS para as Campanhas de Medição Processo atual das Campanhas de Medição Critérios de avaliação das campanhas de medição Instrumentos de Medição Transdutores de Tensão Requisitos relacionados a transdutores de tensão para a realização de campanhas de QEE Transformadores de potencial indutivos (TPI) Transformadores de potencial capacitivos (TPC) Divisor de Potencial Capacitivo (DPC) Transformadores de Potencial Capacitivo-Resistivo (DPCR) Taps Capacitivos de Buchas de Transformadores de Potência ou de Reatores em Derivação (TCB) Transformadores de Corrente Comentários e conclusões gerais Local de Medição Recomendações Práticas Realização de Testes Mínimos no Campo Ruídos e Interferência Relatório e Arquivos de Dados 54 8 Novas Tecnologias Aplicadas em Parques Eólicos Precauções na Utilização de Filtros Ativos na Baixa Tensão 56 9 Referências CREDITOS Anexo - Tecnologia dos Aerogeradores 59 Lista de figuras e tabelas / 61

5 1 Introdução Dentre as diversas atribuições do ONS, o gerenciamento do desempenho da Rede Básica do Sistema Interligado Nacional (SIN) no tocante à qualidade de energia elétrica (QEE) vem sendo fórum de discussões para o aprimoramento dos procedimentos existentes. Em virtude de dúvidas frequentes de agentes com cargas não lineares, principalmente no caso de parques eólicos, para acesso à Rede Básica e da forma de avaliação quanto às condições necessárias para a conexão ao sistema elétrico, o ONS disponibilizou nesse documento uma metodologia de trabalho proveniente de discussões com diversos agentes do setor elétrico brasileiro, com ênfase em questões relevantes de gerenciamento de harmônicas injetadas na rede elétrica. O presente documento está dividido basicamente em uma parte referente a Estudos e outra nas Campanhas de Medição e pode ser encontrado no seguinte endereço eletrônico: sao/onsnt _instrestudos-medicao_qee_acesso_rb.pdf Cabe ao Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS, dentre suas atribuições, realizar o gerenciamento do desempenho da Rede Básica do Sistema Interligado Nacional (SIN), no que se refere à qualidade de energia elétrica (QEE). Dentre os indicadores a serem gerenciados encontram-se aqueles relativos à conformidade da forma de onda, e dentre estes a distorção harmônica, o desequilíbrio de tensão e a flutuação de tensão. De acordo com o submódulo 2.8 [1] dos Procedimentos de Rede, quando ocorrem solicitações de acesso de consumidores livres, agentes de geração, agentes de distribuição, agentes de importação e de exportação, cujas instalações não lineares possam comprometer o desempenho da Rede Básica, devem ser realizadas análises fundamentadas em indicadores de qualidade de energia elétrica. O mesmo tratamento deve ser dado às integrações de novas instalações da Rede Básica que apresentem característica não linear, sendo os fenômenos de flutuação de tensão, distorção harmônica e desequilíbrio de tensão os de maior interesse. Os limites individuais de desempenho, relativos aos mencionados indicadores de QEE devem ser respeitados em todos os modos de operação possíveis, ou seja, tanto em operação normal como degradada da instalação do agente e da Rede Básica. Como exemplo de operação degradada, pode-se citar, no caso de instalações conversoras, a situação em que alguma ponte conversora de um determinado conjunto esteja fora de serviço, seja por manutenção seja por defeito. Nesse caso, via de regra, perde-se a compensação entre harmônicos resultantes de pontes alimentadas por tensões com diferentes ângulos de defasamento. No caso da Rede Básica é importante considerar condições de emergência (N-1), tais 5 / 61

6 como a saída de linha de transmissão, transformador, etc., no entorno do ponto de acoplamento comum (PAC). Cabe aos agentes que se conectam a responsabilidade de realizar medições e estudos específicos, relacionados ao desempenho de sua instalação quanto a QEE. As medições oferecem uma avaliação do impacto da nova instalação considerando as condições sistêmicas no momento da sua conexão. As informações obtidas pela medição permitem verificar o desempenho real, sem a necessidade da utilização de recursos de modelagem da rede elétrica que, como se sabe, retratam o efeito da instalação no PAC de forma aproximada e, tanto quanto possível, conservadora. Por outro lado, a realização dos estudos possibilita uma avaliação prospectiva do efeito da nova instalação no sistema, considerando diversas configurações sistêmicas no horizonte de operação disponível, incluindo condições de emergência (N-1), que poderão não ocorrer, necessariamente, durante as campanhas de medição. Assim sendo, ambos os procedimentos, estudo e medição, têm caráter complementar, pois se referem a momentos e situações diversas. Vale ressaltar, portanto, que a realização de Estudos tem uma grande abrangência, no tocante às mais diversas condições de horizontes de carga e contingências sujeitas a Rede Básica, enquanto que, as Campanhas de Medição retratam uma condição momentânea de operação. Dessa forma, as condições adotadas para Estudos e Campanhas de Medição são distintas, sendo que os resultados encontrados nos Estudos não podem ser comparados às situações momentâneas que caracterizam as Medições. 2 Objetivo Este documento tem por objetivo apresentar aos futuros agentes acessantes da Rede Básica ou aqueles que já acessem a rede, mas estejam buscando um novo ponto de conexão ou ampliando suas instalações em conexões pré-existentes, informações que possam apoiá-los quanto à realização de estudos e campanhas de medição relacionadas à avaliação do impacto das novas condições de conexão na Rede Básica no que diz respeito aos indicadores de conformidade de tensão, quais sejam, distorção harmônica, desequilíbrio e flutuação de tensão. Neste sentido serão explorados os aspectos relativos aos estudos para avaliação do impacto da nova condição de conexão no que se refere aos efeitos de distorção harmônica e flutuação de tensão, bem como os aspectos relacionados com a realização de campanhas de medição para aquisição de dados que permita determinar os valores dos indicadores correspondentes a distorção harmônica, desequilíbrio e flutuação de tensão. Deve-se mencionar que as recomendações estabelecidas neste documento poderão sofrer alterações em função dos avanços observados no estado da arte, que estarão sendo continuamente observados e perseguidos pelo ONS. 6 / 61

7 Em caso de dúvida quanto à aplicação do estabelecido neste documento, o agente deverá buscar orientação junto ao nos, de forma a esclarecer tais aspectos antes da realização dos estudos / medições requisitadas pelo submódulo 2.8 [1] dos Procedimentos de Rede. 3 Principais Alterações Motivo de Revisão Dentre as principais alterações dessa revisão relacionadas ao processo de gerenciamento do conteúdo harmônico causado por cargas não lineares, principalmente de parques eólicos, solares e consumidores livres, destacam-se: - Informação sobre o endereço eletrônico desse documento [1] na página da Internet do ONS; - Necessidade do fornecimento dos dados técnicos garantidos dos aerogeradores, células fotovoltaicas (certificado do fabricante) incluindo as correntes harmônicas no relatório de estudo de desempenho harmônico [6.1]; - Complementação das informações quanto à influência de bancos de capacitores de filtros de harmônicas para os estudos de desempenho harmônico e sua representação no programa HarmZs [6.2.4]; - Atualização do endereço eletrônico do documento que se refere ao caderno de ensaios na página da Internet do ONS [7.3]; - Atualização do endereço eletrônico do documento que se refere aos instrumentos de medição na página da Internet do ONS [7.3]; - Atualização do endereço eletrônico do documento que se refere à Definição das Metodologias e Procedimentos Necessários às Campanhas de Medição dos Indicadores de Desempenho na página da Internet do ONS [7.9]. 7 / 61

8 4 Estudos para avaliação de desempenho 4.1 Considerações iniciais Basicamente, os estudos tratam das avaliações de desempenho quanto à distorção harmônica e flutuação de tensão. Em casos como instalações com fornos a arco poderá ser necessário avaliar também o aspecto do desequilíbrio. Observa-se que, em função dos resultados obtidos pelos estudos, poderão ser solicitados procedimentos complementares de medição, durante as campanhas de medição tratadas no item 7 destas instruções. O agente deve submeter à apreciação do ONS, dentro do prazo estabelecido no Submódulo 3.3 [2] dos Procedimentos de Rede, sob a forma de relatório, os estudos realizados, incluindo informações detalhadas quanto aos dados, modelos e metodologia utilizados, bem como os resultados obtidos e as eventuais ações a serem desenvolvidas no sentido de adequar o desempenho da instalação aos padrões estabelecidos. O Submódulo 23.3 [3] dos Procedimentos de Rede apresenta algumas orientações quanto à realização desses estudos, as quais poderão ser utilizadas pelo agente como referência para o desenvolvimento das suas análises. Neste item tais orientações são complementadas e detalhadas, de forma a buscar um melhor nivelamento quanto aos requisitos dos estudos a serem encaminhados para apreciação do ONS. NOTA 1: Para os casos onde uma conexão a Rede Básica se realiza a partir de um sistema compartilhado, a avaliação do desempenho individual da conexão deve considerar o conjunto de empreendimentos que se utilizam deste sistema, ou seja, os limites individuais de desempenho que constam dos Procedimentos de Rede deverão ser atendidos pelo conjunto destas instalações. Como exemplo, pode-se citar o caso de um complexo eólico formado por várias centrais de geração eólicas (CGE) que se conectam à Rede Básica, a partir de uma mesma linha de transmissão. O ONS poderá apresentar comentários e sugestões relacionados com os resultados das análises efetuadas pelo agente, o qual tem inteira responsabilidade pelos dados, modelos e metodologia utilizados nos estudos e rocomendados nesse documento, bem como pelos resultados obtidos. Os estudos devem levar em conta as instalações em operação normal e degradada, tanto da rede do agente como da rede externa. Na página da Internet do ONS [1] é disponibilizado todas as informações relativas à rede elétrica para a realização dos estudos. Vide item / 61

9 4.1.1 Modelo geral 4.2 Estudo de distorção harmônica Considerando que o objetivo do estudo de desempenho harmônico restringe-se a avaliar o impacto da nova instalação no PAC, e considerando as limitações ainda presentes nos estudos do tipo fluxo de harmônicos, quer seja do ponto de vista da validade dos modelos adotados para toda faixa de freqüência de interesse, quer seja pela disponibilidade de dados, principalmente no que diz respeito à modelagem das cargas lineares, o método do lugar geométrico (LG) da impedância harmônica da Rede Básica no plano complexo X versus R, descrito neste documento, constitui-se no procedimento recomendado pelo ONS. Neste caso, a expressão Rede Básica, inclui também as outras redes interligadas com a Rede Básica, as quais já estão incluídas nos arquivos de dados disponibilizados na página da Internet do ONS (item 6.1) Assim sendo, espera-se que o relatório de estudo, a ser submetido pelo agente acessante ao ONS, inclua, pelo menos, dentre suas avaliações e análises, resultados decorrentes da aplicação deste método. Para calcular os piores valores de tensão harmônica no PAC não é prático efetuar um cálculo de fluxo harmônico para cada ponto do LG, visando escolher valores máximos. A forma tradicional de avaliação é determinar o equivalentes Norton (Ih, Żih) da rede interna do agente acessante vistos do PAC (instalação desconectada da Rede Básica), para cada harmônica significativa, considerando as condições operativas possíveis desta instalação. Como exemplo, pode-se citar o caso de um conversor ligado diretamente ao PAC, com seus filtros instalados nesse ponto. Nesta condição, o valor de Ih corresponde à corrente harmônica injetada pelo conversor e Żih corresponde à impedância equivalente dos filtros, incluindo eventuais capacitores, etc. Note-se que um LG de impedância (Żih) pode ser convertido a LG de admitância (Ỳih), no plano complexo B versus G, mediante inversão matemática do LG de impedância entre planos complexos. O valor da impedância representativa da Rede Básica, pertencente ao LG da mesma, que maximiza o valor da tensão harmônica no PAC, para cada ordem harmônica (h), é obtido por cálculo geométrico no plano complexo de admitâncias, sendo a tensão harmônica máxima: Vhmax = Ih/Yhmin. O denominador Yhmin é o módulo da soma vetorial em paralelo da admitância Norton equivalente da rede do agente (Ỳih =1/Żih) com a admitância correspondente ao ponto do envelope do LG de admitância da Rede Básica (Ỳbh) que minimiza Yhmin. O ponto no envelope que corresponde a esse menor módulo é encontrado geometricamente como a menor distância do extremo do vetor -Ỳih ao LG de admitância harmônica da Rede Básica. 9 / 61

10 Independentemente da metodologia adotada para o LG que representa a rede externa, a rede interna por sua vez, é representada por um equivalente de Norton (Ih e Ỳih) e a rede externa por um LG representativo das admitâncias harmônicas da Rede Básica (Ỳbh) vistas do PAC (Ponto de Acoplamento Comum) de acordo com a Figura 4-1. A Figura 4-1 ilustra o circuito equivalente, incluindo a admitância representativa do circuito Norton da instalação, com os filtros considerados como parte desta instalação, a admitância representativa da rede elétrica externa à instalação, a partir do PAC, e a fonte de corrente harmônica equivalente, resultante da combinação das fontes harmônicas principais presentes na instalação. Figura 4-1: Representação do Equivalente Norton com o LG da Rede Básica A Figura 4-2 ilustra de forma gráfica a utilização de uma particular representação de lugar geométrico para obtenção do ponto do envelope do LG de admitância da Rede Básica (Ỳbh) que minimiza Yhmin = Ỳih + Ỳbh. 10 / 61

11 Figura 4-2: Ilustração gráfica de uma particular representação de Lugar Geométrico Setor Anular Determinação do Equivalente Norton As correntes harmônicas (Ih) utilizadas no cálculo de Vhmax podem ser determinadas a partir dos valores de correntes harmônicas geradas por cada um dos equipamentos não lineares presentes na instalação. Tais valores poderão ser determinados por simulação ou por medição. Os valores simulados, normalmente oriundos de um modelo matemático, dependem do tipo de máquina utilizada, no caso de parques eólicos [11], das particularidades e inovações tecnológicas de cada fabricante. Até o presente momento devido à falta de um modelo fiel, confiável e realmente representativo de cada tipo máquina ou até mesmo ancorado por normas, as campanhas de medição de corrente continuam sendo a melhor forma de obtenção dessas correntes, de forma mais segura e individualizadas. É sabido que, embora a IEC venha futuramente apresentar uma proposta de representação de um aerogerador (ou conhecido por Modelo Matemático) não somente por uma fonte tradicionalmente conhecido por fonte de corrente, mas também por uma impedância interna para absorver parte da distorção existente na rede, ainda não se tem nada disponibilizado e oficialmente entregue à comunidade do setor elétrico que possa alterar o tipo de representação de um aerogerador. Acredita-se que, uma normalização internacional de validação dos vários modelos de máquinas existentes e de diferentes fabricantes necessita, todavia de muitas discussões que envolvam pesquisadores, fabricantes e órgãos reguladores do sistema elétrico para sua validação e futura aceitação final pelos operadores de cada país. Cada Operador, tem por sua vez, responsabilidades e obrigações diferentes, além de características elétricas e específicas de seus respectivos sistemas elétricos. 11 / 61

12 Dessa forma, até que a revisão da IEC com respeito às propostas de modelagem ou representação de um aerogerador sejam aprovadas, o ONS não aceitará as correntes certificadas oriundas de um modelo informado pelo fabricante e, a campanha de medição na saída dos aerogeradores deverá ser realizada e o estudo revisado com essas correntes medidas. Destaca-se que os valores das correntes harmônicas geradas por equipamento conversor, quando obtidos por simulação, devem corresponder aos máximos individuais por harmônico, considerando tanto sua faixa de potência como seus modos de operação (normal ou degradada), bem como eventuais desequilíbrios de impedâncias e relações de transformação dos transformadores conversores, erros relacionados com os ângulos de disparo e/ou extinção do processo de conversão, assim como máximo desequilíbrio de tensão (seqüência negativa). Tais valores são, normalmente, informados pelo fabricante do equipamento. Caso o equipamento não linear corresponda a uma ponte conversora de 36 pulsos, deve-se considerar a possibilidade de operação desbalanceada, ou seja, sem a presença de uma de suas pontes de 6 pulsos. Tal condição, contudo, poderá ser menos crítica, caso o conversor disponha de mecanismo de proteção que retire de operação a ponte de 6 pulsos remanescente, responsável pelas correntes harmônicas 6*n ±1 (n inteiro), ficando assim somente correntes harmônicas 12n±1 (n par), além das não características. Assim sendo, cada caso deverá ser tratado segundo suas características de operação. Observa-se que valores medidos, quando disponíveis, são os mais recomendados, refletindo as correntes realmente geradas pelas cargas não lineares com seus módulos e ângulos, respectivamente. Considerando a dificuldade decorrente do estabelecimento dos ângulos entre as correntes geradas pelas diferentes fontes, independentemente controladas, para uma mesma harmônica, a corrente resultante deverá ser obtida através da formulação proposta pela IEC , reproduzida abaixo. Onde, n - ordem harmônica m - número total de fontes a - fator de agregação, =, / 12 / 61

13 a Ordem da harmônica 1 n < 5 1,4 5 n 10 2 n > 10 NOTA 2: A formulação anterior proposta pela IEC considera que os valores estabelecidos para o fator de agregação associados a determinadas ordens harmônicas são estabelecidos para a pior condição, ou seja, correntes harmônicas em fase. Entretanto, em determinadas situações, onde as harmônicas não características de baixa ordem (por exemplo, de 3ª ordem) e que por diferentes causas possam resultar comprovadamente em harmônicas defasadas, o fator de agregação a ser utilizado para essas condições pode ser de valor igual a 1,2. As observações descritas nesse documento também são aplicáveis ao Método Poligonal de n lados, conforme item Por outro lado, para a determinação de Ỳih deve ser considerada, quando da presença de filtros, sua possível dessintonia, de acordo com a variação de capacitância por temperatura, falha de elementos internos de unidades capacitivas até o nível de trip, desajustes por passo de tapes de reatores para ajuste de sintonia, desvio de freqüência, etc. Os valores de dessintonia podem, previamente serem discutidos junto ao ONS, ou se adotar valores típicos de tolerâncias de fabricação fornecidos pelos fabricantes para os componentes dos filtros (capacitores, reatores, resistores) para sua utilização e informação nos relatórios de estudos de desempenho harmônico Determinação do Lugar Geométrico De uma forma geral, o LG de Żbh pode ser representado tradicionalmente por círculos, setores anulares, polígonos, áreas limitadas por retas e arcos de circunferências etc, que envolvem com certa folga todos os pontos de impedância calculados para cada harmônica ou conjuntos de harmônicas vizinhas. Dentre os lugares geométricos definidos para a utilização em estudos de desempenho harmônico na Rede Básica e em pontos de acoplamento de acessantes, o ONS recomenda o LG do Setor Anular ou, alternativamente, o LG denominado Polígono de n Lados [19]. Esses lugares geométricos devem ser adotados para os tipos de cargas não lineares e que possam causar distorções harmônicas na rede. Dentre as cargas não lineares destacam-se os geradores eólicos, solares e para os consumidores livres os grupos de retificadores/inversores e fornos a arco, as quais os LGs mencionados anteriormente devem ser aplicados para representar a Rede Básica. 13 / 61

14 Para o estabelecimento do LG representativo da Rede Básica, deve-se determinar primeiramente as impedâncias harmônicas da Rede Básica vistas do PAC, para cada harmônica, supondo sua conexão desligada, ou seja, desconsiderando o efeito do circuito interno da instalação, pois tal efeito já se encontra representado no Equivalente Norton. O conjunto de impedâncias determinado, considerando diferentes cenários para a Rede Básica, presente e futuros, para estados diferentes quanto a níveis de carga (leve, média e pesada), bem como situações de operação degradada (N-1), irá compor os lugares geométricos no plano complexo da impedância harmônica da Rede Básica (Żbh) vista do PAC. A justificativa para considerar a impedância harmônica da Rede Básica vista do PAC sob a forma de LG é o fato desta impedância ser variável ao longo do tempo, formando nuvens de pontos no plano complexo durante a vida útil da instalação. Ao considerar somente um ou poucos pontos desta impedância, dificilmente serão encontradas as condições de ressonância mais críticas que produzem maior distorção da tensão do PAC. Outro motivo para considerar o LG é a imprecisão inerente dos cálculos de impedâncias harmônicas, ou seja, para um determinado ponto calculado, o ponto real pode estar na área no entorno desse ponto, no plano complexo, devido à imprecisão de dados, modelos e ferramentas de cálculo. Os motivos descritos no parágrafo anterior justificam também a necessidade de se efetuar os cálculos de distorção harmônica para demonstrar que a filtragem, quando necessária, é adequada para manter a qualidade de tensão, estabelecida pelo ONS, no PAC ao longo do período de operação da instalação. Efetivamente, as campanhas de medição, necessárias para verificação do desempenho da instalação, no momento de sua entrada em operação, captura somente um ou poucos estados das redes externa e interna, enquanto que através do estudo, considerando a metodologia aqui descrita, é possível representar múltiplas configurações que poderão ocorrer ao longo do período operacional da instalação. Os LGs de impedância são convertidos em LG de admitância (Ỳbh) mediante as equações de conversão correspondentes. Os requisitos de distorção harmônica de tensão devem ser atendidos para qualquer valor de impedância dentro do LG de admitância para cada harmônica. Pode ser demonstrado que só interessam os pontos limítrofes do LG, ou seja, os pontos do envelope. A Figura 4-2 ilustra um exemplo de LG do tipo setor angular já convertido para o plano de admitâncias. 14 / 61

15 Lugar Geométrico do Polígono de n Lados Com respeito ao LG de n lados para representar a rede externa (Rede Básica), dentre os diversos modelos encontrados nas literaturas atuais, este se mostrou uma alternativa menos conservadora e aceitável para os casos de parques eólicos, solares e consumidores livres. O LG definido por Polígono de n Lados já inclui as otimizações inerentes e complementadas com as observações e margens de segurança consideradas adequadas pelo ONS visando, sobretudo, garantir a integridade e proteção do sistema elétrico para a conexão de novos acessos à Rede Básica. A obtenção da metodologia do Polígono de n Lados pode ser desenvolvida de forma independente por cada agente, porém deve-se seguir a mesma filosofia descrita anteriormente para a obtenção dos fasores Yih, Ybh e, por conseguinte Ymin para assim, resultar o polígono formado pela ligação de todos os pontos extremos da nuvem de pontos de admitâncias e obter a distorção máxima de tensão para cada ordem harmônica. O LG do tipo Polígono de n Lados já convertido para o plano de admitâncias é ilustrado na Figura 4-3. Figura 4-3: Ilustração gráfica do método do LG Alternativo ONS Polígono de n Lados Peculiaridades do LG Polígono de n Lados Vantagens, desvantagens e premissas A metodologia do Polígono de n Lados apresenta algumas vantagens quando comparadas ao do Setor Anular, tais como: 15 / 61

16 a) Representação da rede externa de forma menos conservadora; b) Obtenção de valores de distorções harmônicas de tensão com maior probabilidade de ocorrerem, de forma a resultar, em projetos de filtros de correntes harmônicas menos robustos e, por sua vez, o dimensionamento dos seus componentes ( rating ) com as sobretensões associadas a uma realidade mais factível e um custo final do produto mais baixo. Por outro lado, cabe destacar uma desvantagem do metódo do Polígono de n Lados no que diz respeito à sua margem de segurança reduzida. Para contornar essa questão e justificar a dinâmica do sistema devido à entrada e operação de outros parques eólicos ou outros tipos de cargas não lineares, a margem de segurança será mantida com a ampliação da faixa de ordens harmonicas. Para tanto, deverá ser utilizado um intervalo harmônico bem definido para as interharmônicas adjacentes posteriores e inferiores, ou seja, (h-0,5, h, h+0,5), porém com passo intermediário de ±0,1 de h (ou ±6 Hz com respeito à frequência. Os resultados de vários casos analisados pelo ONS e CEPEL e apoiados atualmente pelo grupo 38 B4/C4 do Cigré Network Modelling for Harmonic Studies - confirmam que é razoável e bastante satisfatório o intervalo e passo de integração a serem adotados. Por outro lado, o método alternativo de LG tem a vantagem de ser mais otimizado e de assegurar/prevenir possíveis pontos de deslocamentos de impedâncias harmônicas para evitar as ressonâncias harmônicas indesejáveis (sobretensões harmônicas). Figura 4-4: Ordem harmônica superior e inferior A utilização desse incremento para as interharmônicas posteriores e inferiores garantirá uma varredura dos pontos de impedância harmônica, possivelmente não detectados ao se considerar, como é feito atualmente, degraus de valores unitários para as harmônicas adjacentes, seja inferior e superior. Para cada ordem harmônica deve-se utilizar um LG do mesmo tipo representando o comportamento da rede externa (rede básica) através das impedâncias referentes à ordem harmônica em estudo como também às correspondentes ordens inferior e posterior com passo de integração de 0,5 entre os extremos de 16 / 61

17 cada ordem harmônica (h-0,5, h, h+0,5), porém com passo intermediário de ±0,1 de h (ou ±6 Hz com respeito à frequência). A integridade e a proteção do sistema elétrico para possibilitar a conexão de novos acessantes, foco fundamental do ONS, deverá ser mantida em qualquer condição do sistema elétrico, completo ou sob contingências. Para tanto, a Figura 4-4 ilustra a forma de apresentação na obtenção do LG Alternativo para cada ordem harmônica, a fim de se obter a respectiva distorção harmônica individual e, por sua vez, a distorção total de tensão. Figura 4-4: Ilustração gráfica do método do LG Alternativo ONS para a faixa de variação da ordem harmônica Observações importantes na aplicação do Método do Polígono de n Lados Algumas observações importantes devem ser levadas em consideração para a aplicação do método poligonal de forma que, otimizações adicionais, particularidades ou mesmo premissas para uma determinada situação não venham comprometer a operação do sistema elétrico e garantir assim, a conexão de novos acessantes. Os pontos principais que se deve atentar para a aplicação do método poligonal de n lados em consonância com a responsabilidade do ONS em assegurar os cumprimentos dos requisitos técnicos mínimos para a conexão de novos usuários e o gerenciamento dos indicadores de desempenho da Rede Básica, são destacados a seguir e considerados como desvios não aceitáveis: a. Cortes ou atalhos ( entradas ) e até mesmo acréscimo de retas ( de lados ) na formação do polígono com o objetivo de se eliminar regiões sem impedâncias; 17 / 61

18 b. Deixar de incluir os interharmônicos adjacentes anteriores e posteriores para todas as ordens harmônicas, visto que, essa consideração garante prever as constantes alterações do sistema elétrico devido ao seu dinamismo e com uma margem de segurança aceitável na prevenção das diversas condições operativas e incertezas impostas à Rede Básica; c. Aplicação de forma inconsistente do fator α (*) para as ordens harmônicas no cálculo das correntes harmônicas equivalentes de Norton, conforme definido no item [4.2.1] 5 CONSIDERAÇÕES SOBRE A REPRESENTAÇÃO DA REDE BÁSICA E REDE INTERNA 5.1 Rede Externa Os dados e os modelos adotados para os componentes elétricos que compõem a Rede Básica (SIN) são descritos nesse item Arquivos de Fluxo de Potência e Transitórios Eletromecânicos Para os estudos de desempenho harmônico, o ONS recomenda o programa HarmZs do CEPEL. Para tanto, os arquivos de Fluxo de Potência e Transitórios Eletromecânicos provenientes do programa ANAREDE [5] e ANATEM [6], respectivamente do CEPEL são utilizados no programa HarmZs [7] também desenvolvido pelo CEPEL para a determinação das impedâncias harmônicas, bem como das principais contingências a serem consideradas. O programa HarmZs utiliza os dados de redes (linhas de transmissão, banco de capacitores e indutores, transformadores, cargas, etc.) provenientes de arquivos de dados de fluxo de potência e os dados de máquinas (resistência de armadura e reatância subtransitória) provenientes de arquivos de estabilidade eletromecânica. A leitura de ambos os arquivos é utilizada pelo programa HarmZs para montar o arquivo de rede em formato próprio Modelos de Representação de Cargas Terminais (Cargas Lineares e Não Lineares) na Impedância Harmônica da Rede Quanto à modelagem da carga linear vale salientar que, sua representatividade poderá ser significativa ou não para o cálculo da determinação de Żbh e, por conseguinte, na redução/aumento das distorções harmônicas de tensão. De uma maneira geral, a modelagem das cargas terminais, conforme as referências (Revista Électra 167 e Power System harmonics - Arrilaga) apresentam várias 18 / 61

19 incertezas quanto aos aspectos relativos à representação da carga, como também a sua influência na análise de estudo de desempenho harmônico ao se considerar sistema integro e degradado, o tipo do lugar geométrico e do comportamento de impedância da rede interna para cada harmônica. Todos esses fatores podem levar a níveis de distorção harmônica de tensão maiores ou menores que os estabelecidos pelo SM 2.8 dos Procedimentos de Rede. Dentre as incertezas, o modo de representar e modelar as cargas do sistema é, talvez, a mais preponderente, pois não há uma unanimidade a nível internacional quanto a maneira mais segura de representar as cargas. Em virtude disso, o ONS propõe duas alternativas quanto a esta representação: a) Alternativa 1: não representar a carga, ou seja, sistema elétrico sem carga. Embora esta alternativa possa se constituir num caso severo em termos impedância harmônica, ainda fica a incerteza de qual modelo de carga a ser utilizado; Dessa forma, nos dados de entrada do programa HARMZs, a carga terminal linear deverá ser desligada através: Da retirada do cartão de carga ou Da alteração do status da carga de 1 (ligada) para 0 (desligada). b) Alternativa 2: representar a carga, porém de forma razoavelmente segura. Para uso desta alternativa, deve-se seguir as diretrizes descritas abaixo: O sistema elétrico da região, até a terceira vizinhança do PAC, deve ser representado pelo menos até a primeira barra em nível de 13,8 kv; Verificar junto à Distribuidora o percentual de cargas lineares (passivas, motores) e não lineares para conhecer sobre suas devidas contribuições e que tem como base a Potência Ativa proveniente do fluxo de potência. Para tanto, poderá ser utilizado como referência para modelagens de cargas terminais o programa HarmZs desenvolvido pelo CEPEL, com as suas respectivas porcentagens da parte ativa e reativa. Deve-se levar em consideração até a 3ª vizinhança de cada barra de transmissão do PAC para representar detalhadamente o sistema elétrico de 345 kv ou abaixo até o nível de 13,8 kv. Para tanto, as linhas de transmissão, transformadores e equipamentos de compensação de reativos devem ser representados até a 1ª barra de 13,8 kv. Deve-se observar que, se houver uma barra de transformação diretamente do PAC para 13,8 kv, a representação do sistema elétrico 19 / 61

20 estará limitada até primeira vizinhança dessa barra de 13,8 kv. Somente após essa barra de 13,8 kv que a carga P+jQ concentrada poderá ser representada através da modelagem do HarmZs. PONTOS GERAIS: Os ramais típicos de carga, até então incorporados no programa HarmZs não serão mais aceitos até uma revisão mais consistente e validação dos seus parâmetros (linhas de transmissão, transformadores, equipamentos de compensação de reativa) para as tensões de 345kV, 230 kv, 138 kv e 69 kv na barra do PAC até a tensão de 13,8 kv. Um valor percentual que poderá ser adotado, por exemplo, para a carga terminal em 13,8 kv, na indisponibilidade do valor informado pela Distribuidora, é informar os valores percentuais ao programa HarmZs, onde se aplica um fator k (percentual adotado para essas cargas lineares e não lineares em função da potência aparente proveniente do fluxo de potência SFlow da carga em pu, ou seja, k = SFlow/100, Desta forma, para cada uma das cargas modeladas, as resistências e indutâncias das linhas de transmissão e dos transformadores são divididas pelo fator k, ao passo que as capacitâncias são multiplicadas pelo mesmo fator k. As potências ativas dessas cargas terminais podem ser consideradas, por exemplo, 70% com característica linear e o restante (30%) atribuído às características não lineares, sem influências para o amortecimento das impedâncias harmônicas. Para as cargas passivas (lineares), as resistências R L são determinadas para 40% das potências ativas e variando com a frequência, enquanto que, o restante 60% das potências ativas dessas cargas (R m) é representado por motores industriais, convencionalmente encontrados em sistemas de distribuição. Esses motores consomem potência ativa apenas na frequência fundamental do sistema e para outras frequências diferentes da fundamental são representados pelas indutâncias L dos correspondentes circuitos R m e X L em paralelo com as cargas terminais R L. Com respeito às potências reativas de cada uma das cargas terminais, a capacitância é determinada de modo a obter 100% de compensação reativa. 20 / 61

21 6 DIRETRIZES PARA A REALIZAÇÃO E APRESENTAÇÃO DOS ESTUDOS DE DESEMPENHO HARMÔNICO 6.1 Conteúdo básico do relatório de estudo Para que o ONS possa avaliar o resultado do estudo de desempenho harmônico e de forma unívoca, o agente deve incluir no relatório, no mínimo, as seguintes informações, dentre elas destacam-se: Diagrama Unifilar de conexão da carga especial à Rede Básica de forma a identificar as contingências consideradas aproximadamente até a terceira vizinhança da barra do PAC; para o caso de consumiores livres a representação deverá abranger até à barra do PAC; Realização de contingências (critério N-1) para as linhas (circuitos), equipamentos (transformadores, bancos shunt de capacitores e reatores, bancos série, compensadores estáticos) presentes aproximadamente até a terceira vizinhança da barra PAC e que devem constar no diagrama uniiflar que identifica a carga especial na Rede Básica. Utilização dos níveis de carga leve, média e pesada para todos os cenários de análise definidos para os três anos mais próximos da entrada dos empreendimentos de acordo com o PAR (Plano de Ampliações e Reforços - Casos de Referência) e obtidos pelo link ( aspx) da página eletrônica do ONS; Representação de todas as resistências dos transformadores e geradores da Rede Básica (SIN) sem modelos oriundos dos arquivos no formato Anarede e Anatem respectivamente. Para tanto, adota-se valores típicos (2% e 1% das correspondentes reatâncias); Para o caso de geradores em que são conhecidos os dados fornecidos pelo fabricante (reatância subtransitória de eixo direto X d e a constante de tempo subtransitória de circuito aberto (T d0) e que compõem a expressão da resistência [18] descrita a seguir poderão ser utilizados: Consideração da variação da resistência com a frequência (efeito pelicular) nas linhas de transmissão, transformadores e máquinas síncronas. Adoção dos Métodos do Setor Anular e/ou Polígono de n Lados para a definição das envoltórias do Lugar Geométrico formado pelas admitâncias da Rede Básica, observando-se as diretrizes de aplicabilidade definidas no 21 / 61

22 item 4.2.3, levando em consideração os harmônicos e interharmônicos de interesse, quais sejam, anterior e posterior (h-0,5, h, h+0,5); Tabela de distorção máxima de tensão no PAC para os casos base e as (N-1) contingências (sem e com filtro proposto); Tabela com os parâmetros do filtro e a sua dessintonia nos cálculos da distorção harmônica de tensão; Diagrama Unifilar simplificado da rede interna para parques eólicos/solares identificando sua conexão ao complexo eólico/solar a que pertence e a quantidade de aerogeradores/células fotovoltaicas de cada parque com as suas respectivas interligações; Dados da rede interna da instalação, incluindo sua topologia e parâmetros elétricos dos cabos, transformadores, filtros, banco de capacitores, etc; Valores das impedâncias/admitâncias harmônicas da rede interna (Zih/Yih) consideradas na simulação do circuito; Valores das correntes harmônicas consideradas para cada fonte de corrente harmônica da instalação, valores estes medidos em campo ou fornecidos pelo fabricante (correntes certificadas); Valores das correntes harmônicas (Ih) consideradas na simulação do circuito (valores das correntes da rede interna - correntes de Norton no PAC) Valores das impedâncias vistas do PAC para cada condição de Rede Básica considerada (rede completa e N-1), indicando o ano de estudo e as condições (leve, média e pesada); Valores dos vértices para o LG tipo polígno de n lados para cada ordem harmônicao (na forma de admitância condutância (pu) e susceptância (pu), considerados no estudo; Informação dos dados técnicos garantidos dos aerogeradores, células fotovoltaicas (certificado do fabricante) e que incluem as medições de qualidade de energia (correntes harmônicas) realizadas conforme a IEC A informação quanto ao número máximo de aerogeradores que poderão operar na ausência de filtro(s) e sem violar os limites individuais e totais de distorção de tensão, confome o submódulo 2.8 dos Procedimentos de Rede passou a fazer parte na revisão do item 7 MEDIÇÕES. 22 / 61

23 6.2 Considerações Adicionais Algumas considerações adicionais da rede externa referente a linhas de transmissão, transformadores, geradores, filtros de harmônicos são descritas a seguir: Linhas de Transmissão Transformadores Geradores Bancos de Capacitores e Filtros de Correntes Harmônicas Linhas de Transmissão Considerando que, os arquivos de dados provêm de arquivos de fluxo de potência é possível modelar adequadamente a característica distribuída dos parâmetros elétricos das linhas de transmissão com o modelo para correção hiperbólica. A correção da resistência com a frequência deve ser considerada em todas as linhas de transmissão. Os valores utilizados de correção com a frequência têm valores padrão provenientes do programa HarmZs Transformadores Como as linhas de transmissão, a correção da resistência com a frequência também deve ser considerada para todos os transformadores. Os valores utilizados para a correção com a frequência são os valores padrão do programa HarmZs. O número reduzido de resistências de transformadores sem especificação do SIN e que são provenientes dos arquivos de fluxo de potência (ANAREDE) motivou a utilização de valores típicos. Para tanto, um fator de qualidade típico de cinquenta (Q=50) é aplicado para estes transformadores sem alguma especificação Geradores A correção da resistência de armadura com a frequência deve ser feita para todos os geradores. Os valores utilizados para a correção com a frequência são os valores padrão do programa HarmZs. Nos arquivos de formato ANATEM são poucas as resistências de armadura especificadas para os geradores. Portanto, se utiliza de valores típicos de 1% da reatância subtransitória para todas as resistências dos geradores sem especificação. 23 / 61

24 6.2.4 Bancos de Capacitores e Filtros de Correntes Harmônicas Os bancos de capacitores e filtros de correntes harmônicas estão representados atualmente pelo seu equivalente no programa ANAREDE através do cartão DBSH e identificados pelos grupos 10 (20, 30,...) e 90, respectivamente, conforme Figura 6.1. Os bancos de capacitores, grupo 10 (20, 30,...), representam uma reatância capacitiva equivalente resultante de outros bancos de capacitores que se encontram à jusante e em barras vizinhas no PAC. Esses equipamentos de compensação reativa presentes na rede interna/instalações do agente ou na Rede Básica (representados pelas reatâncias capacitivas equivalentes) podem alterar, significativamente a resposta em frequência e, portanto, os resultados das simulações de desempenho harmônico com o programa HarmZs. Para sua utilização no programa HARMZs seu status prévio (ligado/desligado) deve ser alterado, conforme os mesmos sejam pertencentes à Rede Básica ou às instalações do agente para as seguintes condições: a) Caso os bancos de capacitores estejam representados na Rede Básica pelas suas reatâncias capacitivas equivalentes, deve-se considerar as situações com e sem estes equipamentos; b) Se os bancos capacitores fazem parte das instalações do agente, uma análise quanto à presença ou não destes equipamentos deve ser realizada. Os filtros de correntes harmônicas, por sua vez pertencentes ao grupo 90, também tem sua representação somente pela reatância capacitiva equivalente resultante de outros filtros que estão à jusante e nas barras vizinhas. Essa representação para os filtros (equivalente resultante de reatância apenas para a parte capacitiva) no PAC, não está devidamente correta, pois não considera os demais parâmetros do filtro como a reatância indutiva, resistores, etc. Com respeito aos filtros de correntes harmônicas, deve-se considerar as seguintes situações: Filtros de parques eólicos, solares ou consumidores livres que compartilham de um ponto comum de conexão Filtros de parques eólicos, solares ou consumidores livres que NÂO compartilham de um ponto comum de conexão 24 / 61

25 Filtros de parques eólicos, solares ou consumidores livres que compartilham de um ponto comum de conexão Seja a Figura 6.1 (1a) em que um parque/consumidor livre representado por sua fonte de corrente e seu respectivo filtro e um parque/consumidor livre já existente - Figura 6.1 (1b) - for conectado no mesmo ponto comum de conexão, o agente deverá mudar o status de identificação do filtro equivalente de 1 para zero no cartão DBSH e realizar um levantamento junto aos demais agentes de parques eólicos/solares e/ou consumidores livres vizinhos e que compartilham do mesmo ponto comum de conexão e dentro da sua área de estudo, os dados dos parâmetros do(s) filtro(s) (reatores, capacitores, resistores, conforme tipo de filtro) para a devida implementação no HARMZs. Os dados do(s) filtro(s) adjacentes devem ser representados no item DEQP (Dados de Equipamentos) do programa HARMZs. Adicionalmente, o agente deve consultar ao ONS quanto à disponibilidade dos parâmetros do(s) filtro(s) para sua correta utilização no programa HARMZs. Esse caso é o exemplo típico da expansão de um parque existente, no qual já existem filtros. Dessa forma, deve-se representar os filtros já existentes (com seus parâmetros RLC através do item DEQP ) e as fontes de geração harmônica desses novos parques devido à expansão. Filtros de parques eólicos, solares ou consumidores livres que NÂO compartilham de um ponto comum de conexão Seja a Figura 6.1 (2) em que um parque/consumidor livre representado por sua fonte de corrente e seu respectivo filtro deve se conectar à Rede Básica, porém sem nenhum outro parque/consumidor livre que apresente um ponto comum de conexão. Nessa situação, o agente deve verificar se no PAC há a representação do grupo 90 (representação de filtros através de suas reatâncias capacitivas equivalentes) e caso positivo, mudar o status de identificação do filtro equivalente de 1 para zero evitando-se assim, qualquer influência desse equipamento nos resultados da montagem dos dados da rede externa (Rede Básica) e um possível problema de ressonância paralela no sistema elétrico. Além disso, cada filtro deve ser representado no programa HarmZs por um circuito RLC, através do uso do componente "DEQP", para verificar a influência do grupo 90 (reatância capacitiva equivalente de filtros) existente no PAC. Em nenhuma hipótese, um filtro (grupo 90) deve ser representado apenas pelo seu componente "C" equivalente no HarmZs. Como na condição anterior, o agente deve consultar ao ONS quanto à disponibilidade dos parâmetros do(s) filtro(s) para sua correta utilização no programa HARMZs. 25 / 61

26 Figura 6-1: Representação do Filtro de Correntes Harmônicas 230,0 kv Banco Equivalente Grupo 10 69,0 kv PAC Filtro Equivalente Grupo 90 69,0 kv Banco 2 34,5 kv 34,5 kv PontoComum de Conexão de Ih1 e Ih2 Banco 1 0,6kV 0,6kV 0,6kV 1A 1B Ih3 2 Filtro 1 Ih1 Filtro 2 Filtro 3 Ih Critérios de avaliação de desempenho harmônico Os critérios de aceitação da nova instalação quanto aos limites individuais relacionados à distorção harmônica para o estudo de desempenho harmônico são apresentados na tabela abaixo: Tabela 6-1: Limites individuais de distorção harmônica Caso o estudo resultar em valores de distorção harmônica superiores aos estabelecidos acima, o agente deverá apresentar solução, normalmente relacionada com a instalação de filtragem, que levem ao adequado desempenho da instalação no PAC. 26 / 61

27 6.3 Estudo de flutuação de tensão (cintilação) Método simplificado de avaliação Um estudo detalhado para avaliação da flutuação de tensão, realizado a partir da adequada modelagem da fonte de distúrbio, bem como dos equipamentos instalados para seu controle, tal como um compensador estático, normalmente demanda um tempo razoável para o seu desenvolvimento e seu sucesso está condicionado a fatores que, por exemplo, no caso de fornos a arco, corresponde à modelagem do arco, modelagem dos equipamentos e estratégia de controle. Observe-se, contudo, que metodologia mais simples poderá ser utilizada para a realização de uma avaliação expedita do comportamento da instalação em relação à flutuação de tensão. Usualmente, a flutuação de tensão é avaliada a partir do nível de Pst (valor médio medido em um intervalo de 10 minutos) definido nas normas IEC e nos Procedimentos de Rede do ONS. Da série de valores de Pst medidos em um período de 7 (sete) dias consecutivos é extraído, conforme estabelecido no submódulo 2.8 [1], o valor do indicador PstD95%. Este valor guarda uma correlação típica com o indicador PstD99% de 1, Fornos a arco No caso de fornos a arco em etapa de projeto, normalmente é feita uma avaliação simplificada do Pst95%PACcalc no PAC, com a seguinte equação: Onde: Pst95%PACcalc = Pst99%PACcalc / 1,25 Pst99%PACcalc = Kst * (SccFA / SccPAC) = Kst *Xpac/(Xpac+Xf) Kst = fator de severidade, que corresponde a um coeficiente experimental, cujo valor fica entre 45 e 75. Este valor poderá ser determinado, posteriormente, através de campanha de medição; SccFA = potência de curto-circuito do forno, supondo os eletrodos tocando a massa fundida; SccPAC = potência de curto-circuito no PAC; Xpac = reatância de curto-circuito da rede de alimentação vista do PAC, em pu base 100 MVA; 27 / 61

28 Xf = reatância do circuito interno da usina siderúrgica entre o PAC e a ponta dos eletrodos, em pu base 100 MVA. O valor de SccPAC deve considerar a operação do sistema degradada a partir do critério N-1, incluindo um número mínimo de unidades geradoras despachadas, de forma a minimizar a potência de curto-circuito do PAC. Quando parte do valor de SccPAC é devido a existência de usinas, principalmente térmicas, próximas a carga, deve-se avaliar o efeito da sua ausência no sistema, fato bastante provável, desde que algumas máquinas da usina não sejam programadas a operar como síncronos, quando não estiverem gerando potência ativa. O cálculo do nível de curto-circuito no forno, ou da reatância Xf do circuito interno, pode ser feito considerando a reatância de projeto da transformação principal da usina siderúrgica (Xtr), dos cabos de ligação (Xca) ao primário do transformador do forno e do circuito restante até a ponta dos eletrodos (Xr). Esta última reatância, Xr, em vez de ser determinada calculando-se detalhadamente a reatância do transformador do forno, a reatância dos cabos de alimentação dos eletrodos e a reatância dos próprios eletrodos, considerando o tape de operação (nem sempre conhecido), pode ser determinada em forma mais simples. Este cálculo se faz a partir da potência máxima de fusão (Sfusão) e do correspondente fator de potência (FP) visto do primário do transformador do forno. Efetivamente, se sabe que o ângulo da potência total deve ser igual ao ângulo da impedância do circuito, portanto podemos estabelecer a equação seguinte: Xreff = sen(arccos(fp))*100/stf, em pu na base 100 MVA Sendo: Xreff = reatância efetiva de operação do forno em fusão, em pu base 100 MVA Stf = potencia nominal do transformador do forno, suposta igual à máxima potência de fusão, em MVA A reatância de curto-circuito Xr do circuito restante guarda a seguinte relação empírica (conhecida na indústria siderúrgica) com a reatância efetiva Xreff, considerando que não deve ser incluída a reatância de arco: Xr = Xreff / 1,15 Finalmente, podemos aplicar a seguinte relação: Xf = Xtr + Xca + Xr, em pu na base 100 MVA O valor resultante da aplicação da expressão acima ainda poderá ser atenuado por fatores relacionados ao emprego de equipamentos de controle (compensador estático). Quando existe mais do que uma fonte emissora de flicker conectadas 28 / 61

29 em um mesmo PAC e relacionadas a um mesmo acessante, o efeito da operação simultânea destas fontes é determinado pela expressão abaixo, onde o fator m é igual a 3 e n é o número de fontes emissoras Centrais Geradoras Eólicas, =, No caso de parques eólicos deve ser utilizada a metodologia recomendada pela IEC [10]. Neste caso os indicadores Plt e Pst, definidos nesta referência, são determinados a partir de dados fornecidos pelo fabricante e consideram a operação contínua nas condições de velocidade média do vento e para conexão da máquina com velocidade mínima ( cut in ) e velocidade nominal. A indica os principais fatores a serem considerados. Tabela 6-2: Dados para avaliação dos níveis de flicker PARÂMETRO UNIDADE DESCRIÇÃO SN MVA Potência Nominal do aerogerador ΨK Grau Ângulo da Potência de curto circuito SK MVA Potencia curto circuito Trifásico va m/s Velocidade nominal média do vento C(Ψk,va) - Coeficiente de flicker Kf(Ψk) - Fator de flicker em face de uma variação em degrau, com va= cut in Fator de flicker em face de uma variação em degrau, com va nominal KU(Ψk) - Fator de tensão em face de uma variação em degrau com va= cut in Fator de tensão face a uma variação em degrau com va nominal N10 - Máximo chaveamento em 10 minutos N120 - Máximo chaveamento em 120 minutos Critérios de avaliação de desempenho Os limites individuais de flutuação de tensão que devem ser atendidos por uma instalação não linear durante sua operação são apresentados a seguir. PstD95% 0,8pu FT PltS95% 0,6pu FT Esses valores são expressos em função dos limites individuais para tensão secundária de distribuição 220 V e da atenuação esperada quando a flutuação de tensão se propaga dos barramentos da Rede Básica para os barramentos da rede secundária de distribuição. 29 / 61

30 O fator de transferência FT é aplicável entre o barramento da Rede Básica sob avaliação e o barramento da tensão secundária de distribuição, eletricamente mais próximo. O fator de transferência FT é calculado pela relação entre o valor do PltS95% do barramento da Rede Básica sob avaliação e o valor do PltS95% do barramento da rede de distribuição. No caso de os FT entre os barramentos envolvidos não terem sido medidos, os FT apresentados na tabela abaixo podem, em princípio, ser aplicados para a avaliação da flutuação de tensão nos barramentos da Rede Básica. Barramento de tensão nominal 230 kv FT = 0,65 69 kv barramento de tensão nominal < 230 kv FT = 0,80 Barramento de tensão nominal < 69 kv FT = 1, Centrais Geradoras Solares Quanto ao impacto das centrais geradoras fotovoltáicas para a Qualidade de Energia, mais especificamente com respeito à flutuação de tensão, ainda não se tem uma uma normalização e consenso internacional que se possa quantificar a influência dessas cargas para se determinar sua relevância para o efeito Flicker (cintilação). Enquanto não se tem um equacionamento real e aprovado por entidades competentes de estudos, seja nacional/internacional, o acessante poderá omitir a informação da flutuação de tensão em seus relatórios de desempenho harmônico e da Planilha de Resultados (item 7.9) ocasionada pelas centrais fotovoltáicas até sua divulgação oficial e aprovação consensual de resultados pelo ONS Conteúdo básico do relatório de estudo Para que o ONS possa avaliar o resultado do estudo o agente deve incluir, no mínimo, as seguintes informações no relatório: Do ponto de vista da avaliação do desempenho da instalação através de simulação o valor de Pst95%PACcalc deve resultar menor ou igual ao limite estabelecido para o indicador PstD95% conforme apresentado acima. a) Valores de potência de curto-circuito vista do PAC (SccPAC), indicando o ano correspondente ao horizonte do estudo, patamar de carga (leve ou pesada) e condição N-1 considerada; b) Valor do fator de severidade adotado no estudo; c) Tabela de dados para avaliação dos níveis de flicker para cada tipo de aerogerador utilizado, conforme Tabela 6-2 do item ; 30 / 61

31 d) Valor da potência de curto-circuito do forno (SccFA), incluindo memória de cálculo para sua determinação; e) Valores de Pst95%PACcalc, para cada condição das configurações do sistema consideradas no estudo; f) Tabela de comparação valores encontrados de Pst e Plt da norma IEC [12] com os limites individuais de flutuação de tensão descritos na tabela 4 Limites individuais de flutuação de tensão do Submódulo 2.8 [1] dos Procedimentos de Rede. 7 Medições 7.1 Considerações iniciais Cabe ressaltar que, as campanhas de medição têm por finalidade avaliar o impacto da instalação do acessante na rede à época da sua conexão e em condições sistêmicas para que dessa forma, se verifique o desempenho real da mesma sem a necessidade de se utilizar recursos de modelagem. Seguem-se algumas considerações a respeito das campanhas de medição para avaliação de desempenho das instalações com característica não linear, em conformidade com o submódulo 2.8 [1] dos procedimentos de rede e o relatório Re.ONS /2008 Definição das Metologias e Procedimentos Necessários às Campanhas de Medição dos Indicadores de Desempenho [4]. Quando da implantação de instalações/cargas com característica não linear, são realizadas medições de tensão e corrente, a cargo do agente, sob a forma de campanha de medição. As campanhas de medição de tensão são realizadas, por períodos não inferiores a 7 (sete) dias consecutivos, considerando os valores dos indicadores integralizados em intervalos de 10 (dez) minutos ao passo que para as campanhas de corrente, o período pode variar até um (01) ano de acordo com as condições de vento (caso de eólicas) ou da irradiação solar (caso das fotovoltáicas) As campanhas de medição de tensão devem envolver medições de flutuação, desequilíbrio e distorção harmônica de tensão. Dependendo das características da instalação e da sua conexão à Rede Básica e barramentos dos transformadores de fronteira, em particular os parques eólicos e solares, devem ser medidas também as correntes harmônicas resultantes da operação de cargas/dispositivos não lineares pertencentes a estas instalações. De uma maneira geral, as medições de tensão deverão ser realizadas imediatamente antes e imediatamente após à depois da entrada em operação da instalação para qualquer tipo de carga com característica não linear. 31 / 61

32 Para tanto, os limites de distorção de tensão devem ser atendidos, conforme os limites globais inferiores da Tabela 7-1 a seguir: Tabela 7-1: Limites globais inferiores de tensão em porcentagem da tensão fundamental Com respeito à campanha de medição de corrente, a mesma deve ser realizada pelos aerogeradores (para qualquer tipo de configuração de máquina) e geração fotovoltáica, com o objetivo de se avaliar as contribuições das fontes de correntes harmônicas e compará-las com aquelas certificadas e fornecidas pelo fabricante, ou mesmo calculados na fase dos estudos de desempenho harmônico. Caso haja a necessidade de esclarecimentos quanto aos locais de medção, seja tanto na Rede Básica quanto nos barramentos dos transfpormadores de fronteira, demais instalações dos transformadores de transmissão (DIT), bem como condições operativas (normal ou degradada) para se avaliar o desempenho da instalação, sugere-se que esses tipos de discussões sejam solicitados ao ONS com certa antecedência da entrada em operação da instalação. Tendo em vista que o impacto da operação de geração eólica e fotovoltáica na QEE do PAC ser dependente do regime de ventos e da irradiação solar da região, onde se encontram instalados, o agente deve realizar as campanhas de tensão e corrente baseadas nos procedimentos da norma IEC [10]. (*) A norma IEC , no momento apresenta somente os procedimentos de medição para parques eólicos. Todavia, pode-se tomar como referência essa mesma norma para os parques solares, inclusive as tabelas de variação percentuais de potência (corrente) para todo o espectro harmônico (2ª a 50ª ordem harmônica). Além das campanhas de medição de tensão que têm por objetivo determinar os valores dos indicadores de distorção harmônica, flicker e desequilíbrio de tensão, também deverão ser medidas as correntes harmônicas geradas por, pelo menos, um aerogerador representativo de cada central de geração eólica ou fotovoltaica que compartilha o sistema de transmissão, bem como as correntes harmônicas 32 / 61

33 totais injetadas na rede elétrica, resultantes da operação do conjunto de aerogeradores. As medições de tais correntes têm por finalidade permitir reavaliar o estudo de desempenho da instalação quanto à distorção harmônica de tensão. A reavaliação do estudo de desempenho harmônico será necessária quando as correntes medidas na saída dos aerogeradores ou mesmo das células fotovoltaicas forem maiores que aquelas utilizadas no referido estudo. Considerando que os complexos eólicos ou solares poderão resultar da união de centrais de geração eólicas (CGE) ou solares (CGS) de menor porte, compartilhando do mesmo sistema de uso exclusivo para conexão com a Rede Básica, a avaliação do impacto da instalação no PAC, através das campanhas de medição, deverá considerar tanto os efeitos resultantes da entrada em operação de cada CGE ou CGS como de todo o conjunto. Ao ONS cabe a prerrogativa de acompanhar, quando considerado necessário, tais campanhas de medição. De acordo com o submódulo 2.8 [1] os indicadores a serem obtidos a partir das campanhas de medição são, pelo menos, os seguintes: Flutuação de tensão: PstD95% e PltS95%; Desequilíbrio de tensão: KS95%; Distorção harmônica de tensão: DTHTS95% e pelos indicadores correspondentes relativos aos harmônicos individuais. A classificação das campanhas de medição é determinada, conforme o estágio de implantação das cargas/geradores com características não lineares. Todos os estágios descritos a seguir devem ser seguidos, especificamente para os parques eólicos e em uma situação de excepcionalidade (**), ao passo que, para as demais cargas não lineares incluindo os parques solares somente as campanhas Pré e Pós e salvo também alguma condição de excepcionalidade (**) devem ser realizadas: Campanha Pré: voltada para a tensão e determinação da distorção de tensão da Rede Básica; Campanhas de Medição de Corrente: na saída dos aerogeradores para comparação com correntes utlizadas no estudo; Campanha Pós: se refere basicamente ao atendimento dos limites globais (individual e total) de distorção de tensão no PAC decorrente, principalmente e não unicamente da implantação do filtro e, por conseguinte de seu desempenho. 33 / 61

34 (**) Nota: A Campanha de Monitoramento, caso de excepcionalidade solicitado pelo agente ao ONS, deve ser realizada todas as vezes que a solução de filtragem não for implementada em conjunto com a entrada em operação dos aerogeradores ou conjunto de células fotovoltaicas. Essa campanha voltada para a tensão está condicionada à operação do parque eólico ou solar ao número máximo de aerogeradores ou conjunto de células fotovoltaicas que poderão ser conectados sem violar os limites individuais e total de distorção de tensão.o desenvolvimento adequado de uma campanha de medição depende de uma série de fatores, dentre os quais: instrumento de medição, tipo de transdutor e características elétricas dos cabos que conectam a sua saída até a entrada do medidor, etc. A determinação do número máximo de aerogeradores deverá ser verificado durante a campanha de monitoramento, diferentemente da prática anterior à revisão desse documento em que o número máximo de aerogeradores que poderiam permanecer operando sem filtros estava condicionado às simulações computacionais do estudo de desempenho harmônico. Para tanto, devem ser seguidos alguns procedimentos para a aplicação das equações abaixo quando da conexão de apenas um ou mais parques pertencentes ao acessante e da identificação das ordens harmônicas de tensão que foram violadas. Para a conexão de um parque, deve ser realizada uma medição de distorção de tensão (percentil 95) antes e após sua conexão, conforme a equação [17] a seguir. Através da medição pré de tensão harmônica, já se tem conhecimento das ordens harmônicas que que já se encontram violadas e com a medição pós de tensão harmônica outras ordens serão acrescidas ou até mesmo reduzidas com a conexão do(s) parque(s). NOTAS: a) As medições estarão concentradas, portanto, nas distorções de harmônicas de tensão que forem violadas antes e após a conexão do(s) parque(s). b) O número máximo de aerogeradores quando houver mais de uma harmônica de tensão violada será aquele que apresentar o menor número de aerogeradores para uma determinada ordem harmônica. Isso é justificado pelo fato que, se já houve violação de uma determinada ordem harmônica com um número reduzido de aerogeradores isso implica que não se poderá conectar mais aerogeradores independentemente da ordem harmônica, pois em algum momento o limite será violado. c) A cada novo parque a ser conectado deverá ser realizado uma medição pré e pós de tensão harmônica; 34 / 61

35 d) Caso houver apenas um parque a ser conectado a Tensão Limite da Equação 02 se refere ao limite individual, porém ao se conectar outros parques a Tensão Limite passa a ser o limite global. = Onde: V MED n = Distorção de tensão individual da n-harmônica medida devido ao parque; V pos n = Distorção de tensão harmônica individual da n-harmônica medida pós inserção do parque; V pre n = Distorção de tensão harmônica individual da n-harmônica medida antes da inserção do parque; α=1,0 fator de ponderação para h<5; α=1,4 - fator de ponderação para 5 h 10 α=2,0 - fator de ponderação para h>10 Em caso de violação dos limites individuais, calcula-se pela equação Á [17] o número máximo de aerogeradores que poderão operar sem filtros para aquele parque: Onde: Á = N MÁX AERO = Número máximo de Aerogeradores a serem conectados sem a presença dos filtros N TOTAL = Número total de Aerogeradores do(s) parque(s); V LIM = Tensão Limite Individual (apenas um parque) ou Global (para dois ou mais parques); Os resultados encontrados quanto ao número máximo de aerogeradores deverão ser enviados ao ONS através do qualidade_energia@ons.org.br, juntamente com a tabela de distorção máxima de tensão no PAC, de forma a comprovar a não violação dos limites individuais e totais de acordo com a Tabela 6-1: Limites individuais de distorção harmônica do sumódulo / 61

36 7.2 Práticas recomendadas pelo ONS para as Campanhas de Medição Processo atual das Campanhas de Medição As campanhas de medição, como etapa complementar aos estudos de desempenho harmônico, têm sido ainda motivo de várias dúvidas quanto ao início da realização de cada uma, os períodos mais adequados para uma determinada campanha e das obrigações dos agentes quanto ao envio de relatórios decorrentes das medições. Para tanto, com o objetivo de esclarecer as questões mais frequentes referentes às campanhas, e o seu processo de gerenciamento e controle foi desenhado os fluxogramas ilustrados pelas Figura 7-1 e Figura 7-2 para descrever os passos para a realização das campanhas de medição. Explorando a Figura 7-1, o início das medições de pré tensão pode ser feito assim que o documento do Parecer de Acesso for emitido pelo ONS, onde o propósito final é saber a respeito dos principais indicadores de qualidade com respeito à Rede Básica, antes que o agente seja conectado. A campanha de pré tensão é requisito básico para a emissão da DAPR-T (Declação de Atendimento dos Procedimentos de Rede para Teste). Os valores medidos são armazenados em uma planilha de fornecimento padrão ONS, enviados à GET2 (departamento responsável para análise) por meio do qualidade_energia@ons.org.br, juntamente com um relatório respectivo, onde é avaliado a DHT (distorção harmônica total) no PAC de acordo com o submódulo 2.8 dos Procedimentos de Rede. Caso esse valor de DHT é ultrapassado, o ONS permite a entrada do agente emitindo a DAPR-T e cabe a tomada de decisões futuras e ações de mellhoria da Rede Básica por parte do ONS. Em uma etapa posterior é feita uma verificação das pendências da entrada do empreendimento para a operação comercial e as principais observações (como a necessidade ou naõ de filtros) são descritas na emissão da DAPR-P (Declação de Atendimento dos Procedimentos de Rede Provisória). Por outro lado, se não houve violação do DHT, o ONS emite a DAPR- T permitindo a entrada do agente e, posteriormente após o levantamento das pendências para a entrada comercial é emitida a DAPR-P. Uma vez com os parques em operação, deve-se realizar a campanha de medição de corrente na saída dos aerogeradores. Essa campanha, independentemente se o agente utilizou no seu estudo de desempenho harmônico as correntes calculadas ou aquelas fornecidas pelo fabricante (certificadas), deve ser realizada até um período de 01 (ano) ou qualquer outro período de condição favorável de vento, de forma que seja possivel obter as correntes harmônicas para todo o espectro harmônico (2 a 50) e para cada faixa de potência nominal do aerogerador (0 a 100%), conforme descrito na IEC [10]. Caso as correntes medidas sejam maiores que aquelas consideradas no estudo (calculadas ou certificadas), o agente deverá refazer o estudo de desempenho harmônico com as correntes medidas, enviar o relatório de estudo à GET2 do ONS para nova avaliação. Se 36 / 61

37 com a revisão do estudo houve a necessidade de se redimensionar ou implantar filtros é emitida uma revisão da DAPR-P com essa observação e a próxima fase é a campanha de monitoramento. Entretanto, se as correntes medidas forem menores que aquelas consideradas no estudo e houve a indicação de filtro(s), o agente poderá ou não reavaliar seu estudo e se for o caso, otimizar o dimensionamento do(s) filtro(s). Posteriormente, deve ser enviado o relatório revisado de estudo de desempenho harmônico e solicitar uma revisão da DAPR- P verificando, entretanto, o prazo de fornecimento do(s) filtro(s) propostos junto ao ONS para prosseguir para a próxima etapa que é a campanha de monitoramento. Por outro lado, em que as correntes medidas forem menores que as do estudo e não houve a indicação de um filtro, o próximo passo é a campanha de pós tensão. Figura 7-1: Processo Atual Campanha de Medição A campanha de monitoramento é a etapa das campanhas de medições em que o agente, na indisponibilidade do fornecimento do(s) filtro(s) proposto(s) no momento de operação dos parques eólicos ou solares, fica restrito a uma redução imediata do número máximo de aerogeradores ou células fotovoltaicas, a partir do momento que houve a primeira violação do indicador de distorção harmônica total global inferior de tensão no PAC. Dessa forma, embora é permitido que o agente 37 / 61

38 entre em operação com todos os aeogeradores ou células fotovoltaicas do complexo em questão, o monitoramento contínuo da distorção harmônica de tensão individual e total deve ser realizado pelo agente para verificação de atendimento aos limites globais inferiores no PAC e da necessidade de redução da quantidade de aerogeradores ou células fotovoltaicas de acordo com informação descrita no item [7.1]. A partir desse momento, somente após a implantação do(s) filtro(s) é que todo o complexo eólico ou solar poderá operar nomalmente. Posteriormente, é realizada a campanha pós que encerra as etapas das campanhas da medição. Figura 7-2: Processo Atual Campanha de Medição Na campanha pós, realizada com o intuito de se avaliar o desempenho do filtro proposto ou no caso do estudo em que não houve a indicação do filtro em se avaliar as condições da Rede Básica no tocante aos indicadores de qualidade, são retiradas todas as restrições impostas ao agente em virtude de alguma pendência de fornecimento de equipamento e/ou operação e, por fim, a emissão final da DAPR-D (documento de aprovação defintiva). No caso do indicador de distorção harmônica de tensão global inferior no PAC superar os limites estabelecidos no Submódulo 2.8 dos Procedimentos de Rede, deve-se observar se nessa etapa 38 / 61

39 houve a indicação de filtro. Em caso negativo, o documento DAPR-D será emitido após averiguação/investigação do agente sobre as responsabilidades da violação da distorção de tensão global inferior no PAC e sob coordenação do ONS para assim, finalizar o processo. Caso contrário, o agente deve averiguar/investigar as responsabilidades com a coordenação do ONS se o parque eólico ou solar foi o causador da violação. Em seguida, deve-se realizar um novo estudo de QEE com a reapresentação dos resultados para a redução do limite global inferior no PAC da distorção harmônica de tensão para que o documento DAPR-D possa ser emitido. Por outro lado, caso o parque eólico ou solar não seja o responsável pela violação do limite global inferior da distorção harmônica de tensão, a DAPR-D pode ser emitida finalizando todas as etapas das campanhas de medição e as obrigações pelo agente no aspecto da QEE Critérios de avaliação das campanhas de medição A avaliação das campanhas de medição de distorção harmônica de tensão é realizada para as fases pré, monitoramento e pós tensão e são baseadas nos limites globais inferiores de tensão, conforme Tabela 7-2: a seguir. Tabela 7-2: Limites globais inferiores de tensão em porcentagen da tensão fundamental Caso os valores de distorção harmônica de tensão do estudo forem superiores aos estabelecidos acima, o agente deverá apresentar solução, normalmente relacionada com a instalação de filtragem e, que levem ao adequado desempenho da instalação no PAC. 7.3 Instrumentos de Medição Este subitem estabelece algumas recomendações e premissas que deverão ser seguidas nas campanhas de medição necessárias a aprovação dos novos acessos com respeito aos instrumentos de medição. 39 / 61

40 Os itens e do Submódulo 2.8 [1] dos Procedimentos de Rede estabelecem as condições básicas que os instrumentos de medição deverão atender para serem considerados adequados a participar de uma campanha de medição. A partir da publicação da IEC [14], a qual estabelece as condições para que um instrumento de medição seja considerado do tipo classe A, o ONS aceitará como adequados os instrumentos de medição que tenham obtido tal classificação através de laboratório nacional ou internacional credenciado para a realização dos ensaios necessários e emissão de atestado comprobatório. Caso contrário o instrumento deverá ser ensaiado em laboratório, de acordo com o caderno de ensaios elaborado e disponibilizado na página da Internet do ONS no endereço eletrônico: sao/onsnt _cadernodeensaiosparacertificacao_instrumento_campan hasdemedicaodeqee.pdf Atualmente, o ONS considera como aptos a participar de uma campanha de medição os instrumentos de medição encontrados na página da Internet do ONS: sao/listadeequipamentosdemedicoesdeharmonicas.pdf Tais medidores, além dos indicadores de tensão, também são aptos a medir corrente fundamental e harmônica. 7.4 Transdutores de Tensão Existem disponíveis vários tipos de transdutores de tensão para a realização de campanhas de medição, cada um com suas características de resposta em freqüência e com seu conjunto de vantagens e desvantagens para a utilização em campanhas de medição. Basicamente, os tipos de transdutores que poderiam ser utilizados em campanhas de medição são: TPI - Transformador de Potencial Indutivo; TPC - Transformador de Potencial Capacitivo; DPC - Divisor de Potencial Capacitivo; DPCR - Divisor de Potencial Capacitivo-Resistivo TCB - Tape Capacitivo de Bucha de Transformador de Potência ou de Reator em Derivação 40 / 61

41 Para cada uma das perturbações relacionadas com os fenômenos de distorção harmônica, desequilíbrio e flutuação de tensão, no entanto, os diversos tipos de transdutores de tensão apresentam características que os diferenciam. Observese ainda que, enquanto os transdutores do tipo TPC e TPI encontram-se, normalmente, instalados nos barramentos das subestações onde serão realizadas as medições, os transdutores DPC e TCB necessitam de ações complementares de instalação, tal como a realização de desligamentos, dificultando a realização prática da campanha de medição, além de um risco teórico associado para a operação do sistema decorrente a possíveis falhas nestes equipamentos. Na sequência serão analisadas as possíveis ações práticas que podem ser implementadas para garantir a precisão necessária às medições de QEE, particularmente de distorção harmônica, para cada um dos citados tipos de transdutores de tensão Requisitos relacionados a transdutores de tensão para a realização de campanhas de QEE Neste item será realizada um rol de recomendações dos procedimentos que devem ser realizados em instalações que possuam diferentes tipos de transdutores de tensão, visando atingir o necessário nível de precisão para a realização de campanhas de medição de QEE, conforme preconizado pelo relatório técnico IEC [13], com ênfase em distorções harmônicas. Vide Figura 7-3 abaixo. Figura 7-3: Resposta de frequência de diferentes tecnologias de transdutores de tensão de acordo com a experiência corrente 41 / 61

42 7.4.2 Transformadores de potencial indutivos (TPI) Os Transformadores Indutivos de Instrumentos até agora foram concebidos de forma a ter um comportamento linear principalmente no intervalo de amplitudes de sinal primário e à frequência industrial. Figura 7-4: Arquitetura típica de um TPI para níveis de transmissão Fora destes limites, o seu comportamento não é padronizado, mesmo se as características de linearidade teoricamente podem se estender para além das faixas nominais. Os TPIs, devido a aspectos construtivos e de custos, são geralmente empregados até no máximo 230 kv, para subestações convencionais. Em subestações tipo GIS são adotados até os níveis de UHV por serem mais econômicos. Os TPIs na faixa de tensões de transmissão possuem resposta de frequência muito variável e dependem de uma série de fatores construtivos. A Figura 7-5 exemplifica a resposta de um TPI de 420 kv, onde fica claro um erro acentuado de amplitude a partir de 150 Hz, ou seja, da 2,5ª harmônica. 42 / 61

43 Figura 7-5: Resposta de frequência de TPI típico para 420 kv A conclusão é que a precisa utilização de TPI para fins de medições de QEE somente é factível se houver possibilidade de determinação da resposta de frequência do equipamento, antes da realização da campanha. Neste caso, se faz a correção matemática das medições realizadas no campo de acordo com o indicado em [4] Transformadores de potencial capacitivos (TPC) Os TPCs são constituídos por um divisor capacitivo, que possui acoplado à sua unidade secundária um transformador indutivo. Vide Figura 7-6. Esta característica faz com que o TPC seja naturalmente um elemento que necessita ser ajustado para responder a adequadamente para uma determinada frequência, que no caso é a frequência industrial, conforme ilustrado na Figura Figura 7-7a. Atualmente, existem disponíveis no mercado TPCs com os chamados taps para a medição de harmônicos. Tais taps fazem uso do divisor capacitivo puro existente na parte ativa do TPC e incluem um tap através do qual medições de harmônicas até ordens elevadas podem ser realizadas com segurança de exatidão das medições, conforme ilustrado na Figura 7-7b. 43 / 61

44 Figura 7-6: Arquitetura típica de um TPC para níveis de transmissão (a) e seu circuito equivalente (b) (b) (a) Figura 7-7: Resposta de frequência de TPCs com e sem tap para medição de harmônicos Outra solução também disponível no mercado para a linearização da resposta do TPC para fins de medição de harmônicos é a e adoção de equipamento eletrônico acoplado aos terminais de baixa do TPC que diretamente compensam as medições, tal como ilustrado na Figura / 61

45 Figura 7-8: Aplicação da unidade de medição tipo PQ-Sensor para linearização da resposta de TPC Este tipo de equipamento de condicionamento de sinal instalado na caixa terminais do TPC permite a linearização do sinal de tensão medido e possui as seguintes vantagens: pode ser acoplado aos TPCs em serviço ou instalados em novas unidades; TPCs podem continuar sua função de alimentação de relés e outros dispositivos padrões e ao mesmo tempo monitorar a qualidade de energia; pode ser utilizado para detectar ferroressonância interna de TPCs; atende às medições de altas frequências (até à 50ª ordem harmônica) exigidas pelas normas IEEE 519 [8], IEC [14] e IEC [15]. Também atende para baixas frequências, conforme norma IEC [16] - modulação de frequência entre 0,5 Hz e 33 Hz - para medição de Flicker. A conclusão é que a utilização de TPC para fins de medições de QEE somente é factível se o mesmo dispuser de tap específico para este fim, ou caso se adote uma unidade de medição conectada aos terminais secundários que provenha a linearização de sua resposta para a faixa de frequências de interesse, isto é, até a 50ª harmônica (3 KHz) Divisor de Potencial Capacitivo (DPC) Os divisores de potencial puramente capacitivos não são normalmente disponíveis nas subestações de transmissão. Além disso, sua resposta em frequência geralmente não cobre toda a faixa de interesse com percentuais de erros aceitáveis para fins de medições para QEE. 45 / 61

46 Sua utilização ficaria na dependência da linearização de sua resposta, seja por meio de cálculo, através do levantamento a priori de sua resposta em frequência, seja através de uma unidade de correção adicional, do tipo da indicada para TPCs. A conclusão é que divisores capacitivos não são o tipo de transdutor recomendado para tal uso e devem ser evitados Transformadores de Potencial Capacitivo-Resistivo (DPCR) Os divisores de potencial capacitivo-resistivo, também denominados divisores mistos, têm ampla aplicação em laboratórios de alta tensão, pois podem ter uma faixa de frequência de resposta linear bastante ampla, podendo chegar à faixa de MHz. Tais divisores laboratoriais podem ser em princípio adotados em campanhas de medição no campo, mas, neste caso, o transporte dos mesmos e sua instalação no campo são desvantagens claras para esta solução. Recentemente, entretanto, pode-se observar que já existem no mercado DPCRs industriais para fins de uso contínuo em redes de alta tensão. Tais equipamentos são ideais para utilização em subestações onde se faz com frequência campanhas de medição, ou para aquelas onde o monitoramento continuo de QEE é preconizado. Devido ao seu arranjo interno - parte ativa (divisor capacitivo em paralelo com um divisor resistivo) que se extende ao longo de todo o isolador, há uma distribuição linear da tensão, o que permite alta precisão (± 2%) nas medições de harmônicas até 10 khz, conforme Figura 7-9. Tal tipo de equipamento, por exemplo, é fabricado para a faixa de 72,5-550 kv e possui as seguintes vantagens: Arranjo otimizado dos divisores R e C ao longo de todo o isolador resulta em uma excelente distribuição de tensão (linearidade), resultando alta precisão na medição e estabilidade até a harmônica de ordem 200; Medição de harmônicos com precisão de ± 2%; Livre de ferroresonância e efeitos de saturação; Saída secundária opera sem problemas sob condições de curto-circuito ou sem carga; Classe de precisão AC de ±1%; Alta performance sob condições transitórios e altos riscos de poluição; Distribuição homogênea do campo prevê a ocorrência de descargas parciais; 46 / 61

47 Figura 7-9: Resposta de frequência para divisor capacitivo-resistivo. A conclusão é que a utilização de divisores capacitivo-resistivo em subestações onde seja necessária a realização frequente de campanhas de QEE ou monitoração permanente da mesma é uma solução ideal. O custo de tal solução em relação aos TPCs normalmente adotados em níveis de transmissão necessita ainda ser verificada Taps Capacitivos de Buchas de Transformadores de Potência ou de Reatores em Derivação (TCB) Uma solução engenhosa e precisa para realização de campanhas de QEE em subestações que não disponham de TPs com a necessária precisão na faixa de frequências de interesse é a utilização de taps capacitivos de buchas de transformadores ou reatores existentes na subestação. O tap capacitivo é utilizado como a unidade primária de um divisor capacitivo, sendo que a unidade secundária precisa ser especialmente projetada para que o divisor capacitivo assim estabelecido possua as características de resposta adequadas às medições de QEE. O CEPEL domina o processo de projeto e construção de tais unidades secundárias, sendo que a descrição das mesmas e uma aplicação prática desta é contida em documento elaborado para o ONS especificamente apara este fim e que consta na referência [4]. Vide Figura / 61

48 Figura 7-10: Resposta de frequência para divisor capacitivo obtido pelo acoplamento de unidade secundária a tap capacitivo de bucha de transformador ou reator shunt A experiência do CEPEL com este tipo de solução comprova que a mesma é precisa, segura, é de baixo custo e apresenta baixos riscos para a instalação e para a sua implementação. Portanto, a utilização de taps capacitivos de buchas de transformadores ou reatores shunt é a solução ideal para fins de realização de campanhas de QEE de duração limitada em subestações que não disponham de TPs ou divisores de tensão que provenham a precisão necessária para esses tipos de medições Transformadores de Corrente Quanto aos transformadores de corrente convencionais (TCs) pode-se dizer que, geralmente, são precisos para medições de harmônicos, apresentando resposta de freqüência adequada para freqüências até 1500 Hz. Os TCs de classe de medição são preferidos para medições de harmônicos pelo fato de serem naturalmente mais precisos que os TCs utilizados nas funções de proteção do sistema elétrico. 48 / 61