Impacto das Sobretensões de Manobra ao Nível dos
Produtores Independentes
Por
José Carlos Marques Rodrigues
Dissertação submetida à
UNIVERSIDADE DE TRÁS-OS-MONTES E ALTO DOURO
para obtenção do grau de
MESTRE
em Engenharia Electrotécnica e de Computadores,
de acordo com o disposto no
Decreto-lei 74/2006 de 24 de Março e no
Regulamento de Estudos Pós-Graduados da UTAD
(Deliberação n.º 2391/2007)
Orientador: Professor Doutor José Manuel Ribeiro Baptista
Co-Orientador: Professor Doutor Luís Neves
Orientação Científica:
Professor Doutor José Manuel Ribeiro Baptista
Professor auxiliar do
Departamento Engenharias da
Universidade de Trás-os-Montes e Alto Douro
Professor Doutor Luís Neves
Professor adjunto do
Departamento de Engenharia Electrotécnica do
Instituto Politécnico de Leiria
Resumo: Todos os agentes que integram o sector eléctrico, desde as empresas de
produção ao cliente, passando pelos operadores dos sistemas de transporte e
distribuição, devem assumir as suas responsabilidades na área da qualidade de energia
eléctrica. Parte das perturbações têm origem nas instalações do próprio cliente, quer
sejam devidas a manutenção insuficiente ou às características perturbadoras de algumas
cargas. No entanto, existem perturbações de origem diversa, que causam problemas
quer a nível dos consumidores quer a nível dos vários produtores de energia,
perturbações essas que podem ser previstas ou não. Com este trabalho, pretendo fazer
um estudo das sobretensões causadas pela manobra de entrada em serviço de um banco
de condensadores, localizado num determinado ponto da rede nacional Média Tensão,
em diversos produtores independentes.
Devido ao aumento significativo da produção de energia com base no recurso eólico no
nosso país e a interligação destes com a rede eléctrica nacional ser bastante abrangente,
senti-me motivado no estudo dos problemas resultantes nestas interligações. O caso de
estudo apresentado envolve produtores eólicos da zona centro do país, mais
precisamente no distrito de Castelo Branco e engloba 4 parques eólicos. Os parques
escolhidos foram da Amêndoa, Cabeço da Rainha I e II e Pinhal Interior.
Neste trabalho foram realizadas várias simulações utilizando uma ferramenta
informática muito utilizada neste domínio, que faz a análise de sistemas transitórios
com uma grande fiabilidade, o ATP/EMTP (ALTERNATIVE TRANSIENT
PROGRAM). As variáveis calculadas pelo programa são muito diversas, desde tensões,
correntes e potência dissipada nos vários elementos da rede.
Os resultados obtidos mostram, como se previa, que manobras de comutação de
elementos constituintes de uma rede eléctrica geram perturbações, que no caso concreto
resultam em sobretensões nos elementos de protecção e corte dos parques eólicos
identificados, podendo mesmo levar a sua retirada de serviço.
Palavra chave: Sobretensões, perturbações eléctricas, ATP/EMTP e qualidade de
energia.
ii
Overvoltages Impact in Independent Producers due a Capacitor Bank
Switching
Abstract: All The electricity sector agents, from production companies to consumers,
must assume their responsibilities in the area of the quality of power supply. Part of
disturbances come from the consumer installations, due to inadequate maintenance or
some disturbing load characteristics. However, there are several source of disturbances
which cause problems to the consumers and to energy producers. This work studies the
overvoltages impact caused by the operation and switching of a capacitors bank, located
at a section of the Portuguese MV grid, in several wind farms.
Due to the significant increase of wind energy production in our country and the wind
farms interconnection with the national electrical grid, motivates to study of problems
resulting from these interconnections. The study presented involves wind farms located
in the middle zone of the country, more precisely in the Castelo Branco district and
includes 4 wind farms, named Amêndoa, Cabeço da Rainha I/II and Pinhal Interior.
The work involves several simulations using a software tool (ATP/EMTPALTERNATIVE PROGRAM TRANSIENT) widely used in this area, which makes the
systems analysis with good reliability. The program measures some variables like
voltages, currents and power dissipated in the various network elements, allowing their
variation analisys.
The results obtained showed, as expected, we can see from the results that network
switching operations generate electrical disturbances, this disturbances result in
overvoltages on wind farm protections.
Keyword: Overvoltages, electrical disturbances, ATP / EMTP and power quality.
iv
Agradecimentos:
Agradeço a Deus pela força que me tem dado para nunca desistir e conseguir realizar
este sonho.
Institucionalmente, os meus agradecimentos ao Magnífico Reitor da Universidade de
Trás-os-Montes e Alto Douro, Professor Doutor Mascarenhas Ferreira e ao Presidente
do Politécnico de Leiria, Professor Doutor Luciano de Almeida.
Aos Professores Doutor José Manuel Baptista da U.T.A.D., orientador e ao Professor
Doutor Luís Neves da E.S.T.G., na qualidade de co-orientador, pelas suas incansáveis
sugestões, orientações e ideias que sempre foram positivas e decisivas para a
concretização deste trabalho e pelo bom relacionamento quer académico, quer pessoal.
Agradeço também à minha esposa Etelvina e aos meus filhos Rita e Gonçalo que
sempre me apoiaram na realização deste trabalho e que muitas vezes estiveram sem a
minha companhia.
A todos o meu muito obrigado.
UTAD, Leiria, 1 de Junho de 2008
José Carlos Marques Rodrigues
vi
ÍNDICE
ÍNDICE ..................................................................................................... viii
Índices de figuras....................................................................................... xii
Índices de tabelas...................................................................................... xvi
1. - Introdução .......................................................................................... 1
1.1 – Motivação e objectivos do trabalho ..................................................................... 2
1.2 – Parques eólicos .................................................................................................... 3
1.2.1 - Licenciamento de renováveis e perspectivas para o sector ........................... 4
1.3 – Organização da tese ............................................................................................. 7
2 – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica ................... 9
2.1 - Sobretensões ....................................................................................................... 12
2.1.2 - Origem das sobretensões ............................................................................. 13
2.1.2.1 - Descargas atmosféricas ........................................................................ 14
2.1.2.2 - Descargas electrostáticas ...................................................................... 14
2.1.2.3 - Manobras nos sistemas de transporte e distribuição............................. 15
2.1.2.4 – Fontes geradoras de impulsos internas ao sistema eléctrico ................ 16
2.1.2.5 - Corrente de escoamento nos descarregadores de sobretensões de média
tensão .................................................................................................................. 17
2.1.3- Consequências das sobretensões .................................................................. 21
2.1.4 - Efeitos sobre as redes eléctricas e equipamentos associados ...................... 22
2.1.5 - Efeitos sobre os receptores .......................................................................... 22
2.1.6 - Efeitos sobre as redes eléctricas e equipamentos associados ...................... 23
2.1.7- Diminuição das consequências ..................................................................... 26
2.2 - Variações da frequência ..................................................................................... 26
2.2.1 - Valores de referência ................................................................................... 26
2.2.3- Causas que as originam ................................................................................ 27
2.2.4 - Efeitos que produzem .................................................................................. 29
viii
2.2.5 – Mitigação dos efeitos .................................................................................. 30
2.3 - Variações lentas de tensão .................................................................................. 31
2.3.1 - Valores de referência ................................................................................... 32
2.3.2 - Causas das variações lentas de tensão ......................................................... 33
2.3.3 - Efeitos que produzem .................................................................................. 35
2.4 – Cava de tensão ................................................................................................... 36
2.4.1 - Valores de referência ................................................................................... 36
2.4.2 – Causas ......................................................................................................... 36
2.4.3 - Consequências em motores de indução ....................................................... 37
2.4.4 - Consequências em motores síncronos ......................................................... 37
2.4.5 - Consequências em equipamento electrónico ............................................... 38
2.4.6 - Consequências em variadores electrónicos de velocidade .......................... 38
2.4.7 - Consequências em sistemas de iluminação ................................................. 38
2.4.8 - Mitigação dos efeitos das Cavas de Tensão ................................................ 39
2.5 - Distorção Harmónica .......................................................................................... 40
2.5.2 – Consequências ............................................................................................ 41
2.5.3 - Valores de referência ................................................................................... 44
2.5.4 – Mitigação dos harmónicos .......................................................................... 47
2.6 - Desequilíbrio de tensões ..................................................................................... 48
2.6.1 - Causas do desequilíbrio de tensões ............................................................. 48
2.6.2 - Consequências em motores de indução ....................................................... 49
2.6.3 - Consequências em transformadores ............................................................ 49
2.6.4 - Mitigação do desequilíbrio de tensões ........................................................ 50
2.6.4.1 - Redistribuição de cargas ....................................................................... 50
2.6.4.2 - Aumento da potência de curto-circuito ................................................ 50
2.6.4.3 - Transformadores com ligações especiais ............................................. 51
3. – Simulação de Transitórios em Redes Eléctricas – ATP/EMTP . 53
3.1 - Modelos Disponíveis no ATP ............................................................................ 56
3.1.1 - Elementos Concentrados ............................................................................. 56
ix
3.1.2 - Elementos R-L Acoplados ........................................................................... 56
3.1.3 - PI - Equivalentes Polifásicos ....................................................................... 57
3.1.4 - Transformadores .......................................................................................... 58
3.2.5 - Linhas de Transmissão ................................................................................ 60
3.2.6 - Elementos não lineares ................................................................................ 62
3.2.7 - Fontes .......................................................................................................... 63
3.2.8 - Pára-raios ..................................................................................................... 63
3.2.9 - Modelos disponíveis no ATP de pára-raios................................................. 64
3.2.10 - Resultados Disponíveis ............................................................................. 65
3.2.11 - Estrutura geral do programa ...................................................................... 66
4 – Caso de estudo .................................................................................. 67
4.1 – Breve abordagem às redes M.T. ........................................................................ 67
4.1.1 - Redes aéreas ................................................................................................ 68
4.1.2 - Defeitos em redes aéreas de MT ................................................................. 68
4.1.4 Equipamentos de protecção e seccionamento ................................................ 72
4.1.4.1 - Disjuntor Auto-Religador ..................................................................... 74
4.1.4.2 - Interruptor Auto-Religador ................................................................... 75
4.1.4.3 - Seccionador .......................................................................................... 75
4.2 – Descrição do caso em estudo ............................................................................. 76
4.3 - Localização e descrição do Parque eólico Cabeço da Rainha ............................ 76
4.4 - Parques eólicos de Amêndoa e do Pinhal Interior .............................................. 79
4.5 - Potência instalada e transformadores de interligação com a rede. ..................... 80
4.6 - Esquema da rede do caso de estudo. .................................................................. 81
4.7 – Esquema implementado no ATPDRAW ........................................................... 82
4.8 – Características de cada troço das linhas de 60 kV. ............................................ 83
4.9 - Modelização dos transformadores de interligação com a rede de 60 kV. .......... 85
5. Resultados ........................................................................................... 91
5.1 – Simulação em vazio ........................................................................................... 92
5.1.1 – Parque eólico Cabeço da Rainha ................................................................ 92
x
5.1.2 – Parque eólico Amêndoa .............................................................................. 93
5.1.3 – Parque eólico do Pinhal Interior ................................................................. 93
5.2 – Simulação com uma carga de 100 MW ............................................................. 94
5.2.3 – Tensão e corrente no parque eólico Cabeço da Rainha .............................. 95
5.2.4 – Parque eólico Amêndoa .............................................................................. 96
5.2.5 - Parque eólico do Pinhal Interior .................................................................. 96
5.2.6 – Tensão e Corrente na carga MT. ................................................................. 97
5.2.7 – Gráfico do factor de potência...................................................................... 97
5.2.8 - Conclusões ................................................................................................... 98
5.2.9 – Outras simulações ....................................................................................... 99
5.3 – Simulação com entrada escalonada dos condensadores .................................. 100
5.3.1 – Tensão e corrente no parque eólico Cabeço da Rainha ............................ 101
5.3.2 – Parque eólico Amêndoa ............................................................................ 101
5.3.3 - Parque eólico do Pinhal Interior ................................................................ 102
5.3.4 – Tensão e Corrente na carga MT. ............................................................... 102
5.4 – Simulação com entrada escalonada das fases dos interruptores MT ............... 104
5.4.1 – Tensão e corrente no parque eólico Cabeço da Rainha ............................ 104
5.4.2 – Parque eólico Amêndoa ............................................................................ 105
5.4.3 - Parque eólico do Pinhal Interior ................................................................ 105
5.4.4 – Tensão e Corrente na carga MT. ............................................................... 106
5.5 – Formas de mitigação das sobretensões ............................................................ 108
6 – Conclusões e Trabalho futuro ...................................................... 109
6. 1- Conclusões ........................................................................................................ 109
6.2. – Propostas de trabalho futuro ........................................................................... 111
Referências bibliográficas ...................................................................... 113
xi
Índices de figuras
Figura 1– Gráfico da produção de energia eléctrica a partir de fontes renováveis por
distrito em 2007 (GWh) .................................................................................................... 5
Figura 2 - Evolução da potência instalada em Portugal Continental ................................ 5
Figura 3 – Previsões da evolução dos parques eólicos até 2010. ..................................... 6
Figura 4 - Exemplo dos vários factores que interferem com a QEE [3]. ........................ 12
Figura 5 - Sobretensão resultante da elevação do potencial de terra [3]. ....................... 13
Figura 6 – Gráfico da corrente típica entre uma nuvem e a terra durante uma descarga
atmosférica [3] ................................................................................................................ 14
Figura 7 – Gráfico da sobretensão resultante da entrada em serviço de um banco de
condensadores. ................................................................................................................ 17
Figura 8 – Gráfico de exemplo de impulsos positivos e negativos. ............................... 18
Figura 9 – Gráfico de impulso simples. .......................................................................... 19
Figura 10 – Gráfico de impulso complexo. .................................................................... 19
Figura 11 – Gráfico de comportamento da frequência durante o deslastre e reposição de
cargas [12]....................................................................................................................... 28
Figura 12 – Gráfico de esquema de uma variação de tensão. ......................................... 31
Figura 13 – Esquema equivalente de um sistema de distribuição .................................. 33
Figura 14 – Gráfico da evolução da tensão..................................................................... 34
Figura 15 – Estados de funcionamento de um receptor. ................................................. 35
Figura 16 – Gráfico de uma cava de tensão. ................................................................... 36
Figura 17 – Gráfico de uma cava de tensão num período de tempo. .............................. 39
Figura 18 – Gráfico de uma onda de tensão deformada e as suas componentes ............ 42
Figura 19 – Gráfico da potência máxima desenvolvida por um motor em função do
factor de distorção harmónica da tensão ......................................................................... 44
Figura 20 – Gráfico de um sistema equilibrado e sistema desequilibrado. .................... 48
Figura 21 - Resistências, indutâncias e capacitâncias..................................................... 56
Figura 22 – Elementos RL acoplados. ............................................................................ 57
xii
Figura 23 – Elemento polifásico. .................................................................................... 58
Figura 24 – Transformadores de N enrolamentos. ......................................................... 60
Figura 25 - Estrutura geral do programa ATP. ............................................................... 66
Figura 26 - Amplitude da corrente de descarga. ............................................................. 72
Figura 27 – Localização do Parque Cabeço da Rainha. ................................................. 77
Figura 28 - Localização geográfica dos aerogeradores do parque de Cabeço de Rainha77
Figura 29 - Esquema eléctrico unifilar da interligação dos aerogeradores e CR. ........... 78
Figura 30 - Aerogerador tipo GEWE 1.5S (1500 W). .................................................... 79
Figura 31 - Localização dos parques eólicos da Amêndoa e Pinhal Interior. ................. 80
Figura 32 - Esquema eléctrico equivalente do transformador referido ao primário. ...... 81
Figura 33 – Esquema unifilar da rede em estudo............................................................ 81
Figura 34 – Rede implementada no ATP DRAW. ......................................................... 82
Figura 35 – Implementação da uma linha no ATP (ex. LCC1) ...................................... 84
Figura 36 – Gráfico da curva de histerese do transformador (Cabeço da Rainha e
Amêndoa)........................................................................................................................ 87
Figura 37 – Gráfico da curva de histerese obtida (Pinhal interior). ................................ 89
Figura 38 – Configurações no ATP. ............................................................................... 92
Figura 39 – Gráficos sem carga para o parque eólico Cabeço da Rainha em vazio. (a) Tensão, (b) - Corrente. ................................................................................................... 92
Figura 40 – Gráficos sem carga para o parque eólico Amêndoa. (a) - Tensão, (b) Corrente. ......................................................................................................................... 93
Figura 41 – Gráficos sem carga para o parque eólico do Pinhal Interior. (a) - Tensão, (b)
- Corrente. ....................................................................................................................... 93
Figura 42 – Esquema de rede implementada no ATPDRAW com a carga MT. ............ 94
Figura 43 – Gráficos no parque eólico Cabeço da Rainha. (a) - tensão, (b) - corrente. . 95
Figura 44 – Gráficos no parque eólico da Amêndoa. (a) - tensão, (b) – corrente. ......... 96
Figura 45 – Gráficos no parque eólico Pinhal Interior. (a) - tensão, (b) – corrente........ 96
Figura 46 – Gráficos aos terminais da carga MT. (a) - tensão, (b) - corrente. ............... 97
Figura 47 – Gráfico do desfasamento entre a tensão e a corrente na carga MT. ............ 97
Figura 43 – Gráficos no parque eólico Cabeço da Rainha. (a) - tensão, (b) - corrente. 101
xiii
Figura 44 – Gráficos no parque eólico da Amêndoa. (a) - tensão, (b) – corrente. ....... 101
Figura 45 – Gráficos no parque eólico Pinhal Interior. (a) - tensão, (b) – corrente...... 102
Figura 46 – Gráficos aos terminais da carga MT. (a) - tensão, (b) - corrente. ............. 102
Figura 43 – Gráficos no parque eólico Cabeço da Rainha. (a) - tensão, (b) - corrente. 104
Figura 44 – Gráficos no parque eólico da Amêndoa. (a) - tensão, (b) – corrente. ....... 105
Figura 45 – Gráficos no parque eólico Pinhal Interior. (a) - tensão, (b) – corrente...... 105
Figura 46 – Gráficos aos terminais da carga MT. (a) - tensão, (b) - corrente. ............. 106
Figura 48 - Subestação equipada com descarregadores de sobretensão ....................... 108
xiv
Índices de tabelas
Tabela 1 - Caracterização da potência eólica instalada em Portugal Continental. ........... 6
Tabela 2 - Caracterização quantitativa dos impulsos de tensão mais frequentes [4]. ..... 21
Tabela 3 – Níveis de CEM para as taxas dos harmónicos de tensão. ............................. 46
Tabela 4 – Comparação entre Diferentes Modelos do ATP de pára raios. ..................... 64
Tabela 5 - Estatística dos defeitos ocorridos nas redes aéreas de MT. ........................... 70
Tabela 6 – Potência instalada em cada parque eólico. .................................................... 80
Tabela 7 – Características dos vários troços da rede. ..................................................... 83
Tabela 8 – Valores de modelização introduzidos no ATP (Cabeço da Rainha e
Amêndoa)........................................................................................................................ 86
Tabela 9 – Valores de modelização introduzidos no ATP (Pinhal interior). .................. 88
Tabela 10 – Valores de temporizações para o seccionador S5 e S6. .............................. 95
Tabela 11 – Conclusões das simulações com a carga. .................................................... 98
Tabela 12 – Simulações de acordo com a posição dos interruptores MT..................... 100
Tabela 13 – Registo de tensões e p.u. com a entrada faseada dos condensadores. ...... 103
Tabela 14 – Temporização de feixo de cada fase e de cada interruptor MT. ............... 104
Tabela 15 – Registo de valores para a entrada faseada de cada fase e de cada interruptor
MT. ............................................................................................................................... 106
Tabela 16 – Simulações de acordo com a posição dos interruptores MT..................... 107
xvi
Capítulo 1. – Introdução
1
.-
Introdução
A área dos transitórios electromagnéticos envolve uma ampla gama de
fenómenos, provocados por variações súbitas de tensão ou corrente nos sistemas
eléctricos, inicialmente em estado de regime permanente na grande maioria dos casos.
Essas variações súbitas de tensão e corrente são provocadas por descargas atmosféricas,
falhas no sistema ou operação na rede. Um estudo de transitórios tanto pode levar à
especificação dos dispositivos de protecção dos equipamentos de um sistema eléctrico
quanto pode permitir a determinação dos motivos que provocaram uma perturbação no
sistema. O estudo de fenómenos transitórios em sistemas eléctricos pode ser realizado
através de modelos em escala reduzida, de simuladores analógicos, de simuladores
digitais ou de simuladores híbridos. Neste trabalho será utilizado para o estudo das
sobretensões de manobra um simulador digital (EMTP/ATP – Alternative Transient
Program) Este tipo de simuladores têm alcançado notáveis progressos, tendo em conta a
evolução apresentada na velocidade de processamento e nas configurações dos
computadores actuais. A ferramenta a utilizar é capaz de representar parâmetros
distribuídos e concentrados de modo preciso, inclusive com a dependência dos seus
1
Capítulo 1. – Introdução
valores com a frequência. Sendo também capaz de representar o efeito de não
linearidades como as encontradas em pára-raios e transformadores.
1.1 – Motivação e objectivos do trabalho
Com este trabalho, pretendo avaliar as amplitudes e formas de onda das sobretensões
verificadas após uma manobra num determinado ponto da rede Média Tensão, nos
vários produtores independentes de electricidade. O estudo visa a obtenção de
informações tendo em vista a melhoria da qualidade das redes de distribuição e
consequentemente a minimização de danos causados. Com as simulações digitais
realizadas utilizando o software ATP podem verificar-se e quantificar-se as
amplitudes/variações resultantes de várias manobras possíveis de cada produtor, quer no
próprio gerador de energia e/ou em vários pontos da rede que os interliga.
As descargas atmosféricas estão entre as principais causas de distúrbios nos sistemas
eléctricos, provocando problemas vários e ocasionando uma parcela significativa de
interrupções não programadas. No entanto, os problemas causados por manobras
programadas ou não na rede também originam distúrbios. Tais problemas são cada vez
mais apercebidos pelos consumidores, desde do mau funcionamento à deterioração de
equipamentos e bens residenciais, comerciais e industriais, pois cada vez mais se
utilizam semicondutores na concepção destes equipamentos, tornando-os ainda mais
sensíveis. Cada vez mais a qualidade de energia é um problema e que é exigida por
todos os consumidores e produtores. A legislação em vigor, nomeadamente o
Regulamento da Qualidade de Serviço (Diário Rep n.º 48 de 18 de Março 2006),
estabelece padrões mínimos de qualidade, tanto a nível comercial como a nível técnico.
2
Capítulo 1. – Introdução
1.2 – Parques eólicos
Tendo Portugal nos últimos anos feito uma grande aposta no que concerne ao aumento
dos recursos energéticos com base em energias renováveis, em particular eólica os casos
de estudo abordados neste trabalho envolverão este tipo de produtores. Assim, torna-se
oportuno fazer uma breve abordagem neste ponto aos recursos eólicos instalados em
Portugal neste momento.
A energia eólica é um contributo importante para se atingir os compromissos
internacionais, nomeadamente o Protocolo de Quioto e a directiva comunitária
(77/2001/CE) que impõe que 39 % da energia produzida até 2010 seja feita com
recursos a fontes renováveis.
A potência instalada em parques eólicos no final de Fevereiro de 2008 situava-se em
2170 MW, distribuída por 155 parques, com um total de 1169 aerogeradores ao longo
de todo o território Continental. 46% da potência instalada situa-se em parques com
potência igual ou inferior a 25 MW.
O investimento médio por MW declarado foi de 1,18 Milhões de euros por MW,
estando apenas 601 MW ligados dos 1533 MW que obtiveram financiamento (~39%).
No total do programa MAPE foram aprovadas candidaturas para 1533 MW de eólicas,
num total de investimento de € 1 815mM.
A produção, em 2007, ficou nas 2066 horas equivalentes por MWh, com 56% da
energia gerada em instalações com mais de 2000 horas em 2007.
Os distritos com maior potência instalada, em Fevereiro de 2008, são Viseu, Castelo
Branco, Coimbra, Lisboa, Vila Real, Santarém, Leiria e Braga (405, 321, 273, 193, 169,
150, 149 e 121 MW). Os distritos com maior recurso a este tipo de produção de energia
em 2007, foram Bragança, Guarda, Lisboa, Vila Real, Santarém, Porto, Viana do
Castelo e Aveiro (2633, 2462, 2412, 2288, 2277, 2257, 2070 e 2019 horas
equivalentes).
3
Capítulo 1. – Introdução
1.2.1 - Licenciamento de renováveis e perspectivas para o sector
Até Fevereiro de 2008 foram já licenciados ~9073 MW de instalações electroprodutoras
a partir de fontes de energia renováveis (FER) (+21% relativamente à potência instalada
actualmente).
Em 2003 e 2004 registou-se um aumento muito significativo do licenciamento de
parques eólicos (+800 MW/ano). Nos três anos seguintes foram licenciados 1147 MW.
Nos dois primeiros meses de 2008 foram licenciados 72 MW de potência eólica.
Até Fevereiro de 2008, foram licenciados 3378 MW de potência eólica. Se não
decrescer o ritmo de entrada em funcionamento de novos parques eólicos, no final de
2008, deverão atingir-se os 2800 MW de potência eólica no sistema eléctrico nacional.
O total de potência licenciada renovável está concentrado no norte do país,
essencialmente devido à localização das grandes hídricas e de um número significativo
de parques eólicos. Os distritos de Lisboa, Leiria e Castelo Branco apresentam uma
forte componente eólica, superior a 50% da potência renovável desses distritos.
O gráfico da Figura 1 mostra a evolução da produção de energia utilizando fontes
renováveis no nosso país e nos vários distritos. Os distritos de Castelo Branco, Viseu e
Coimbra são os que têm uma maior instalação destes parques [1].
4
Capítulo 1. – Introdução
Figura 1– Produção de energia eléctrica a partir de fontes renováveis por distrito em 2007 (GWh)
Nos últimos 5 anos a instalação de aerogeradores tem vindo a aumentar
exponencialmente, tal como se pode verificar no gráfico da Figura 2 [1].
Figura 2 - Evolução da potência instalada em Portugal Continental
5
Capítulo 1. – Introdução
A
Tabela 1 mostra a evolução do número de parques eólicos, o número de aerogeradores,
a potência dos parques e dos aerogeradores assim como o número dos mesmos
instalados em cada ano [1].
Tabela 1 - Caracterização da potência instalada em Portugal Continental.
Fev
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
Potência instalada (MW)
114
175
253
537
1047
1681
2108
2170
62,6%
N.º de parques instalados
16
24
42
71
103
139
152
155
45.5%
N.º de aerogeradores instalados
173
213
276
441
702
1003
1132
1169
36,8%
2008
TCMA
Potência média (MW)
dos parques
7,1
7,3
6,0
7,6
10,2
12,1
13,9
14,0
11,7%
Dos aerogeradores instalados
0,7
0,8
0,9
1,2
1,5
1,7
1,9
1,9
18,9%
0,5
1,5
1,2
1,7
2,0
2,1
2,3
1,7
37,0%
dos aerogeradores instalados em
cada ano
TCMA – Taxa de crescimento médio anual entre 2001 e 2007.
A previsão das potências a instalar em parques eólicos em Portugal aponta para uma
capacidade de cerca de 4500 MW para o ano 2010, conforme mostra o gráfico da Figura
3.
Figura 3 – Previsões da evolução dos parques eólicos até 2010.
6
Capítulo 1. – Introdução
1.3 – Organização da tese
Após a identificação, resumos e agradecimentos, o trabalho apresenta-se em 5 capítulos,
sendo:
•
Capítulo 1 – Introdução
•
Capítulo 2 – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica.
•
Capítulo 3 – Simulação de transitórios em redes eléctricas – ATP/EMTP.
•
Capítulo 4 – Caso de estudo.
•
Capítulo 5 – Resultados.
•
Capítulo 6 – Conclusões e trabalho futuro.
No capítulo 1 é feita uma pequena introdução ao tema do trabalho, o problema dos
transitórios na rede eléctrica assim como a ferramenta a utilizar para este estudo. São
referenciados objectivos e motivações para realização deste trabalho. Neste capítulo
será feita uma abordagem às tendências energéticas no nosso país que vem ao encontro
da motivação, que tem a ver com o facto do aumento significativos de parque eólicos
instalados no nosso país. Será feita um historial destes produtores de energia e uma
visão futura com dados pesquisados.
No capítulo 2 – Será feito um estudo teórico sobres as principais perturbações que
afectam a rede eléctrica ao nível das sobretensões, variações de frequência, cavas de
tensão, distorção harmónica e desequilíbrio de tensões. As perturbações a nível das
sobretensões serão mais aprofundadas uma vez que tem a ver directamente com o
trabalho. Será feita uma definição, caracterização ao nível das causas/consequência,
indicações para mitigar os efeitos, entre outras, de todos estes problemas, assim como
referências a valores estabelecidos por lei.
7
Capítulo 1. – Introdução
No capítulo 3 – Neste capítulo será feito um estudo aprofundado sobre o programa de
transitórios electromagnéticos utilizado, o ATP/EMTP, nomeadamente a sua história e
evolução, as suas potencialidades, os elementos disponíveis, os resultados disponíveis e
por fim a estrutura do programa.
No capítulo 4 – Neste capítulo será descrito o caso de estudo, designadamente a
localização dos parques eólicos geograficamente, a potência instalada em cada parque
eólico, o esquema unifilar da rede e a sua implementação no programa, a características
dos vários troços de rede e apresentação de cálculos e dados para o programa.
No capítulo 5 – As várias simulações realizadas serão apresentadas neste capítulo,
nomeadamente os gráficos da rede em vazio, com uma carga e com uma manobra ao
nível de média tensão de entrada de um banco de condensadores. Serão apresentados
cálculos das cargas e realizadas ainda outras simulações.
No capítulo 6 – Neste capítulo serão feitas conclusões sobre o trabalho, sobre a
ferramenta utilizada e sobre os problemas que existem na regulação da tensão na rede e
também sugestões para um trabalho futuro.
8
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
2
–
Principais perturbações que
afectam a rede eléctrica
Todos os agentes que integram o sector eléctrico, desde as empresas produtoras ao
consumidor final, passando pelos operadores dos sistemas de T&D (Transporte e
Distribuição), devem assumir as suas responsabilidades na área da QEE (Qualidade de
Energia Eléctrica). Parte das perturbações tem origem nas instalações do próprio cliente,
quer sejam devidas a manutenção insuficiente quer às características perturbadoras de
algumas cargas. Por este facto, o contributo do cliente também é indispensável para a
melhoria dos níveis de QEE [2].
O conceito de QEE, foi usado pela primeira vez, enquanto publicação, em 1968. Nessa
publicação foi apresentado um estudo, elaborado pela marinha dos Estados Unidos da
América (EUA), em que foram analisadas as características necessárias de equipamento
electrónico relativas à capacidade de funcionamento sob o efeito de perturbações de
alimentação [2].
9
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
O conceito de QEE tem vindo a sofrer alterações sucessivas com a evolução
tecnológica. Ainda há poucos anos, quando se falava em QEE, a principal preocupação
residia na continuidade de serviço, ou seja, na duração e no número de interrupções de
fornecimento de energia. Contudo, para além da continuidade de serviço, têm vindo a
assumir importância outros parâmetros de QEE, tais como, a forma e a frequência da
tensão, o desequilíbrio de tensões e a distorção harmónica.
Neste contexto, a QEE pode ser abordada a duas dimensões, a saber:
1 - Continuidade de serviço, caracterizada pela frequência e duração das interrupções de
fornecimento de energia eléctrica;
2 - Qualidade da onda de tensão, caracterizada pela forma da onda de tensão, amplitude,
frequência e simetria do sistema trifásico de tensões.
O sistema trifásico de tensões disponibilizado ao cliente é caracterizado por três tensões
sinusoidais, com amplitude e frequência (50 Hz em Portugal) constantes e desfasadas
120º, no tempo. Desvios significativos a estas características de tensão conduzem
inevitavelmente à degradação da QEE.
A energia eléctrica é produzida na forma de sistema trifásico de tensões de natureza
sinusoidal, caracterizada por: frequência; amplitude; forma e simetria
À saída das centrais electro-produtoras, a tensão é elevada para Muito Alta Tensão
(MAT), com valores normalizados de 150 kV, 220 kV ou 400 kV, para aumento da
capacidade de transporte de energia eléctrica e diminuição das perdas.
Os sistemas de transporte estão expostos a uma infinidade de perturbações externas que,
embora com níveis de severidade diferentes, podem condicionar significativamente a
10
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
QEE entregue às redes de distribuição. Entre os agentes perturbadores mais comuns, é
de salientar a interferência de árvores e animais, incêndios, tempestades e acidentes.
Por outro lado, a acumulação de poluição, poeira e humidade nos isoladores pode levar
à sua deterioração e, consequentemente, ao estabelecimento de curto-circuitos. Estes
defeitos têm normalmente como consequência a actuação das protecções das linhas em
que se verifiquem estes problemas e a redução da amplitude de tensão (cava de tensão)
nos respectivos. As cavas de tensão resultantes propagam-se através da rede, podendo
perturbar um grande número de instalações.
A eliminação da “poluição na rede” é praticamente impossível, pelo que é necessário
minimizar tais perturbações quer entre os vários produtores quer nos vários
consumidores.
Na análise das alterações da onda da tensão, suas consequências e medidas de correcção
e prevenção, tem um papel fundamental no conceito de Compatibilidade
Electromagnética. Denomina-se de Compatibilidade Electromagnética (CEM) a
capacidade de um aparelho ou de um sistema funcionar de maneira satisfatória no seu
ambiente electromagnético e sem produzir ele mesmo perturbações electromagnéticas
intoleráveis para tudo o que se encontra neste ambiente.
Na Figura 4 podemos ver os inúmeros tipos de perturbações existentes desde da
produção até ao consumidor final.
11
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
Figura 4 - Exemplo dos vários factores que interferem com a QEE [3].
2.1 - Sobretensões
Os impulsos de tensão também denominados de sobretensões são uma das perturbações
mais frequentes no sistema de energia, consistindo numa variação brusca do valor
instantâneo da amplitude da tensão. Esta variação pode chegar a ser várias vezes
superior ao valor nominal desta e a sua duração oscila entre alguns microssegundos e
dez milissegundos, o que equivale a meio ciclo da onda sinusoidal. Pela sua amplitude e
duração, os impulsos de tensão têm que ser analisados a partir de valores instantâneos
da amplitude da onda da tensão e não a partir dos valores médios, que são os que são
normalmente utilizados para medir outro tipo de perturbações que afectam a amplitude
da onda. Os impulsos de tensão costumam aparecer de forma esporádica, mas é possível
também que se repitam ao longo do tempo. Podem manifestar-se em qualquer ponto da
rede. Por isso, na prática, costumam considerar-se que aparecem em todos os pontos da
rede no mesmo instante em que é gerado, ainda que com parâmetros diferentes e,
portanto, a sua energia associada negativa, que diminui quanto mais se afasta do ponto
12
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
de geração. Em consequência, é possível que certos impulsos gerados em linhas de alta
tensão se propaguem por elas, e se transmitam através de acoplamento indutivo dos
transformadores e apareçam, atenuadas, nas linhas de tensões mais baixa [4].
A elevação do potencial da terra pode originar uma sobretensão em determinados
pontos da rede, tal como mostra a Figura 5.
Figura 5 - Sobretensão resultante da elevação do potencial de terra [3].
2.1.2 - Origem das sobretensões
As origens das sobretensões são diversificadas, mas os fenómenos mais severos estão
normalmente associados a descargas atmosféricas, descargas electrostáticas, manobras
inerentes à exploração de sistemas de T&D e defeitos de isolamento.
13
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
2.1.2.1 - Descargas atmosféricas
A ocorrência de descargas atmosféricas é um fenómeno natural, com grande potencial
destrutivo, podendo provocar a morte de pessoas e animais. A disposição das linhas de
T&D relativamente ao solo e a incidência de descargas atmosféricas directas sobre os
condutores, podem causar sobretensões. O gráfico da Figura 6 mostra os valores de
corrente em função do tempo de uma descarga atmosférica.
Figura 6 – Gráfico da corrente típica entre uma nuvem e a terra durante uma descarga atmosférica
[3]
2.1.2.2 - Descargas electrostáticas
Alguns objectos, ou mesmo os seres humanos, adquirem carga eléctrica resultante da
fricção com determinados materiais. O potencial do corpo humano pode atingir algumas
dezenas de milhares de Volt. A corrente resultante desta carga acumulada, embora tenha
14
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
uma duração da ordem dos nanossegundos, pode atingir algumas dezenas de Ampere
[6].
2.1.2.3 - Manobras nos sistemas de transporte e distribuição
As manobras inerentes à exploração de sistemas de T&D podem originar sobretensões
transitórias de frequência elevada com posterior amortecimento em regime permanente.
Estas sobretensões dependem de factores, como tipo de manobra (ligação ou
desligação), elemento manobrado (linha, bateria ou banco de condensadores, bobina,
transformador, etc.), dispositivo de comutação (disjuntor, fusível, etc.), carga do
sistema, etc.
Os condensadores são os equipamentos mais simples e eficientes para compensação do
factor de potência em sistemas de T&D. A sua utilização está praticamente
generalizada, quer ao nível das redes de distribuição, quer nas instalações do Cliente.
Durante as operações de comutação dos condensadores, é comum a ocorrência de
sobretensões transitórias de baixa frequência. Normalmente, estes fenómenos não são
destrutivos, mas podem perturbar o funcionamento de algum equipamento mais
sensível, como VEV e sistemas de comando e controlo.
Pontualmente, podem verificar-se situações em que os bancos de condensadores das
instalações do Cliente amplificam as sobretensões transitórias resultantes da comutação
dos mesmos ao nível das redes de T&D.
A manobra de circuitos altamente indutivos também pode dar origem a sobretensões
transitórias de amplitude e frequência elevadas. Num circuito BT, o arranque de
motores de indução, a entrada em serviço de transformadores ou a actuação de relés
podem dar origem a sobretensões diferenciais da ordem dos 1.000 V, com tempos de
subida de poucos microsegundos.
A interrupção de correntes de curto-circuito, sem arco eléctrico, pode dar origem a
sobretensões transitórias significativas. Em sistemas BT, estas sobretensões
normalmente não ultrapassam os 4 kV. A partir deste valor, é normal o estabelecimento
de arco eléctrico, que limita o valor da sobretensão [4].
15
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
2.1.2.4 – Fontes geradoras de impulsos internas ao sistema eléctrico
Neste grupo de fontes geradoras de impulsos de tensão salientam-se as sobretensões de
manobra e as sobretensões à frequência de serviço.
As sobretensões de manobra surgem nas redes eléctricas quando estas sofrem odicações
bruscas nos seus circuitos (abertura e fecho de aparelhagem de protecção e comando).
As sobretensões produzidas desta forma propagam-se em forma de ondas de elevada
frequência com amortecimentos rápidos. De seguida são apresentadas e caracterizadas
as fontes mais habituais deste tipo de sobretensões.
Comutação de correntes indutivas - Quando se estabelecem ou interrompem circuitos
indutivos podem produzir-se impulsos de grande amplitude com tempos de subida
muito curtos. Assim, fontes típicas destas sobretensões são o comando de motores
eléctricos e transformadores, a energização de linhas de transmissão.
Comutação de circuitos capacitivos - Dado que as redes eléctricas são normalmente
indutivas, a presença de capacidades (condensadores ou simplesmente linhas em vazio),
constitui um circuito ressonante LC. As manobras produzem então sobretensões de tipo
oscilatório que podem atingir cerca de 3 p.u.. Fontes típicas destas sobretensões são a
comutação de bancos de condensadores utilizados na regulação da tensão nas redes e
correcção do factor de potência. No gráfico da Figura 7 estão ilustradas sobretensões
deste tipo.
16
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
Figura 7 –Sobretensão resultante da entrada em serviço de um banco de condensadores.
Interrupção de correntes elevadas com elemento de corte - Interromper uma corrente
de curto-circuito produz sobretensões no caso de cortes rápidos. Este fenómeno
verifica-se no instante de fusão de alguns fusíveis devido à indutância equivalente da
rede que protegem pois nestas situações existem Ldi/dt elevados [4].
A principal característica das sobretensões à frequência de serviço reside na sua
frequência, que segue a da rede, normalmente 50 Hz.
2.1.2.5 - Corrente de escoamento nos descarregadores de sobretensões
de média tensão
Quando uma descarga atmosférica atinge uma linha de MT, provoca a passagem à
condução dos elementos activos dos descarregadores de sobretensões (DST) que
deixam passar imediatamente à terra uma corrente de frequência da rede, até que actuem
as protecções na subestação a montante. Esta corrente resulta, durante uma fracção de
segundo, numa elevação do potencial de terra e um risco de descarga por retorno,
através dos elementos de BT, caso a tomada de terra dos DST seja a mesma que a do
neutro da rede de BT. Também se verifica uma elevação do potencial de terra da rede
17
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
BT, no caso da descarga atingir o transformador MT/BT, se a massa do transformador
for comum à terra e neutro [4].
Corte da continuidade do neutro - Embora as redes de distribuição sejam
normalmente trifásicas, a maior parte dos equipamentos são monofásicos. Em função
das necessidades de cada consumidor de BT, podem-se produzir desequilíbrios na
tensão de alimentação. A situação mais crítica ocorre quando se verifica o corte do
neutro, que pode levar a um aumento de potencial perigoso para os equipamentos
previstos para funcionar à tensão simples e que se vêem submetidos a uma tensão
próxima da tensão composta.
Originadas nas centrais produtoras - São originadas nas centrais eléctricas devido a
diminuições bruscas na carga da rede que alimentam. Ao permanecer constante a
excitação do alternador verifica-se o embalamento da turbina, resultando assim na
elevação do nível de tensão. Estas sobretensões alcançam valores de 1,2 a 1,3 p.u..
Em função do instante de evolução da onda de tensão em que se produzem, os impulsos
de tensão podem ser classificados como Positivos ou Negativos sendo os seus efeitos
equivalentes. O gráfico da Figura 8 ilustra estes dois tipos de impulsos.
Figura 8 – Exemplo de impulsos positivos e negativos.
18
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
Em função da sua forma podem ser classificados em:
Simples: Apresentam um instante de subida e um instante de descida, a partir do qual, e
sem oscilações posteriores, a tensão volta ao seu valor normal, como mostra o gráfico
da Figura 9.
Figura 9 –Impulso simples.
Complexos: Caracterizam-se por um instante de subida, seguido de oscilações que se
vão amortecendo num determinado período de tempo, como ilustrado o gráfico da
Figura 10.
Figura 10 – Impulso complexo.
19
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
Parâmetros característicos
Os impulsos de tensão são caracterizados com base em diferentes parâmetros que são
descritos de seguida e estão definidos nas normas IEC 61000-4. Tempo de subida:
Intervalo de tempo existente entre 10% e 90% da amplitude máxima do impulso. Este
valor normalmente é da ordem dos micro segundos [4].
•
Tempo de descida: Intervalo existente entre o ponto de amplitude máxima do
impulso e um determinado valor do seu decrescimento, normalmente 50 %.
Normalmente também e da ordem dos micro segundos.
•
Duração: Diferença absoluta entre os instantes de início e fim de impulso.
Como já foi referido, oscila entre vários micro segundos e alguns milissegundos.
•
Valor de pico: Amplitude máxima do impulso. A sua ordem de grandeza varia
entre 1 a 5 vezes o valor nominal da tensão.
•
Energia: Capacidade de dissipação de potência do impulso sobre uma dada
impedância. Este parâmetro depende da duração e valor de pico.
•
Frequência de oscilação: Frequência associada à oscilação amortecida de um
impulso de forma complexa. Normalmente situa-se acima de 1 kHz.
Valores de referência
Na Tabela 2 são mostrados os impulsos de tensão mais habituais nas redes de
distribuição de média e baixa tensão assim como os valores de referência dos seus
principais parâmetros mensuráreis.
20
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
Tabela 2 - Caracterização quantitativa dos impulsos de tensão mais frequentes [4].
Nível de Tensão
Alta
(1KV<V<36KV)
Alta
(1KV<V<36KV)
Alta
(1KV<V<36KV)
Alta
(1KV<V<36KV)
Baixa (<1KV)
Baixa (<1KV)
Baixa (<1KV)
Baixa (<1KV)
Causa
Actuação de
elementos de
corte
Transferidas de
um nível de
tensão superior
Descarga
atmosférica
Rearme
Actuação de
elementos de
corte
Transferidas de
um nível de
tensão superior
Descarga
atmosférica
Rearme
Duração
Frequência de
oscilação
Valor de pico
f > 100μseg
f > 10KHz
(*)
f > 100μseg
f > 10KHz
(*)
1μseg<f<100μseg
10KHz<f<1MHz
(*)
1μseg<f<100μseg
10KHz<f<1MHz
(*)
f > 100μseg
f > 10KHz
(*)
f > 100μseg
f > 10KHz
(*)
1μseg<f<100μseg
10KHz<f<1MHz
(*)
1μseg<f<100μseg
10KHz<f<1MHz
(*)
(*) – Limitado pelo nível de protecção da rede.
2.1.3- Consequências das sobretensões
As sobretensões mais severas podem, simplesmente perturbar o funcionamento do
equipamento sensível ou conduzir à destruição de alguns componentes eléctricos e
electrónicos. Basicamente, as sobretensões podem afectar o equipamento a dois níveis:
•
Os circuitos de comando e controlo do equipamento sofrem interferências
electromagnéticas resultantes de sobretensões de alta frequência;
•
O equipamento e os circuitos de comando são sujeito à sobretensão
directamente através do circuito de alimentação, podendo serem destruídos.
21
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
2.1.4 - Efeitos sobre as redes eléctricas e equipamentos associados
Os níveis de isolamento dieléctrico que se utilizam normalmente no dimensionamento
das redes e equipamentos associados, permitem que estes suportem, sem ficarem
danificados, impulsos de tensão previsíveis em função da sua localização geográfica e
das suas próprias características técnicas. Assim acontece, entre outros, com os cabos,
isoladores, condensadores, transformadores e interruptores. Estes e outros elementos da
rede têm associado um limite máximo admissível de sobretensão transitória,
denominado habitualmente por "tensão de choque"que se obtém a partir de ensaios. O
grau de cumprimento destes limites, mediante uma adequada coordenação dos níveis de
isolamento nos diferentes pontos da rede, determinará que estes equipamentos sejam
mais ou menos imunes aos impulsos de tensão.
2.1.5 - Efeitos sobre os receptores
Os novos equipamentos que aparecem no mercado incluem dispositivos electrónicos,
fabricados com semicondutores, o que faz com que apresentem um baixo nível de
imunidade em relação aos impulsos de tensão. Os efeitos deste tipo de perturbações
sobre os receptores podem ser classificados em função do risco que estes têm de sofrer
avarias ou anomalias de funcionamento [5].
Receptores com risco de avaria - Basicamente, são equipamentos que contêm
semicondutores de potência, como por exemplo: rectificadores com díodos,
controladores de velocidade de motores por tirístores, controladores de velocidade por
triacs e controladores de velocidade por GTO's.
Estes receptores podem sofrer danos por impulsos de tensão da ordem dos
nanossegundos. A probabilidade de que se produzam avarias depende de diversos
factores de onde se salientam a amplitude e duração do impulso, a polaridade e as
características da rede a que estão ligados.
22
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
Receptores com risco de anomalias de funcionamento - São, fundamentalmente,
receptores com circuitos electrónicos de sinais de baixa potência.
Em geral, não estão ligados directamente à rede de baixa tensão, mas sim acoplados por
um conversor de corrente alternada/corrente contínua. Esta pode chegar a transmitir os
impulsos de tensão que chegam através da rede e afectar os circuitos electrónicos,
alterando o seu funcionamento.
Alguns dos receptores mais sensíveis são:
•
Sistemas digitais em geral. Estes receptores (computadores, sistemas
controlados por microcontroladores, etc.) podem sofrer alterações nos
programas, armazenamento incorrecto de dados na memória, etc.
•
Sistemas de controle. quando estão construídos com microprocessadores,
podem-se produzir rupturas na malha de controle.
•
Instrumentação - É possível a geração de indicações incorrectas.
•
Alarmes e sistemas de disparo. Podem actuar de forma não desejada.
•
Equipamentos de controlo de velocidade. Quando o controlo se realiza mediante
semicondutores de potência, a velocidade pode ser alterada de forma
involuntária.
2.1.6 - Efeitos sobre as redes eléctricas e equipamentos associados
Os níveis de isolamento dialéctrico que se utilizam normalmente na projecção das redes
e equipamentos associados permitem que estes suportem sem ficarem danificados,
impulsos de tensão previsíveis em função da sua localização geográfica e das suas
23
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
próprias características técnicas. Assim acontece, entre outros, com os seguintes
elementos:
•
Cabos.
•
Isoladores em geral.
•
Condensadores.
•
Transformadores.
•
Interruptores.
Estes e outros elementos da rede têm associado um limite máximo admissível de sobre
tenção transitória, denominado habitualmente por “tensão de choque” que se obtém a
partir de ensaios. O grau de cumprimento de estes limites, mediante uma adequada
coordenação dos níveis de isolamento nos diferentes pontos da rede, determinará que
estes equipamentos sejam mais ou menos imunes aos impulsos de tensão.
No desenho das instalações do sistema eléctrico, as empresas distribuidoras adoptam
fundamentalmente dois tipos de medidas preventivas:
1 - Uma adequada coordenação dos níveis de isolamento dos elementos que integram as
redes.
2 - A instalação de dispositivos que extinguem os impulsos de tensão em pontos perto
da fonte de geração. Os mais habituais são:
2.1 - Pára-raios (autoválvulas).
2.2 - Expulsores.
2.3 - Condutores de terra equipotenciais sobre apoios de circuitos aéreos de alta tensão.
24
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
Cabe referir, no entanto, que estas medidas permitem atenuar a propagação de impulsos
de tensão até às instalações dos clientes, mas não pode garantir-se a sua eliminação
total, nem a imunidade. Existirá sempre uma possibilidade de penetração dos impulsos
de tensão gerados em pontos externos na instalação do consumidor, em especial como
consequência de induções provocadas por descargas atmosféricas.
Aumentar a imunidade dos receptores.
Entre as acções de prevenção e correcção, cabe distinguir as que podem ser adoptadas
pela empresa distribuidora e as que podem aplicar-se aos consumidores.
No que diz respeito às medidas preventivas a adoptar pela empresa distribuidora, estas
podem passar por uma adequada coordenação dos níveis de isolamento dos elementos
que integram as redes e pela instalação de dispositivos que extinguem os impulsos de
tensão em pontos perto da fonte de geração. Neste último caso os dispositivos mais
habituais são os descarregadores de sobretensões, os expulsores e os cabos de terra
equipotenciais sobre os apoios dos circuitos aéreos de AT e MT. Cabe referir no
entanto, que estas medidas permitem atenuar a propagação dos impulsos de tensão até
às instalações dos clientes, mas não pode garantir a sua eliminação total, nem a
imunidade. Existirá sempre a possibilidade de penetração dos impulsos de tensão
gerados em pontos externos na instalação do consumidor, em especial como
consequência de induções provocadas por descargas atmosféricas. Em relação às acções
preventivas que podem ser adoptadas pelos consumidores é necessário, em primeiro
lugar, identificar os receptores que são sensíveis aos impulsos de tensão. Depois, tornase necessário colocar nos seus circuitos de alimentação, dispositivos que absorvam os
impulsos e evitem a sua propagação. Entre os mais habituais cabe mencionar o
supressor de impulsos de tensão, que deve ser adaptado caso a caso de acordo com as
características da instalação.
25
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
2.1.7- Diminuição das consequências
As sobretensões que ocorrem ao nível das linhas, com consequências mais graves, são
resultantes de descargas atmosféricas directas. Para atenuar os efeitos deste tipo de
sobretensões são instalados “cabos de guarda” e descarregadores de sobretensão nas
linhas AT e MT.
2.2 - Variações da frequência
Diz-se que existe variação de frequência num sistema eléctrico de corrente alternada
quando se produzem alterações do equilíbrio entre a carga e a geração.
A frequência, num sistema eléctrico de corrente alternada, esta directamente relacionada
com a velocidade de rotação, isto é, com o número de rotações por minuto dos
alternadores. Dado que a frequência é comum a toda a rede, todos os geradores ligados
a ela giram de maneira síncrona, à mesma velocidade angular eléctrica.
2.2.1 - Valores de referência
A frequência nominal da tensão é de 50Hz. Em condições normais de operação, o valor
anunciado da frequência fundamental nos sistemas de distribuição, durante 10 segundos
e segundo a norma NP EN 50 160, é:
Com sistema interligado:
50Hz ± 1% (49,5...50,5Hz) durante 95% de uma semana.
50Hz - 6%, + 4% (47...52Hz) durante 100% de uma semana.
26
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
Com conexão assíncrona isolada de um sistema interconectado (por exemplo o sistema
de interconexão de determinadas linhas):
50Hz ± 2% (49...51Hz) durante 95% de uma semana.
50Hz ± 15% (42,5...57,5Hz) durante 100% de uma semana.
2.2.3- Causas que as originam
Em condições normais de funcionamento, a capacidade de geração ligada a uma rede
eléctrica é superior ao consumo. Para que isto se verifique é necessário manter uma
reserva de energia redundante, isto é, uma capacidade não utilizada que pode compensar
as variações bruscas da carga e manter a frequência dentro de uma margem de
tolerância.
No entanto, existem condições excepcionais em que se produz um grande desequilíbrio
entre a geração e a carga, dando lugar a uma variação da frequência.
Podem dar-se os seguintes casos:
1 - A carga é superior à geração. Neste caso, a frequência diminui. A sua velocidade
de queda dependerá da reserva de energia redundante e da constante de inércia do
conjunto de geradores conectados à rede Figura 11.
Em tais condições, se a diminuição da frequência se situa acima da margem de
tolerância e os sistemas de regulação não são capazes de responder de forma
suficientemente rápida para detectar a queda da mesma, pode chegar a produzir-se o
colapso do sistema.
27
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
A recuperação do mesmo só se conseguiria mediante um deslastre rápido, selectivo e
temporal de cargas.
Um incremento brusco de uma carga fará com que os alternadores percam alguma
velocidade. Em tais casos os sistemas de regulação dos alternadores detectam essas
variações de velocidade e fornecem energia mecânica adicional às turbinas. Assim, o
incremento da carga reparte-se entre todos os geradores conectados à rede e alcança-se
mais uma vez o equilíbrio entre a carga e a geração.
2 - A carga é inferior à geração. Neste caso, a frequência aumenta. O equilíbrio
restabelece-se mediante um processo análogo ao anterior, actuando sobre os sistemas de
regulação dos alternadores para diminuir a sua capacidade de geração. O equilíbrio
alcança-se mais facilmente que no caso anterior, gráfico da Figura 11.
A relação entre a variação da carga e a variação da frequência depende do número e
capacidade dos geradores interligados à rede. É mais desfavorável em sistemas isolados,
que em grandes redes interligadas.
Figura 11 – Comportamento da frequência durante o deslastre e reposição de cargas [12].
28
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
Assim, no sistema interconectado Europeu no qual está a integrada a rede Portuguesa,
obtêm-se valores da ordem dos 12.000MW/Hz, isto é, é necessária uma variação de
carga de 1.2000MW para que se produza uma variação de frequência de 0.1 Hz. Num
sistema isolado de 120MVA, este valor seria da ordem dos 60MW/Hz.
2.2.4 - Efeitos que produzem
Nas margens normais de tolerância, o principal efeito das variações de frequência é a
mudança de velocidade nas máquinas rotativas.
Em tais condições, podem produzir-se os seguintes fenómenos:
1- Os motores transmitem mais ou menos potência.
2 - Os relógios eléctricos sincronizados com a rede, atrasam-se ou adiantam-se.
Também têm efeito sobre outros equipamentos:
3 - Os filtros de harmónicos sofrem um efeito de distorção.
4 - Os equipamentos eléctricos que utilizam a frequência como referência de tempo
alteram o seu funcionamento.
5 - As turbinas das centrais eléctricas são submetidas a fortes vibrações que supõem um
esforço para estas.
6 - Possíveis problemas no funcionamento de instalações com geração própria.
29
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
2.2.5 – Mitigação dos efeitos
Para prevenir fortes variações transitórias de frequência que poderiam afectar
gravemente os equipamentos ligados a uma rede eléctrica, recomenda-se a existência de
um sistema de deslastre por frequência.
No caso de um gerador, isto é, de uma instalação industrial que conta com uma fonte
autónoma de energia, cabe distinguir situações diferentes que aconselham medidas de
prevenção diferentes:
Quando a instalação funciona acoplada à rede de distribuição e o interruptor de
interligação dispara, ficando a instalação isolada, o normal é que se produza um
desequilíbrio transitório entre a carga e a fonte de produção de energia que, não sendo
compensado rapidamente pelo regulador do gerador, dará lugar a um disparo deste.
Neste caso, é essencial que o sistema de regulação do grupo produtor esteja
adequadamente desenhado e regulado para esta circunstância.
Quando se trata de grandes grupos, em geral, existem protecções que têm por missão
eliminar rapidamente o fornecimento de energia da fonte geradora perante uma falha na
sua linha de alimentação, protegendo assim o grupo de gerador contra problemas
derivados da perda de estabilidade. Estas protecções específicas calculam-se tomando
como base processos de simulação dinâmica.
Quando uma abertura momentânea do interruptor de interligação faz com que o gerador
aumente a sua velocidade de rotação ou a diminua, este fica fora de sincronismo em
relação à rede de distribuição. Nesta situação, o rearme do interruptor dá lugar a um
acoplamento fora de sincronismo que danificará seriamente a turbina e o gerador. Para
fazer frente a esta situação, prevê-se a instalação de protecções de ligação de máxima e
mínima frequência.
30
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
2.3 - Variações lentas de tensão
Produz-se uma variação lenta de tensão quando existe uma alteração na amplitude e,
portanto, no valor eficaz da onda da tensão. Uma variação de tensão tem:
1 - Um valor de partida.
2 - Um valor final.
O gráfico da Figura 12 mostra o tempo de duração que demora a passar do valor de
partida para o valor final.
Figura 12 – Esquema de uma variação de tensão.
A amplitude e duração são os parâmetros característicos de uma variação de tensão.
Considera-se uma variação lenta de tensão aquela cuja duração é superior a 10
segundos.
Cabe distinguir aqui entre as variações lentas e as flutuações. A diferença está que nas
últimas a duração vai desde os milisegundos até os 10 segundos.
31
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
Numa rede eléctrica ideal, a tensão de fornecimento deveria ter um valor concreto e
constante igual à tensão nominal. No entanto, na prática, não existem redes ideais, pelo
que a tensão de serviço pode apresentar valores diferentes num período de tempo
determinado, deve-se esperar que estes se encontrem quase sempre dentro de umas
margens razoáveis de variação em relação à tensão nominal.
2.3.1 - Valores de referência
Pelo que se refere à normativa legal vigente, o regulamento de verificações eléctricas de
regularidade no fornecimento de energia eléctrica estabelece uma margem de ±7% em
relação à tensão nominal. Quanto a normativa técnica, os valores podem ficar assim
resumidos para BT:
Tensão nominal:
230V entre fases para sistemas a três fios em sistemas trifásicos.
230V entre fase e neutro, e 400V entre fases, para sistemas a quatro fios em sistemas
trifásicos.
Em condições normais de funcionamento, recomenda-se que a tensão nos terminais de
fornecimento não defira da tensão nominal ±10%.
No ponto vista técnico um receptor que cumpra as normas CEI 38, CENELEC HD 471
S1 deve funcionar correctamente dentro das margens indicadas.
Em MT substitui-se o conceito de tensão nominal pelo de tensão declarada, aplicandose as mesmas margens de variação que para BT.
32
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
2.3.2 - Causas das variações lentas de tensão
Para analisar as causas que originam as variações lentas de tensão, é útil determinar os
factores dos quais depende o valor da tensão da rede.
Desde o ponto de vista da conexão de um receptor, o sistema de distribuição de energia
eléctrica pode ficar representado pelo esquema da Figura 13.
Zth
U
Uth
Zr
Figura 13 – Esquema equivalente de um sistema de distribuição
Neste circuito, a tensão nos terminais do receptor responderam à expressão:
U=
Zr
U th
Z r + Z th
Em consequência, o valor da tensão U no receptor depende dos seguintes factores:
A tensão do gerador (Uth), a impedância em série (Zth) e o valor da impedância do
receptor (Zr).
De todos os factores que influenciam as variações de tensão, o mais importante é a
impedância do receptor, que depende por sua vez da carga conectada. Esta pode variar
por diversas razões, entre as quais cabe destacar as seguintes:
33
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
1 - O consumo de energia não se realiza de forma constante. Ao longo do dia, existem
períodos de consumo intenso, denominados por “horas de ponta”, e períodos de baixo
consumo, a que se chamam “horas de vazio”.
2 - Os receptores não são iguais e as suas diferenças condicionam as características do
consumo. Assim, não é o mesmo que o consumo se concentre numa zona com uma
importante componente industrial, ou que o faça numa zona maioritariamente
residencial.
3 - A variação do consumo num tempo determinado tem o nome de curva de carga. As
variações de tensão estão directamente relacionadas com ela, desta forma é de esperar
que a tensão da rede seja maior nos momentos de baixo consumo e menor nos de alto.
Se partimos de um conjunto de valores de tensão e tempo, a evolução de uma variação
lenta de tensão pode apresentar o aspecto que se indica no gráfico da Figura 14. Como
se vê, os valores correspondentes a cada instante de tempo unem-se formando um perfil
de tensões em que cada ponto representa o valor real de cada tensão no instante em que
se efectuou a medida.
Figura 14 – Gráfico da evolução da tensão
34
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
2.3.3 - Efeitos que produzem
Para estudar os efeitos das variações lentas de tensão sobre os receptores, convém ter
em linha de conta os possíveis estados de funcionamento: normal, anómalo, não
funcionamento e avaria, como se esquematiza a Figura 15.
Figura 15 – Estados de funcionamento de um receptor.
Os três estados assinalados com fundo branco podem evoluir entre si, enquanto que o de
fundo vermelho, o de avaria, é fixo e não permite passagem para nenhum dos outros. Os
receptores devem estar dotados de protecções que evitem a passagem para o estado de
avaria.
Uma vez definida uma tensão nominal e a sua margem de tolerância, podem dar-se dois
tipos de variação de tensão:
1 - As que se situam abaixo da referida margem designada por “tensão baixa”.
2 - As que se situam acima desta designada por “tensão alta”.
35
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
2.4 – Cava de tensão
É considerada, por convenção, cava de tensão quando o valor da tensão de alimentação
atinge valores entre 90% e 1% da tensão de referência durante períodos de 10
milissegundos a 1 minuto, como mostra o gráfico da Figura 16 [2].
A amplitude de uma cava de tensão é definida como sendo a diferença entre a tensão
declarada e o valor mínimo de tensão atingido durante a cava de tensão.
Figura 16 – Gráfico característicos de uma cava de tensão.
2.4.1 - Valores de referência
O número de cavas de tensão pode variar de algumas dezenas a um milhar por ano. A
maioria tem duração inferior a 1 segundo e amplitude inferior a 60%. No entanto,
podem ocorrer, embora raramente, cavas de tensão com amplitude e duração superiores
[2].
2.4.2 – Causas
As cavas de tensão estão normalmente associadas a defeitos de isolamento nos sistemas
de T&D (Transporte e distribuição) ou nas instalações do Cliente, sendo caracterizadas
por amplitudes elevadas junto ao ponto de defeito. Em situações particulares, a ligação
de máquinas de grande potência também pode dar origem a cavas de tensão, embora de
duração muito superior e amplitude reduzida.
36
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
2.4.3 - Consequências em motores de indução
O binário dos motores de indução é sensivelmente proporcional ao quadrado da tensão
de alimentação. Por este facto, as cavas de tensão podem dar origem a grandes
diminuições de binário. Simultaneamente, em função da inércia da máquina, podem
verificar-se reduções significativas da velocidade de rotação.
Imediatamente depois de uma cava de tensão, todos os motores de indução de uma
instalação tendem a aumentar a sua velocidade para um valor normal, absorvendo
correntes superiores à corrente nominal. Nesta situação, as correntes podem levar à
actuação das protecções de alguns circuitos e à interrupção de funcionamento do
processo.
2.4.4 - Consequências em motores síncronos
Geralmente, os motores síncronos apresentam inércia superior aos motores de indução.
Por outro lado, enquanto o binário dos motores de indução é sensivelmente proporcional
ao quadrado da tensão de alimentação, o binário destes motores é proporcional à tensão
de alimentação. Por este facto, não se verifica nestes motores uma diminuição de
binário tão acentuada, como acontece nos motores de indução, quando sujeitos a cavas
com a mesma amplitude. Dadas estas características, os motores síncronos suportam
tipicamente cavas de tensão com amplitude até 50%, sem que se verifique diminuição
de velocidade. Contudo, é importante ter em consideração que a diminuição de
velocidade em motores síncronos pode conduzir à perda de sincronismo e à consequente
interrupção de funcionamento.
37
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
2.4.5 - Consequências em equipamento electrónico
O equipamento electrónico constitui uma parte significativa da carga eléctrica actual,
sendo na generalidade dos casos o elemento mais sensível a perturbações de QEE. Os
sistemas electrónicos estão presentes numa grande diversidade de aplicações, desde a
informática aos accionamentos electromecatrónicos. Dada a especificidade dos VEV
(Variadores electrónicos de velocidade) e das máquinas de controlo numérico,
Computer Numeric Control (CNC), bem como o seu interesse na indústria portuguesa,
serão abordados individualmente.
2.4.6 - Consequências em variadores electrónicos de velocidade
Em termos gerais, os VEV são constituídos por um rectificador, um filtro DC e um
inversor. Tal como nas fontes de alimentação mais simples, o rectificador e o filtro DC
são utilizados para conversão da tensão de alimentação em tensão contínua. Por outro
lado, o inversor é utilizado para conversão da tensão do barramento DC em tensão
alternada, de frequência e amplitude variáveis, consoante as necessidades de binário e
de velocidade.
2.4.7 - Consequências em sistemas de iluminação
Ao nível das lâmpadas de incandescência, as cavas de tensão provocam basicamente a
diminuição da luminosidade. Algumas lâmpadas de descarga (exemplo: lâmpada de
vapor de sódio a alta pressão) podem extinguir-se, durante vários minutos, quando
sujeitas a cavas de tensão de amplitude superior a 50% e duração de alguns ciclos,
sendo a tensão de acordo com o seguinte gráfico da Figura 17.
38
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
Figura 17 – Gráfico de uma cava de tensão num período de tempo.
2.4.8 - Mitigação dos efeitos das Cavas de Tensão
Para a diminuição das cavas de tensão, pode-se:
1 - Aumentar a potência de curto-circuito – Quanto maior for a potência de curtocircuito, num determinado ponto da rede, menor será a propagação de cavas de tensão
até esse ponto.
2 - Optimizar o tempo de eliminação de defeitos – Tendo em consideração que a
duração das cavas de tensão corresponde ao tempo de extinção dos defeitos, é
fundamental optimizar esse tempo de forma a reduzir a duração das cavas de tensão,
sem comprometer a selectividade do sistema.
3 - Isolar Clientes sensíveis – Os Clientes mais sensíveis a cavas de tensão devem ser
alimentados a partir de níveis de tensão mais elevados.
39
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
2.5 - Distorção Harmónica
Quando a forma de onda da tensão não é sinusoidal, sendo possível decompô-la numa
série de tensões sinusoidais com amplitudes e fases diferentes, mas com frequências
múltiplas da componente fundamental (50 Hz em Portugal), estamos presentes de
harmónicos.
Diz-se que existe distorção harmónica quando a onda sinusoidal, praticamente pura,
que geram as centrais eléctricas sofre distorções nas redes de alimentação aos
consumidores.
2.5.1 - Causas
Receptores de uso doméstico não possuem potência unitária elevada, mas são no seu
conjunto uma fonte importante de harmónicos, já que um grande número deles costuma
ser utilizada em simultâneo durante grandes períodos de tempo, nomeadamente:
•
Os receptores de televisão,
• Os aparelhos controlados mediante elementos electrónicos (electrodomésticos,
reguladores de luminosidade, etc.),
• As lâmpadas fluorescentes,
• As lâmpadas de descarga de vapor de sódio,
• Cargas electrónicas, tais como, VEV, equipamento informático e de
telecomunicações, fornos de indução, lâmpadas de descarga, máquinas eléctricas
em saturação magnética.
Ainda, mas em pequena escala, temos:
40
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
• Os equipamentos de produção, transporte e distribuição de energia eléctrica,
• Os dispositivos electrónicos de controle e comando que regulam a corrente
absorvida. Estes aparelhos interrompem a passagem desta em certos momentos,
• Os equipamentos que possuem núcleos magnéticos. Quando funcionam em
condições de saturação, também originam harmónicos de tensão. Encontram-se
entre eles os transformadores de potência, que sofrem situações de saturação
quando as tensões que se aplicam são superiores à nominal. Produzem então
harmónicos de tensão que, na sua maior parte, são de ordem impar. Cabe
sublinhar que os harmónicos de tensão de uma rede podem ver-se amplificados,
inclusive em pontos distantes da carga perturbadora que os origina, se existirem
condições de ressonância. Estas podem aparecer num ponto determinado da
rede, quando a ele são conectados condensadores para correcção do factor de
potência. As sobretensões assim geradas produzem-se fundamentalmente a uma
certa frequência de ressonância segundo a expressão:
f r = 50
scc
Q
onde Scc é a potência de curto-circuito da rede e Q, a potência reactiva nominal dos
condensadores.
2.5.2 – Consequências
As consequências dos harmónicos são: sobreaquecimento do equipamento, degradação
do factor de potência, diminuição do rendimento de máquinas eléctricas, possibilidade
41
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
de ressonância, interferência electromagnética, erros de medida em aparelhos com
determinação do valor médio, aumento da corrente de neutro, etc..
Para quantificar o grau de deformação de uma onda de tensão ou de corrente que não é
sinusoidal pura - ainda que periódica, de 50Hz de frequência - , recorre-se à sua análise
em frequência. Esta leva-se acabo normalmente utilizando a transformada rápida de
Fourier (FFT), um algoritmo de cálculo que nos proporciona os conteúdos das várias
ondas sinusoidais puras que compõem a onda deformada. Estes conteúdos referem-se a:
À componente fundamental da onda (50Hz de frequência).
Às componentes de frequência harmónicas (múltiplas de 50 Hz), que recebem a
designação de harmónicos de tensão ou de intensidade. A sua presença deve limitar-se.
O Figura 18 mostra uma onda de tensão deformada.
Figura 18 – Onda de tensão deformada e as suas componentes
Assim mesmo, aparecem nas redes outras componentes da onda de tensão que se
designam de subarmónicos, cujas frequências não são múltiplos inteiros da frequência
fundamental. Estes inter-harmónicos apresentam-se tanto a umas certas frequências
42
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
como em forma de espectro de banda larga. São de pouca importância e geralmente não
se têm em conta.
Os harmónicos são normalmente designados pela sua ordem, um número que resulta da
relação existente entre a sua própria frequência e a da componente fundamental.
No Figura 1819 está representada uma onda de tensão de 50Hz deformada que contém
unicamente:
• Componente fundamental,
• Harmónico de 5 ordem.
Os conteúdos ou taxas dos diferentes harmónicos de tensão que constituem uma onda
deformada expressam-se em forma de percentagem relativamente à componente
fundamental, em conformidade com a seguinte relação:
U n = 100
Un
U1
Nesta expressão, Un é a amplitude do harmónico de tensão de ordem n e U1, a
amplitude da componente fundamental da onda da tensão. Como se pode verificar no
gráfico da Figura 19, a distorção harmónica influencia o rendimento de um motor
eléctrico.
43
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
Figura 19 – Potência máxima desenvolvida por um motor em função do factor de distorção
harmónica da tensão
2.5.3 - Valores de referência
Em relação aos harmónicos, definiram-se taxas que não devem ser ultrapassadas, no
tempo numa determinada percentagem.
Tanto a norma internacional como a portuguesa estabelecem taxas para cada harmónico
cuja probabilidade de não serem ultrapassadas têm que ser no mínimo, da ordem dos
95%.
Também se estabeleceu uma taxa de distorção total que tem em conta simultaneamente
todos os harmónicos de tensão existente. A probabilidade de que não seja ultrapassado
no tempo é, como mínimo, de 95%.
O conjunto de taxas mencionadas constitui o nível de compatibilidade electromagnética
(nível de CEM) para distorção harmónica. Existem níveis de CEM para as redes de alta,
media e baixa tensão. Estes níveis de CEM são valores de referência, definidos para
conseguir uma coordenação entre os equipamentos perturbadores e os equipamentos
susceptíveis, desta forma supõem-se cobrir 95% dos casos possíveis, tanto do ponto de
vista do tempo, como do espaço. Ver Tabela 3.
44
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
Com o fim de assegurar que os níveis de CEM fixados para redes não sejam superados
pelo fornecimento a consumidores que possuem equipamentos perturbadores, as
empresas eléctricas estabelecem limites para as taxas de cada harmónico que se pode
gerar e para a taxa de distorção harmónica total. O conjunto destas taxas constitui o
limite de emissão para a distorção Harmónica, cujos valores estão normalmente abaixo
do nível CEM respectivo.
A propagação de harmónicos num sistema eléctrico produz-se desde um nível de tensão
no qual foram gerados, a todos os outros, tanto superiores como inferiores. Por este
motivo, antes de aceitar uma conexão à rede de novos consumidores que possuem
equipamentos perturbadores, as empresas eléctricas fazem uma avaliação para
comprovar que a emissão para a rede da nova perturbação respeitas os limites
permitidos. Desta forma, garante-se com um alto grau de probabilidade – não inferior a
95% – que os níveis CEM fixados não sejam superados e que, portanto, os demais
aparelhos e elementos do sistema funcionaram de maneira satisfatória no seu ambiente
electromagnético, suportando sem alterações no seu funcionamento a perturbação
existente. Em média tensão, estão situados entre 60% e 80% para os harmónicos
característicos isto é, 5, 7, 11, 13,..,etc.
Em baixa tensão, a limitação dos harmónicos estabelece-se de forma individual nos
próprios receptores, que devem estar fabricados de acordo com a norma CEI 1000-3-2
(EN 61000-3-2).
45
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
Tabela 3 – Níveis de CEM para as taxas dos harmónicos de tensão.
Taxa do Harmónico (%)
Harmónicos
Impares não múltiplos de 3
Impares múltiplos de 3
Pares
Ordem do
MAT
AT
Harmónico
(U>100KV)
(60KV)
5
2,0
3.5
7
2,0
3,0
11
1,5
2,5
13
1,5
2,0
17
1,0
1,3
19
1,0
1,1
23
0,7
1,0
25
0,7
1,0
>25
0,2+0,5×25/n
0,2+0,5×25/n
3
2,0
3,0
9
1,0
1,1
15
0,3
0,3
21
0,2
0,2
>21
0,2
0,2
2
1,5
1,6
4
1,0
1,0
6
0,5
0,5
8
0,4
0,4
10
0,4
0,4
12
0,2
0,2
>12
0,2
0,2
8,0
3,0
Taxa de distorção total (%)
Pode-se considerar que, na sua maior parte, os equipamentos e elementos que compõem
os sistemas eléctricos de distribuição de energia eléctrica são lineares. Em outras
palavras, a sua característica de tensão/corrente mantêm-se constante. No entanto,
existem alguns equipamentos que têm características não lineares, isto é, o seu pedido
de corrente não é sinusoidal pura e, portanto, é uma onda deformada. Estes
46
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
equipamentos emitem harmónicos para a rede de alimentação eléctrica no ponto de
conexão comum (PCC).
2.5.4 – Mitigação dos harmónicos
Nos últimos anos, teve lugar um substancial incremento de actividade normativa a nível
nacional e internacional para evitar o aumento da distorção harmónica nas redes
eléctricas. Esta normativa estabelece limites para as tensões harmónicas que se geram
como consequência de equipamentos e aparelhos perturbadores.
No caso de, apesar de tudo, os níveis de emissão serem superados, a empresa eléctrica
propõem ao consumidor a adopção de medidas correctivas na sua instalação,
nomeadamente:
• A utilização de filtros,
• A correcta configuração de equipamentos de rectificação, no que se refere ao
número de pulsos de controle – por díodos ou tirístores -, transformadores de
alimentação à ponte rectificadora, etc., de maneira que a deformação da onda de
corrente absorvida não seja importante,
• A alimentação de carga perturbadora com um transformador de uso exclusivo. É
assim que se faz a iluminação das vias públicas com lâmpadas de descarga,
• A utilização de transformadores com ligações em triângulo nos equipamentos
que formam parte da rede eléctrica. Contribui para limitar a aparição de tensões
harmónicas homopolares.
47
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
2.6 - Desequilíbrio de tensões
O desequilíbrio de tensões caracteriza-se pela variação das tensões de um sistema
trifásico de modo a que as amplitudes das tensões de fase e/ou os desfasamentos entre
elas não sejam iguais, tal como indica o os gráficos da Figura 20.
Figura 20 – Sistema equilibrado e sistema desequilibrado de tensões.
2.6.1 - Causas do desequilíbrio de tensões
Os sistemas trifásicos de tensões gerados pelas máquinas síncronas, nas centrais
produtoras de electricidade, apresentam um equilíbrio praticamente perfeito. Mesmo os
sistemas trifásicos de tensões gerados por máquinas assíncronas podem ser
considerados equilibrados.
Actualmente, já existe uma quantidade significativa de pequenas unidades de Geração
Distribuída (GD – Gestão distribuídas), ligadas aos sistemas de distribuição. Algumas,
ligadas directamente em BT, como os sistemas fotovoltaicos monofásicos. Uma vez que
estes pontos de ligação apresentam impedâncias relativamente elevadas, podem surgir
desequilíbrios significativos.
48
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
Embora existam vários factores que contribuem para o desequilíbrio dos sistemas
trifásicos de tensões, efectivamente, a grande causa de desequilíbrio é a distribuição
assimétrica de cargas pelas fases. Em carga, a distribuição assimétrica, dá origem a
sistemas de correntes desequilibrados, que, por sua vez, provocam quedas de tensão
diferentes nas três fases e o desequilíbrio dos sistemas de tensões.
2.6.2 - Consequências em motores de indução
A alimentação de um motor de indução através de um sistema trifásico de tensões
equilibrado induz um campo magnético girante, no estator, com amplitude proporcional
à amplitude da tensão de alimentação. Conduto, a alimentação da mesma máquina,
através de um sistema de tensões desequilibrado, induz dois campos magnéticos
girantes com sentidos de rotação opostos e amplitudes proporcionais às amplitudes das
componentes directa e inversa, resultando um campo girante total elíptico. Este
fenómeno provoca perturbações de funcionamento dos motores de indução descritas
seguidamente.
Devido à diminuição da componente directa e ao efeito da componente inversa, que
induz um binário oponente ao binário directo, o motor não atinge o binário nominal.
2.6.3 - Consequências em transformadores
A componente inversa é transformada do mesmo modo que a componente directa em
quase todos os transformadores. A única diferença reside no desfasamento provocado
pelos transformadores com ligações Y-Δ ou Δ-Y.
O comportamento dos transformadores face à componente homopolar depende da
ligação dos enrolamentos e da existência, ou não, de condutor de neutro. Caso os
49
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
enrolamentos do primário ou do secundário estejam ligados em Y, com neutro, é
possível a circulação de correntes homopolares. Caso os enrolamentos estejam ligados
em triângulo, a circulação de correntes homopolares no triângulo provoca o
sobreaquecimento dos enrolamentos e o fluxo magnético homopolar, ao circular na
estrutura do transformador, dá origem a perdas de energia.
2.6.4 - Mitigação do desequilíbrio de tensões
Para a diminuição do desequilíbrio dos sistemas trifásicos de tensões podem ser
adoptadas várias medidas, com diferentes graus de complexidade técnica.
2.6.4.1 - Redistribuição de cargas
Em determinados circuitos trifásicos, com desequilíbrios de correntes significativos, a
simples redistribuição das cargas pelas três fases pode ser suficiente para minimizar o
desequilíbrio de correntes e o consequente desequilíbrio de tensões.
2.6.4.2 - Aumento da potência de curto-circuito
O desequilíbrio de tensões num determinado ponto é inversamente proporcional à
potência de curto-circuito nesse ponto. Assim, as cargas que provocam maior
desequilíbrio devem ser alimentadas em níveis de tensão com potência de curto-circuito
superior – MT ou AT.
50
Capítulo 2. – Principais perturbações que afectam a rede eléctrica
2.6.4.3 - Transformadores com ligações especiais
A utilização de transformadores com ligações especiais, tais como os transformadores
de Scott e de Steinmetz, permite a minimização do impacto da corrente absorvida por
cargas monofásicas. O transformador de Scott consiste na associação de dois
transformadores monofásicos, com razões de transformação especiais, de modo a
garantirem um sistema bifásico (tensões desfasadas 90º). Este sistema permite a ligação
de cargas bifásicas ou monofásicas. Se a carga bifásica ou a distribuição de cargas
monofásicas forem equilibradas, esta ligação comporta-se, perante a rede, como uma
carga trifásica equilibrada.
51
Capítulo 3. – Simulações de Transitórios em Redes Eléctricas – ATP/EMTP
3
.–
Simulação de Transitórios em
Redes Eléctricas – ATP/EMTP
O programa de transitórios electromagnéticos da Bonneville Power Administration
(BPA), denominado EMTP (Electromagnetic Transients Program), foi desenvolvido por
Herman W. Dommel na década de 60, com base no trabalho de Frey e Althammer
(Brown Boveri, Switzerland), em Munique, Alemanha. O programa inicial só permitia a
modelagem de circuitos monofásicos através de modelos de indutâncias, resistências,
capacitâncias e linhas sem perdas, incluindo um comutador e uma fonte de excitação.
Os elementos concentrados utilizavam a regra de integração trapezoidal e as linhas de
transmissão, o método de Bergeron. Dommel trabalhou na BPA em vários períodos
entre 1964 e 1973 no desenvolvimento de vários modelos, que foram incorporados ao
programa com a ajuda de diversos colaboradores. A partir de 1973 Dommel foi para a
Universidade de British Columbia (UBC) e Scott Meyer assumiu a coordenação do
desenvolvimento do programa na BPA [5].
53
Capítulo 3. – Simulações de Transitórios em Redes Eléctricas – ATP/EMTP
A coordenação da BPA, através de Scott Meyer, estabeleceu um processo de
desenvolvimento articulado com os utilizadores do EMTP, que tornou o programa uma
ferramenta bastante poderosa para a execução de estudos de fenómenos transitórios. Um
dos elementos mais importantes para desenvolvimento do EMTP foi o estabelecimento
de uma matriz do programa, a partir da qual são executadas as translações para os
computadores de interesse, tais como: IBM, VAX, PRIME, UNIVAC, HONEYWEL
etc...
Actualmente existem grupos de utilizadores do EMTP na Europa, Índia, Japão,
Austrália e América-Latina
Em 1984, o Electric Power Research Institute decidiu investir no programa EMTP, com
base numa pesquisa realizada entre os usuários norte-americanos do programa. Foi
criado o grupo de desenvolvimento do EMTP (DCG - Development Coordination
Group), com a participação de BPA, Bureau of Reclamation, Western Area7 Power
Administration, Ontario Hydro, Hydro Quebec, Canadian Electrical Association e
ASEA, com a finalidade de melhorar modelos existentes, criar novos modelos e
melhorar a documentação atual. Divergências entre Scott Meyer e EPRI levaram à
criação de uma nova versão do EMTP (baseada na versão M39), a qual foi enviada para
a Bélgica, onde foi instalado o Leuven EMTP Center (LEC) [5].
Esta nova versão é denominada ATP (Alternative Transients Program) mas, na
realidade, é apenas um continuação das versões anteriores do programa EMTP. O LEC
centralizou a distribuição do programa a nível mundial até o final de 1992 quando,
então, a BPA e Scott Meyer decidiram novamente exercer a coordenação do programa.
O ATP é um programa digital que dispõe de versões específicas para diversos tipos de
computadores e sistemas operacionais, como por exemplo: IBM, VAX, APOLLO,
PCXT/AT, PC386 e SUN, sendo apropriado a micro-computadores e computadores de
grande porte. O programa ATP permite a simulação de transitórios electromagnéticos
em redes polifásicas, com configurações arbitrárias, por um método que utiliza a matriz
de admitância de barras. A formulação matemática é baseada no método das
54
Capítulo 3. – Simulações de Transitórios em Redes Eléctricas – ATP/EMTP
características (método de Bergeron) para elementos com parâmetros distribuídos e na
regra de integração trapezoidal para parâmetros concentrados. Durante a solução são
utilizadas técnicas de esparsidade e de factorização triangular optimizada de matrizes.
Como um programa digital não permite obter uma solução contínua no tempo, são
calculados valores a intervalos de tempo discretos. O programa permite a representação
de não-linearidades, elementos com parâmetros concentrados, elementos com
parâmetros distribuídos, chaves, transformadores, reactores, etc... De uma forma geral,
são considerados parâmetros em componentes de fase e em sequência zero e positiva,
dependendo do modelo.
A documentação do ATP consiste basicamente de um manual (ATP Rule- Book), onde
estão todas as informações sobre os modelos disponíveis. O LEC edita o EMTP News,
onde são apresentados artigos de interesse dos usuários do programa. Devido a
abrangência do ATP e a sua utilização a nível internacional, existe diversas literaturas
sobre a sua utilização em artigos publicados na CIGRÉ, no IEEE e no SNPTEE.
O programa ATP compreende o programa principal e várias rotinas e/ou programas
auxiliares, tais como LINE CONSTANTS, programa para cálculo de parâmetros de
linhas de transmissão, CABLE CONSTANTS, programa para cálculo de parâmetros de
cabos subterrâneos, MODELS, ferramenta para simulação de algoritmos genéricos,
TACS, análise transitória de sistemas de controlo, TPPLOT e PCPLOT, rotinas para
análise gráfica de resultados e ATPDRAW, editor gráfico e gestor de uso geral.
Inicialmente os primeiros programas adoptaram métodos simplificados, dada a relativa
falta de capacidade de memória e reduzida velocidade de cálculo dos computadores
iniciais. Com a progressiva melhoria verificada nas possibilidades dos computadores
começou a ser possível a elaboração de programas de cálculo mais complexo que
podiam levar em linha de conta a influência da frequência sobre as características
eléctricas das linhas e, em particular, sobre as características de propagação. [6]
55
Capítulo 3. – Simulações de Transitórios em Redes Eléctricas – ATP/EMTP
3.1 - Modelos Disponíveis no ATP
De seguida indicam-se alguns dos principais tipos de elementos disponíveis no
programa. [7]
3.1.1 - Elementos Concentrados
É possível a representação de resistências, indutâncias e capacitâncias sem acoplamento
entre fases, como indicado na Figura 21.
Estes elementos podem ser conectados em qualquer disposição formando componentes
de filtros, baterias de condensadores, reactores de linha, equivalentes de rede, etc. O
ponto de conexão ao circuito é definido pela denominação dos nós.
Figura 21 - Resistências, indutâncias e capacitâncias.
3.1.2 - Elementos R-L Acoplados
Elementos R-L com acoplamento entre fases, para qualquer número de fases, podem ser
representados como mostra a Figura 22.
56
Capítulo 3. – Simulações de Transitórios em Redes Eléctricas – ATP/EMTP
Figura 22 – Elementos RL acoplados.
3.1.3 - PI - Equivalentes Polifásicos
Um elemento do tipo PI - equivalente com acoplamento entre fases, para qualquer
número de fases, pode ser representado, tal como é indicado na Figura 23 para um
circuito trifásico, por exemplo: O elemento em questão pode ser utilizado tal como o
elemento indicado (elementos R-L acoplados), se as capacitâncias forem omitidas, e
como uma matriz de capacitâncias, se a indutância for omitida e a resistência for
fornecida como um valor muito elevado com o outro terminal aterrado.
A finalidade principal está na representação de linhas de transmissão onde este tipo de
modelagem é aceitável.
Para utilização somente na solução de regime permanente, existe uma opção chamada
de "cascaded PI", a qual consiste na associação de vários PI's em série, sendo permitida
a inclusão de elementos em série ou em derivação. Este modelo foi desenvolvido para
aplicação em estudos de circulação de correntes em cabos pára-raios, onde é necessária
uma representação detalhada de cada vão de linha.
57
Capítulo 3. – Simulações de Transitórios em Redes Eléctricas – ATP/EMTP
Figura 23 – Elemento polifásico.
3.1.4 - Transformadores
Transformadores monofásicos com vários enrolamentos podem ser representados
conforme o circuito equivalente representado na Figura 24.
São representadas as impedâncias de dispersão de cada enrolamento, o ramo
magnetizante com saturação e perdas no núcleo e a relação de transformação entre
enrolamentos.
O ramo magnetizante pode ser ignorado e conectado em qualquer terminal utilizando-se
um outro modelo do programa. Este outro modelo pode ser conectado inclusive no
mesmo ponto do circuito original e pode ser um indutor não linear ou um indutor não
linear com histerese.
A característica de magnetização de transformadores é de modelagem muito difícil e
constitui um dos problemas mais complexos na simulação de transitórios
electromagnéticos, principalmente quando os resultados são fortemente dependentes da
geração de harmónicos e envolvendo transitórios de longa duração.
É importante ressaltar que a própria determinação de curva de histerese de um
transformador é bastante complexa, seja por medições ou por cálculos, não havendo
nenhuma informação disponível sobre o comportamento transitório desta característica
58
Capítulo 3. – Simulações de Transitórios em Redes Eléctricas – ATP/EMTP
que possa ser utilizada de forma fiável em estudos de transitórios. Estes problemas são
de certa forma reduzidos na sua importância porque a relação entre o fluxo e a
frequência é uma relação inversamente proporcional e, portanto, o efeito da saturação
perde a sua importância à medida que a frequência aumenta.
Os transformadores monofásicos podem ser ligados de forma a constituir um
transformador trifásico, inclusive respeitando-se as ligações de cada enrolamento.
O programa ATP dispõe ainda de outras possibilidades para modelagem de
transformadores. A primeira delas consiste em calcular os parâmetros de sequência
positiva e zero incluindo as reactâncias do transformador e do gerador (ou equivalente
de sistema) e transformá-los para componentes de fase, os quais seriam modelados por
elementos acoplados. Esta representação só é conveniente para as extremidades da rede
eléctrica. Uma segunda opção seria a representação de um transformador por uma
matriz de impedâncias, utilizando-se o acoplamento magnético entre fases para
representar a relação de transformação entre enrolamentos. A sub rotina XFORMER
fornece os elementos para esta finalidade, sendo este modelo também de utilização
relativamente limitada.
De um modo geral, o modelo mais aconselhável é aquele que foi apresentado
inicialmente, devido às facilidades que oferece para a sua utilização e por ser o mais
completo.
59
Capítulo 3. – Simulações de Transitórios em Redes Eléctricas – ATP/EMTP
Figura 24 – Transformadores de N enrolamentos.
3.2.5 - Linhas de Transmissão
Os modelos de linhas de transmissão disponíveis no ATP são bastante flexíveis e
atendem às necessidades mais frequentes dos estudos de transitórios.
As linhas de transmissão podem ser representadas por uma cadeia de PI's ou por
parâmetros distribuídos, opção esta que pode ser desdobrada em várias alternativas.
A quantidade de secções de linhas necessárias depende do grau de distorção que pode
ser admitido no estudo a ser realizado, sendo muito importante a faixa de frequências
provocada pelo fenómeno em análise. Uma quantidade maior de elementos produz
menos distorção e vice-versa.
Na prática, a determinação da quantidade de secções de linha tem-se baseado na grande
experiência acumulada com este tipo de representação e é usual adoptar uma secção de
linha a cada 15 ou 30 km, conforme o comprimento total da linha e o estudo a ser
realizado.
60
Capítulo 3. – Simulações de Transitórios em Redes Eléctricas – ATP/EMTP
A representação por parâmetros distribuídos pode ser efectuada com ou sem variação
dos parâmetros com a frequência. As linhas modeladas por parâmetros distribuídos à
frequência constante podem ser do tipo "sem distorção" ou do tipo "com distorção". No
primeiro tipo apenas os parâmetros L e C da linha são considerados e no segundo tipo a
resistência da linha é adicional, sendo 25% em cada extremidade e 50% no meio da
linha. Estudos realizados demonstraram que a subdivisão da linha em mais pontos não
se mostrou necessária. Este procedimento simplifica acentuadamente as equações de
propagação na linha.
Na prática, os modelos de linhas com parâmetros distribuídos apresentam resultados
plenamente satisfatórios e são utilizados na maioria dos estudos de transitórios em
sistemas eléctricos, não sendo essencial a utilização de modelos com parâmetros
variando com a frequência.
No entanto, considerando que a modelagem teoricamente mais correcta é aquela que
leva em conta a variação dos parâmetros com a frequência, havendo inclusive casos em
que este efeito é importante para a obtenção de resultados confiáveis, foram
desenvolvidos e incorporados no ATP diversos métodos para efectivar este tipo de
modelagem.
Foram elaborados os seguintes métodos para modelagem de uma linha de transmissão
com variação dos parâmetros com a frequência: modelo de Meyer-Dommel's de função
de pesos (1974), modelo de convolução recursiva de Semlyen's e modelo de convolução
linear de Ametami's (1976), modelo de Hauer's Model (1979) e modelo de Marti's
Model (1981). A medida que o EMTP foi evoluindo, ficou constatado que os modelos
indicados acima continham deficiências sérias, havendo um descrédito muito grande
quanto a sua fiabilidade. Com o passar dos anos, houve uma reformulação dos modelos
mais antigos e uma evolução natural em direcção aos modelos mais recentes. Que são
os modelos JMARTI e SEMLYEN [8].
O EMTP apresenta ainda um modelo para linhas com parâmetros distribuídos para
linhas de circuito duplo ou na mesma faixa de passagem. A representação é aproximada
porque considera os dois circuitos totalmente transpostos e acoplamento entre os
parâmetros de sequência zero de cada circuito.
61
Capítulo 3. – Simulações de Transitórios em Redes Eléctricas – ATP/EMTP
Os parâmetros e equações fundamentais de um modelo das linhas de transmissão de
energia caracterizam-se pelos seus condutores das próprias linhas, ou seja, pela sua
resistência, indutância, condutância e pela sua capacitância. Estes valores são
representados por fase e por quilómetro de linha, por isso é usual chamar-lhes
“características quilométricas”.
A resistência será o coeficiente de proporcionalidade entre as perdas no condutor e o
quadrado do valor eficaz da corrente que o percorre, segundo a seguinte expressão:
P = RI2
A condutânia é geralmente desprezada pois é uma perda pouco significativa e de
avaliação difícil. Esta grandeza depende de vários factores e muito aleatórios, tais como
o grau de humidade atmosféricas, o nevoeiro, a chuva, a pressão atmosférica, o grau de
poluição, entre outros.
A indutância é uma característica da linha pela seguinte expressão:
L=Φ/I
Enquanto que a resistência e a indutância, como parâmetros longitudinais, influenciam
as quedas de tensão, limitando a potência a transmitir, a capacitância representa um
caminho de dispersão, cuja importância depende do valor da tensão.
3.2.6 - Elementos não lineares
O programa permite a representação de resistência e indutâncias não lineares, sendo
disponíveis diversas alternativas para esta finalidade.
62
Capítulo 3. – Simulações de Transitórios em Redes Eléctricas – ATP/EMTP
As resistências são representadas através de pontos no plano tensão-corrente (V, i) e as
indutâncias por pontos no plano fluxo-corrente (ψ , i ), havendo possibilidade de se
representarem resistências variáveis em função do tempo.
As resistências não lineares podem ser utilizadas para representar pára-raios de uma
maneira simplificada ou então como complemento para uma representação mais
complexa utilizando-se a sub rotina TACS. Neste caso, a tensão através do "gap" é
representada com os elementos da TACS.
As resistências não lineares em função do tempo ( R, t ) tem aplicação restrita, sendo as
suas aplicações vislumbradas somente para a simulação de impedâncias de aterramento
de estruturas para estudos de relâmpagos, simulação de arco em disjuntores e simulação
de chaves. Neste último caso, existem modelos específicos que devem ser utilizados.
(ATP Rule Book [8].
3.2.7 - Fontes
O programa permite representação de fontes de excitação, em tensão ou corrente, as
quais são definidas analiticamente dentro do programa. É possível a simulação de fontes
de excitação com formas de onda de vários tipos. A associação de duas ou mais das
fontes permite a representação de uma função composta.
3.2.8 - Pára-raios
Os elementos do tipo resistência não linear são adequados para a representação de páraraios de vários tipos.
Devido à grande importância que este elemento tem em estudos de transitórios,
principalmente quando são empregados pára-raios ZnO, foram desenvolvidos alguns
modelos com o objectivo de prover o programa de componentes cada vez mais capazes
de representar o comportamento real destes equipamentos.
63
Capítulo 3. – Simulações de Transitórios em Redes Eléctricas – ATP/EMTP
A utilização de componentes da sub rotina TACS associados a resistências não lineares
permite a representação de um pára-raios de "gap".
Os pára-raios de ZnO, os quais são constituídos somente por blocos de resistências não
lineares. É permitida também a inclusão de "gaps" em paralelo com uma pequena
quantidade de pastilhas ou em série com todo o conjunto (este "gap" série é diferente do
"gap", utilizado no pára-raios convencional).
3.2.9 - Modelos disponíveis no ATP de pára-raios
Algumas possibilidades estão disponíveis no ATP para delinear uma resistência não
linear, que seria o equivalente ao pára-raios de ZnO. Basicamente há duas
possibilidades principais: o uso directo de um determinado número de pontos no plano
tensão/corrente ou determinação de equações que representam a característica não linear
do pára-raios de ZnO.
Um caso muito simplificado foi simulado a fim obter dados para comparação entre os
diferentes modelos disponíveis no ATP. Dos resultados apresentados na Tabela 4 pode
ser verificado que todos os modelos têm um comportamento consistente, com
diferenças muito pequenas na energia absorvidas em cada modelo.
Tabela 4 – Comparação entre Diferentes Modelos do ATP de pára raios.
Modelo
Tensão (kV)
Corrente (A)
Energia (kJ)
Type 99
547.8
9940
1375
Type 92 (4444.)
547.6
9895
1372
Type 92 (5555.)
547.8
9978
1362
64
Capítulo 3. – Simulações de Transitórios em Redes Eléctricas – ATP/EMTP
3.2.10 - Resultados Disponíveis
O programa permite o estudo de um circuito eléctrico complexo constituído por vários
ramos ligados em diferentes nós. As variáveis calculadas pelo programa podem ser
muito diversas, desde tensões nos nós e as correntes e energias dissipadas nos ramos até
variáveis específicas, eléctricas ou mecânicas [9].
Os estudos estatísticos de transitórios têm os resultados apresentados sob a forma de
distribuições, sendo fornecidos os valores médios e desvios padrão e histogramas das
grandezas especificadas. É possível a obtenção da solução em regime permanente,
sendo impressos todas as tensões, fluxos de potência e correntes nos ramos da rede em
estudo. O programa permite também a obtenção de valores de potência e energia em
vários pontos do em circuito [9].
A utilização de elementos da TACS e da MODELS permite uma grande quantidade de
alternativas para a medição de grandezas não fornecidas directamente pelo programa ou
mesmo para o pós-processamento das grandezas calculadas pelo ATP.
65
Capítulo 3. – Simulações de Transitórios em Redes Eléctricas – ATP/EMTP
3.2.11 - Estrutura geral do programa
Módulos de simulação disponíveis, rotinas de suporte e a sua interacção (Figura 25).
Figura 25 - Estrutura geral do programa ATP.
66
Capítulo 4. – Caso de estudo
4
–
Caso de estudo
O caso de estudo irá ser apresentado mais à frente e tem como principal objectivo,
verificar a existências de sobretensões em vários produtores eólicos resultantes de
manobras na rede de média tensão, concretamente comutação de bancos de
condensadores.
4.1 – Breve abordagem às redes M.T.
O conceito de operação de uma rede envolve aspectos variados, assumindo entre eles
grande importância as manobras de alteração da configuração da rede, a efectuar
quando se verifica uma avaria. Embora em funcionamento normal a operação de uma
rede aérea não difira significativamente de uma rede subterrânea, o mesmo já não
acontece em situação de avaria, uma vez que existem diferenças consideráveis [10].
67
Capítulo 4. – Caso de estudo
4.1.1 - Redes aéreas
As redes aéreas de MT integram, geralmente, os seguintes elementos: saídas principais,
que partem directamente de uma SE (subestação) AT/MT; derivações, mais ou menos
ramificadas, que alimentam diversos PT (posto de transformação) de distribuição ou
utilizadores em MT; eventualmente, poderão existir postos de repartição em MT, com
diversas saídas secundárias.
Estas redes são normalmente projectadas para funcionar segundo um esquema radial
(redes monoalimentadas) existindo, por vezes, possibilidade de ligação em anel (redes
bialimentadas) com uma rede vizinha, ligação essa que pode realizar-se numa saída
principal ou numa derivação importante. Contudo, esta ligação em anel tem, nestas
redes, um carácter excepcional, sendo apenas realizada quando se torna necessária. Uma
situação típica corresponde ao estabelecimento de uma alimentação de recurso, após
verificação de um incidente [10].
4.1.2 - Defeitos em redes aéreas de MT
O modo de operação de uma rede eléctrica é condicionado pela natureza dos defeitos
que podem afectar, pelo tempo necessário `sua localização pela duração da reparação
dos elementos danificados. No caso de uma rede aérea de MT, os defeitos podem ser
classificados quanto à sua localização, duração do defeito dificuldade em o eliminar.
Quanto à localização, os defeitos que ocorrem podem afectar:
- Zona de MT das SE AT/MT montante dos disjuntores que protegem cada saída
de MT;
- As redes propriamente ditas, a jusante destes disjuntores;
- Os transformadores MT/BT.
68
Capítulo 4. – Caso de estudo
Os defeitos que ocorrem em MT nas SE AT/MT são raros e, regra geral, fáceis de
detectar. Por outro lado, os que ocorrem a jusante dos disjuntores que protegem as
saídas MT, podem classificar-se segundo a sua duração e dificuldade de eliminação, do
seguinte modo:
Defeitos auto-extintores – são os que desaparecem espontaneamente, em tempos
geralmente muito curtos, sem provocar disparos da aparelhagem de corte da rede
eléctrica;
Defeitos fugitivos – são os que, para desaparecer, necessitam de um corte muito breve
da alimentação da rede, na ordem dos décimos de segundo, 0,3 segundos, (por exemplo,
alguns defeitos consequentes de descargas atmosféricas). Estes tipos de defeitos são, em
geral, eliminados pelos disjuntores de religação rápida;
Defeitos semi-permanentes – para serem sanados necessitam de um ou vários cortes,
relativamente longos, da alimentação da rede, na ordem de algumas dezenas de
segundos, 15 a 30 segundos, mas não necessitam de qualquer intervenção do pessoal
encarregado da operação da rede para a reposição do serviço (por exemplo, avaria
resultante da queda de um ramo que provoque um curto-circuito entre um condutor de
fase e a ferragem de um isolamento, acabando por desaparecer por destruição ou por
acção do vento). Estes tipos de defeitos são, em geral, eliminados pelos disjuntores de
religação rápida e lenta;
Defeitos permanentes – aqueles que, após terem provocado um corte definitivo, se
manifesta imprescindível a intervenção do pessoal de operação para reposição do
serviço. Este tipo de defeitos implica geralmente avarias do material (ruptura de
condutores, danificação de isoladores, etc.), ou a presença de objectos estranhos
(árvores, aves, etc.) sobre os condutores.
69
Capítulo 4. – Caso de estudo
A Tabela 5 mostra a repartição estatística dos defeitos que ocorrem numa rede aérea
MT com neutro ligado directamente à terra [10].
Constata-se que as disrupções constituem a maioria dos defeitos auto-extintores (10%15%) e fujitivos (75%-80%).
No que se refere aos defeitos fugitivos, 65% a 70% são do tipo monofásico e 30% a
35% envolvem duas ou três fases.
Tabela 5 - Estatística dos defeitos ocorridos nas redes aéreas de MT.
Auto-extintores e fugitivos
70–90 %
Semi-permanentes
5–15 %
Permanentes
5–15 %
No caso de um defeito permanente que provoca um corte definitivo, o técnico da
operação é avisado e procura, então, localizar o defeito. Para tanto, efectua um certo
número de manobras e promove uma inspecção `a linha ou troço desta, onde se presume
que esteja localizada a avaria.
A pesquisa do defeito e a execução das manobras necessárias `a colocação fora de
serviço do troço defeituoso podem exigir, conforme a importância da linha e o local do
defeito, tempos variáveis, por vezes longos. Por outro lado, a reparação propriamente
dita, exige um tempo relativamente curto, que não excede algumas horas.
Por estas razões, os PT rurais são ligados, única e simplesmente, em derivação de uma
artéria principal ou secundária. Além disso, a progressiva generalização das ligações
radio-telefónicas entre as diferentes brigadas utilizadas na operação e um posto
principal de comando, permite reduzir consideravelmente os tempos de interrupção de
serviço, facilitando as diversas manobras, que devem ser executadas de um modo
coordenado, pelas diferentes equipas que participam nas operações.
As avarias mais frequentes nas linhas aéreas devem-se ao facto de estas estarem sujeitas
aos efeitos da intempérie, poluição, depósito de agentes poluidores (poeiras) nos
isoladores e cadeias de isoladores, e acções inadvertidas, como a queda de objectos
70
Capítulo 4. – Caso de estudo
estranhos, que produzem rupturas nos isoladores e contacto entre condutores,
directamente, ou por meio de um corpo estranho.
Quando se quebra um isolador, a corrente da linha deriva para a terra, provocando ao
mesmo tempo a abertura do seu interruptor automático. Tal sucede quando o neutro da
alimentação está ligado com a terra, porque se estivesse isolado poderia, em geral,
continuar ao serviço até que se efectuasse a reparação do defeito. É bastante frequente
que os isoladores sejam destruídos por arremesso de objectos ou por disparos dos
caçadores, que se servem deles como alvos.
Ocorre, às vezes, que os isoladores apresentam uma fissura por onde a corrente deriva
para a terra, sendo então mais difícil detectar o local de onde radia a avaria, sendo
necessário efectuar uma rigorosa inspecção dos isoladores. Noutros casos, o defeito tem
origem numa perfuração da garganta do isolador, que é precisamente aonde se apoia o
condutor e que tapa o orifício. Nestas condições, a busca do isolador com defeito exige
muito tempo, sendo necessário subir aos postes e, muitas vezes, desfazer as
correspondentes retenções. Outra avaria que ocorre frequentemente é sequência do
contacto dos fios, por efeito do vento ou mais comum, pelo toque de um estranho corpo
metálico em, pelo menos uma das fases da linha, ou ainda, pelo desprendimento de um
ramo de árvore que cai sobre a linha ficando suspenso nela.
Por tudo isto, compreende-se que nas redes aéreas sejam possíveis localizar os defeitos
produzidos na linha por meio de uma simples revisão dos seus elementos o que, como é
natural, implicará perda de tempo.
Nas linhas situadas nas proximidades do mar originam-se depósitos de sal sobre a
superfície do isolador, que produzem perdas de energia devidas ao contornamento.
Os curto-circuitos dão-se pela supressão de isolamento entre os condutores de fase ou
entre estes condutores e a terra.
A origem dos defeitos/avarias pode ser interna ou externa. Entre as causas de origem
externa pode-se mencionar:
71
Capítulo 4. – Caso de estudo
Origem mecânica – ruptura de um suporte, ruptura de um isolador, ruptura de um
isolamento de condutor, disrupções por contactos de ramos de árvores e aves com os
condutores, deterioração de isolamento em cabos na abertura de valas [10];
Origem atmosférica – descarga atmosférica sobre condutores, disrupções originadas
pelos depósitos condutores acumulados nas cadeias de isoladores. A amplitude das
correntes de descarga registadas durante as perturbações atmosféricas é apresentada no
gráfico da Figura 26 [10].
Pela observação do gráfico constata-se que aproximadamente 80% dos casos, a corrente
de descarga é inferior a 40 kA. Esta ordem de grandeza, é importante para o
dimensionamento dos descarregadores de sobretensão.
Figura 26 - Amplitude da corrente de descarga.
4.1.4 Equipamentos de protecção e seccionamento
Na rede de distribuição em MT, o número de equipamentos com automatismos e
telecomando são função da valorização económica da Rede eléctrica Nacional, devido a
incidentes. Estes equipamentos contribuem para dispensar a intervenção de técnicos em
determinados incidentes específicos, reduzindo os tempos de restabelecimento do
72
Capítulo 4. – Caso de estudo
fornecimento de energia, e permitindo, igualmente, a localização automática de troços
com defeito.
Nas redes tipicamente urbanas (subterrâneas), a utilização dos Indicadores de Defeitos
em Cabos Isolados (IDCI) nos PT, facilitam a localização e, como tal, a actuação sobre
a rede. Para além da localização rápida, também se impõe a posterior reconfiguração da
rede e, nesse sentido, o telecomando, bem como os seccionadores de comando à
distância, são fundamentais. A informação do IDCI permite ao operador do CC
seccionar o cabo equipado com IDCI para medida do seu isolamento [EDP- 04c].
Na rede aérea típica das zonas industriais, e dada, de uma forma geral, a possibilidade
de recurso, privilegia-se a utilização de Interruptores Auto-Religadores (IAR), e
Interruptores Aéreos Telecomandados (IAT) a partir do CC, estando estes últimos em
expansão. A utilização de IAR em ramos derivados da linha principal deve ser
considerada, podendo estar associada a Indicadores de Defeitos em Linhas Aéreas
(IDLA) no sentido de facilitar a localização de avarias.
Na rede aérea tipicamente rural devem ser usados IAR, pois a localização da avaria é
efectuada de forma automática, ficando o troço avariado a jusante do primeiro IAR, que
fica aberto depois de completado o ciclo de religações. Dado que estas redes são
normalmente extensas e os custos de exploração são significativos, os IAR deverão ser
telecomandados e possuir autonomia de alimentação (evitando alimentações a partir da
rede BT), ou seja, há uma tendência para a instalação de IAT em vez de IAR.
Nas redes eléctricas subterrâneas não se efectuam religações sem antecipadamente se
conhecer a causa do incidente, pois, de outra forma, poderiam agravar-se as
consequências.
Todos os equipamentos instalados na rede eléctrica estão identificados. No caso da rede
aérea são identificados o tipo de equipamento e o apoio respectivo, enquanto na rede
subterrânea são identificados os tipos de equipamento e a localização da instalação que
o aloja [10].
73
Capítulo 4. – Caso de estudo
4.1.4.1 - Disjuntor Auto-Religador
A utilização de Disjuntores Auto-Religadores (DAR) em redes de energia eléctrica fora
das SE é bastante reduzida. Estes equipamentos têm a capacidade de proteger a rede
situada a jusante, pela abertura dos seus contactos em circunstâncias pré-estabelecidas
de fabrico, sendo possível parametrizar o número de religações, os tempos entre elas e a
duração, que mesmo sob defeito, o disjuntor se encontra fechado, designado por tempo
de confirmação do defeito. Normalmente, o DAR é parametrizado para uma Religação
Rápida (RR) de 0,3 segundos e duas Religações Lentas (RL), a primeira de 15 segundos
e a segunda de 30 segundos.
Os disjuntores são utilizados nas SE para protecção de cada saída do barramento e para
protecção do Transformador de Potência (TP). Estes disjuntores estão associados aos
painéis de protecção do TP, actuando, neste caso, os de AT e MT, e aos painéis de
linha, que têm disjuntores com religação automática, não sendo, por isso, normalmente,
designados por DAR. O termo DAR está associado a equipamento deste tipo, que é
instalado em qualquer ponto da rede, linha ou cabo.
Quando instalado na rede, a sua actuação é efectuada com tempos mais curtos que as
protecções existentes na SE para essa linha ou cabo. Em situação de sobrecarga, os
disjuntores do painel de linha iniciam o ciclo de pesquisas imediatamente, enquanto
que, os disjuntores de barramento de protecção ao TP só abrem ao fim de 3 minutos, se
essa situação de sobrecarga se mantiver.
O número de DAR instalados é reduzido, podendo ser utilizados, nas derivações das
linhas principais quando alimentam PC. No entanto, a linha que alimenta o PC, não
deve ter activas as religações em linhas de saída aéreas principais, quer de SE, quer de
PC, devendo activar-se um ciclo de religação do DAR, evitando a instalação de
seccionadores, e privilegiar a sua instalação nas derivações que constituem os “cachos”.
A alimentação do sistema de motorização do DAR é realizada pelo recurso a
Transformadores de Tensão (TT).
74
Capítulo 4. – Caso de estudo
4.1.4.2 - Interruptor Auto-Religador
O IAR é um dispositivo que permite o isolamento automático de um determinado troço
a jusante do apoio onde está instalado, se nele ocorrer qualquer avaria, sem
telecomando, e é baseado na detecção da sequência: ausência, reaparecimento de tensão,
usando técnicas tempo-tensão, e não na percepção de qualquer avaria, acompanhando as
pesquisas efectuadas pelo disjuntor da linha, no painel da SE é, por isso, imprescindível
que o disjuntor do painel de linha da saída respectiva, por exemplo da SE, esteja
equipado com automatismos que assegurem um ciclo de, pelo menos, duas religações
lentas. Quando os IAR estão instalados ao longo da mesma linha, deve-se parametrizar
o automatismo do IAR por forma a que o IAR que actua primeiro seja o mais afastado
da SE.
Os IAR são utilizados para isolar um troço de rede, recorrendo a sucessivas religações
até se encontrar o ponto de defeito. Isolando automaticamente um troço avariado, o IAR
é um aparelho de inegável interesse na operação de uma rede MT. Para além de garantir
um rápido restabelecimento do serviço, sem intervenção humana, evita um conjunto de
manobras conducentes à identificação do troço avariado, diminuindo substancialmente
o tempo de pesquisa de avaria. É um aparelho especialmente vocacionado para redes
eléctricas, onde coexistam troços de grande fiabilidade que alimentam clientes sensíveis
e troços característicos de zonas rurais, extensos e, geralmente, com árvores.
4.1.4.3 - Seccionador
Os seccionadores são equipamentos que permitem abrir a rede no ponto em que são
instalados, não tendo poder de corte nem de fecho, devendo portanto ser manobrados
em vazio. No entanto, o fecho de seccionadores em tensão pode ser executado se a rede
a colocar em tensão não estiver em avaria ou se a linha ou o cabo não forem muito
capacitivos [EDP-04c]. A abertura de seccionadores só deve ser executada em vazio.
75
Capítulo 4. – Caso de estudo
4.2 – Descrição do caso em estudo
O recurso a instalações de produção independente tem vindo a ser frequente no nosso
país, quer devido a incentivos a esse tipo de produção, quer devido ao tipo de negócio
com o distribuidor, em que este é obrigado a absorver toda a energia produzida pelas
unidades, no caso de estas respeitarem as condições técnicas exigidas pela legislação em
vigor, neste sentido o estudo levado a cabo enquadra-se neste âmbito.
O presente estudo tem como finalidade analisar os efeitos consequenciais (em diferentes
produtores eólicos) que a comutação de um banco de bateria de condensador tem. Os
parques eólicos alvo de estudo estão localizados na região centro do país (Distrito de
Castelo Branco) e são caracterizados em seguida.
Foram escolhidos três parques eólicos:
Parque eólico Cabeço da rainha I e II;
Parque eólico de Amêndoa:
Parque eólico de Pinhal interior.
4.3 - Localização e descrição do Parque eólico Cabeço da
Rainha
A área de implantação do parque localiza-se na região centro do país, na serra com o
mesmo nome, abrangendo terrenos dos concelhos de Oleiros (freguesia de Oleiros e
Isna) e de Sertã (freguesia de Troviscal e Ermita) e tem como promotor a ENERNOVA.
O arranque da linha eléctrica de interligação do parque à rede, a cargo da EDP, faz-se
inicialmente num corredor com orientação Oeste/Noroeste. Este/Sudeste, que atravessa,
primeiro o concelho de Oleiros e posteriormente os concelhos de Proença-a-Nova e
Castelo Branco. A meio da sua travessia, sensivelmente quando inicia o seu percurso no
concelho Proença-a-Nova, o corredor toma a direcção Este, terminando o seu percurso
na subestação de Castelo Branco.
76
Capítulo 4. – Caso de estudo
O parque abrange uma área de cerca de 190 hectares, constituído fundamentalmente o
projecto na implantação de 20 aerogeradores com uma potência total de 16,2 MW, de
um edifício de comando e da respectiva subestação, aos quais todos os aerogeradores
estão ligados através de uma rede de cabos eléctricos enterrados e caminhos de acesso,
conforme indicam as Figuras 27 e 28:
Figura 27 – Localização do Parque Cabeço da Rainha.
Figura 28 - Localização geográfica dos aerogeradores do parque de Cabeço de Rainha
77
Capítulo 4. – Caso de estudo
Os 20 aerogeradores que constituem o parque eólico de Cabeço de Rainha estão
distribuídos por quatro ramais, como esquema da Figura 29, tendo os aerogeradores
numerados de 1 a 17 uma potência de 600 kW (Enercon modelo E-60), e os numerados
de 18 a 20 uma potência de 2 MW (Enercon modelo E-66).
Figura 29 - Esquema eléctrico unifilar da interligação dos aerogeradores e CR.
A tensão composta aos terminais de cada aerogerador é de 400V, e estão ligados à rede
de Média Tensão (MT) do parque através de um transformador de grupo com a razão de
transformação 400V/15,25kV.
Os quatro ramais convergem num monobloco de 15,25kV e este faz a ligação à rede de
Alta Tensão (AT) de 63kV, através do transformador de interligação.
Os transformadores de grupo correspondentes aos aerogeradores E- 60 têm uma
potência nominal de 800 kVA, e os correnspondentes aos E-66 uma potência nominal
de 2150kVA.
O transformador de interligação, potência nominal de 17.2MVA, tem regulação
automática de tomadas em carga, e esta actua de modo a manter a rede interna de MT
do parque em torno dos 15,25kV ± 3%.
78
Capítulo 4. – Caso de estudo
Os geradores, Figura 30, estão ligados aos transformadores de grupo através do paralelo
de dois cabos do tipo A1XV de 240 mm2 de secção.
A rede de 15,25kV do parque é constituída por cabos do tipo LXHIOV de secções de
70, 120 e 240 mm2 [11]
Figura 30 - Aerogerador tipo GEWE 1.5S (1500 W).
4.4 - Parques eólicos de Amêndoa e do Pinhal Interior
O parque da Serras de Amêndoas, está situado nas serras da Amêndoa e da Laje,
conforme mapa da Figura 311, e já tem um total de 20 aerogeradores com uma potência
global instalada de 23 megawatts (MW) e tem como promotor a empresa
ENERVENTO.
O parque do Pinhal Interior, tal como indica o mapa da Figura 31, está localizado
conforme indica mapa seguinte abrangendo os concelhos de Nisa, Vila Velha de Ródão
e Proença-a-Nova e tem como promotor a empresa GENERVENTO. A potência total
instalada é de 122,5 MW com um total de 65 aerogeradores, sendo 8 de 2MW cada com
78 metros de altura e com pás de 41 metros, instalados recentemente.
79
Capítulo 4. – Caso de estudo
A tipologia de implementação e construção destes pois parques é idêntica ao do parque
eólico de Cabeço da Rainha.
Figura 31 - Localização dos parques eólicos da Amêndoa e Pinhal Interior.
4.5 - Potência instalada e transformadores de interligação com
a rede.
A potência eólica instalada e a potência dos transformadores de interligação em cada
parque estão descritas na Tabela 6
Tabela 6 – Potência instalada em cada parque eólico.
Parque eólico
Potência
Potência do
Tensão de
instalada dos
transformador de
interligação com a
aerogeradores
interligação (MVA)
rede
16,2
25
15 kV / 60 kV
15
25
15 kV/60 kV
122.5
130
15 kV / 60 kV
(MVA)
Cabeço da Rainha
Amêndoa
Pinhal interior
80
Capítulo 4. – Caso de estudo
Os valores dos vários parâmetros dos transformadores de potência foram calculados
utilizando um programa (WTRAFOS) que permite posteriormente a sua importação o
ATP. Os parâmetros obtidos permitem conhecer o esquema eléctrico equivalente do
transformador, como mostra a Figura 32.
Figura 32 - Esquema eléctrico equivalente do transformador referido ao primário.
4.6 - Esquema da rede do caso de estudo.
O esquema efectivamente objecto do caso de estudo é essencialmente representada na
Figura 33., que inclui também uma carga de 100 MW.
. Para a compensação de energia reactiva da rede, existe um banco de condensadores de
2 X 15 MVAr localizado na subestação do Zêzere.
Figura 33 – Esquema unifilar da rede em estudo.
81
Capítulo 4. – Caso de estudo
4.7 – Esquema implementado no ATPDRAW
A Figura 34 mostra o esquema implementado no ATP DRAW. Neste caso a rede
apresenta-se em vazio.
U
Pracana
Rainha
SE ZÊZERE
LCC
V
S1
U
S5
Amêndoa
S6
V
15MVAR
15MVAR
S2
U
Pinhal Int
V
S3
Falagueira
Figura 34 – Rede implementada no ATP DRAW.
Para implementação computacional do caso de estudo, considerou-se uma rede
simplificada como mostra a figura 35. As simplificações tidas em conta foram as
seguintes:
- O barramento da subestação de Zêzere considerado como de potência infinita,
atendendo a que se trata de um nó de grande importância da rede nacional de transporte.
Sendo assim, foram colocadas em Ferreira do Zêzere uma linha PI e uma fonte de
tensão “ideal” de 60 kV para simular as várias linhas que ligam neste ponto da rede. As
linhas são:
- Linha de 150 kV interligada neste ponto com um transformador de 63 MVA/60 kV
(TF3);
- Linha de 150 kV interligada neste ponto com um transformador de 170 MVA/60 kV
(TF3-N);
82
Capítulo 4. – Caso de estudo
- Linha de 220 kV interligada neste ponto com um transformador de 170 MVA/60 kV
(TF2-N)
4.8 – Características de cada troço das linhas de 60 kV.
Características de cada troço de linha MT (Tabela 7).
Tabela 7 – Características dos vários troços da rede.
Secção
Raio
Raio
Resistividade
em
interno
externo
em
mm2
em mm
em mm
Ohm/KM
Al Aço
160
0
0.71
0.109
19.628
Al Aço
160
0
0.71
0.109
LCC3
19.578
Al Aço
160
0
0.71
0.109
LCC4
56.122
Al Aço
325
0
1.02
0.109
LCC5
38.443
Al Aço
325
0
1.02
0.109
LCC6
19.628
Al Aço
325
0
1.02
0.109
LCC7
19.020
Al Aço
325
0
1.02
0.109
LCC8
15.895
Al Aço
325
0
1.02
0.109
LCC9
15.535
Al Aço
325
0
1.02
0.109
Comprimento
Tipo de
em Km
condutor
LCC1
15.512
LCC2
TROÇO
.
Para cada troço da linha de média tensão foram calculados todos os valores necessários
e implementados no ATP. A Figura 35 exemplifica o troço LCC1. O modelo de linha
utilizado foi JMARTI dado ser este a que melhor se adapta a este tipo de análise.
83
Capítulo 4. – Caso de estudo
Figura 35 – Implementação da uma linha no ATP (ex. LCC1)
Como já foi referido, existe um banco de condensadores na subestação de Ferreira do
Zêzere com potência de 2 X 15 MVAr ligado em estrela, e para qual se calculou o valor
da capacidade por fase.
Xc =
U=
U2
Qc
60 x103
= 34,64kV
3
(34,64 x10 )
Xc =
3 2
5 x10 6
C=
= 238Ω
1
= 0,0000138F = 0,0128mF = 13,8μF
Xc × ω
84
Capítulo 4. – Caso de estudo
4.9 - Modelização dos transformadores de interligação com a
rede de 60 kV.
Transformadores dos parques eólicos de Cabeço da Rainha e Amêndoa.
•
Transformador de potência de 20MVA (Este valor não foi fornecido, sendo
por isso considerado, uma potência de cerca de 25% superior ao do parque).
Dados introduzidos no programa WTRAFOS:
WINDINGS TRANSFORMERS MODELING IN ATP
RATED MVA (0 TO END)_______________________ 1
FREQUENCY (HZ)_____________________________ 50
RATED PRIMARY VOLTAGE (KV)_______________15
RATED SECONDARY VOLTAGE (KV)____________60
SHORT CIRCUIT IMPEDANCE Z12 (%)___________5
PRIMARY CONNECTION (Y OR D)_______________d
SECONDARY CONNECTION (Y OR D)____________y
NO LOAD LOSSES (KW) (OR -1)________________1
SHORT CIRCUIT LOSSES (KW) (OR -1)__________ 2
NO LOAD CURRENT (A) (OR -1)________________ 1
RATED MVA________________________________ 20.0000
FREQUENCY (HZ)____________________________50.0000
RATED PRIMARY VOLTAGE (KV)_____________ 15.0000
RATED SECONDARY VOLTAGE (KV)__________ 60.0000
NO LOAD LOSSES (KW)_______________________ 1.0000
NO LOAD CURRENT (A)_______________________1.0000
NO LOAD LOSSES CURRENT (A)_______________ 0.0222
MAGNETIZING CURRENT (A)__________________0.9998
SHORT CIRCUIT LOSSES (KW)_________________2.0000
85
Capítulo 4. – Caso de estudo
PRIMARY RESISTANCE (OHM)_________________0.0056
SECONDARY RESISTANCE (OHM)______________3.85278
PRIMARY REACTANCE (OHM)_________________2.85426
SECONDARY REACTANCE (OHM)______________8.1818
AIR CORE INDUCTANCE (H)___________________0.0361
MAGNETIZING CURRENT (A)__________________0.0219
FLUX (WBESP)______________________________ 29.3053
NO LOAD LOSSES RESISTANCE (OHM)____ 675000.0000
ISM/ION_____________________________________ 6.9572
Para a modelização dos transformadores das subestações de cada parque eólico, foram
também introduzidos no ATP as características de magnetização apresentados na
Tabela 8.
Tabela 8 – Valores de modelização introduzidos no ATP (Cabeço da Rainha e Amêndoa)
A curva de histerese obtida está representada no Figura 36.
86
Capítulo 4. – Caso de estudo
Figura 36 – Gráfico da curva de histerese do transformador (Cabeço da Rainha e Amêndoa).
Transformador do parque eólico de Pinhal Interior.
•
Transformador de potência de 140MVA (Este valor não foi fornecido,
sendo por isso considerado, uma potência de cerca de 25% superior ao do
parque).
Dados introduzidos no programa WTRAFOS:
WINDINGS TRANSFORMERS MODELING IN ATP
RATED MVA (0 TO END)___________________________ 140
FREQUENCY (HZ)__________________________________50
RATED PRIMARY VOLTAGE (KV)___________________ 15
RATED SECONDARY VOLTAGE (KV)________________ 60
SHORT CIRCUIT IMPEDANCE Z12 (%)________________ 5
PRIMARY CONNECTION (Y OR D)___________________ d
SECONDARY CONNECTION (Y OR D)________________ y
NO LOAD LOSSES (KW) (OR -1)______________________1
SHORT CIRCUIT LOSSES (KW) (OR -1)________________ 2
NO LOAD CURRENT (A) (OR -1)______________________ 1
87
Capítulo 4. – Caso de estudo
RATED MVA ______________________________________140.000
FREQUENCY (HZ)__________________________________50.0000
RATED PRIMARY VOLTAGE (KV) ___________________15.0000
RATED SECONDARY VOLTAGE (KV) ________________60.0000
NO LOAD LOSSES (KW) _____________________________1.0000
NO LOAD CURRENT (A) _____________________________1.0000
NO LOAD LOSSES CURRENT (A) _____________________0.0096
MAGNETIZING CURRENT (A)________________________1.0000
SHORT CIRCUIT LOSSES (KW)_______________________ 2.0000
PRIMARY RESISTANCE (OHM)_______________________0.0036
SECONDARY RESISTANCE (OHM)____________________0.0009
PRIMARY REACTANCE (OHM)_______________________ 0.4876
SECONDARY REACTANCE (OHM)____________________ 13.4706
AIR CORE INDUCTANCE (H) _________________________0.1164
MAGNETIZING CURRENT (A)________________________ 0.0219
FLUX (WBESP)_____________________________________67.6777
NO LOAD LOSSES RESISTANCE (OHM)__________3600000.2500
ISM/ION____________________________________________6.9572
Para a modelização dos transformadores das subestações de cada parque eólico, foram
também introduzidos no ATP as características de magnetização apresentados na
Tabela 8.
Tabela 9 – Valores de modelização introduzidos no ATP (Pinhal interior).
88
Capítulo 4. – Caso de estudo
A curva de histerese obtida está representada no Figura 37.
Figura 37 – Gráfico da curva de histerese obtida (Pinhal interior).
89
Capítulo 5. – Resultados
5
.
Resultados
Os resultados apresentados neste ponto mostram o comportamento da rede quando
submetida a transitórios que envolvem a entrada e saída de funcionamento do banco de
condensadores de 2X15 MVAr. Para tal foram feitas várias simulações e analisados os
resultados ao nível dos produtores eólicos considerados.
Todas as simulações serão feitas num período de 5 ciclos, 100 milissegundos com
intervalo de tempo de amostragem de 10-7 segundos, valores introduzidos no programa
de acordo com a Figura 38.
91
Capítulo 5. – Resultados
Figura 38 – Configurações no ATP.
5.1 – Simulação em vazio
Numa primeira fase foram feitas simulações com a rede em vazio, sem qualquer
influência dos condensadores e analisadas as formas de onda da tensão e corrente nos
vários produtores. Os gráficos das Figuras 39 a 41 mostram energização da rede.
5.1.1 – Parque eólico Cabeço da Rainha
Tensão
Corrente
60
200
[A]
[kV]
150
38
100
50
16
0
-6
-50
-100
-28
-150
-50
0,00
0,02
(file Circuitofinal3.pl4; x-var t) v:RAINHA
0,04
v:RAINHB
0,06
0,08
[s]
-200
0,00
0,10
v:RAINHC
0,02
(file Circuitofinal3.pl4; x-var t) c:RAINHA-X0001A
(a)
0,04
c:RAINHB-X0001B
0,06
0,08
[s]
0,10
c:RAINHC-X0001C
(b)
Figura 39 – Gráficos sem carga para o parque eólico Cabeço da Rainha em vazio. (a) - Tensão, (b)
- Corrente.
92
Capítulo 5. – Resultados
5.1.2 – Parque eólico Amêndoa
Tensão
Corrente
60
300
[A]
[kV]
200
38
100
16
0
-6
-100
-28
-200
-50
0,00
0,02
(file Circuitofinal3.pl4; x-var t) v:CAMENA
0,04
v:CAMENB
0,06
0,08
[s]
-300
0,00
0,10
v:CAMENC
0,02
(file Circuitofinal3.pl4; x-var t) c:CAMENA-X0006A
0,04
c:CAMENB-X0006B
0,06
0,08
[s]
0,10
c:CAMENC-X0006C
(a)
(b)
Figura 40 – Gráficos sem carga para o parque eólico Amêndoa. (a) - Tensão, (b) - Corrente.
5.1.3 – Parque eólico do Pinhal Interior
Tensão
Corrente
60
150
[A]
[kV]
100
38
50
16
0
-6
-50
-28
-100
-50
0,00
0,02
(file Circuitofinal3.pl4; x-var t) v:PINHAA
0,04
v:PINHAB
0,06
0,08
[s]
-150
0,00
0,10
v:PINHAC
0,02
(file Circuitofinal3.pl4; x-var t) c:PINHAA-X0008A
(a)
0,04
c:PINHAB-X0008B
0,06
0,08
[s]
0,10
c:PINHAC-X0008C
(b)
Figura 41 – Gráficos sem carga para o parque eólico do Pinhal Interior. (a) - Tensão, (b) Corrente.
As correntes em vazio são cerca de 38 A para os parques Cabeço da Rainha e Amêndoa
e cerca de 25 A para o parque de Pinhal Interior. A rede “demora” cerca de 4 mseg a
estabilizar.
93
Capítulo 5. – Resultados
5.2 – Simulação com uma carga de 100 MW
Numa segunda fase foi acrescentado uma carga de 100 MW. com Cosϕ = 0,85 num
troço da linha localizado conforme se indica no seguinte esquema da Figura 42. A carga
entra no início da simulação.
Para se visualizar os valores de tensão e corrente nos vários parques eólicos, foram
colocados equipamentos de medida nesses mesmos pontos.
Nas seguintes simulações, a entrada em funcionamento dos bancos de condensadores
será em simultâneo, e aos 40 mseg.
Pracana
Rainha
U
SE ZÊZERE
LCC
V
S1
S5
Amêndoa
U
V
15MVAR
S2
S6
15MVAR
S4
V
Pinhal Int
U
Carga MT
V
S3
Falagueira
Figura 42 – Esquema de rede implementada no ATPDRAW com a carga MT.
Cálculo da impedância da carga de 100 MW, com factor de potência 0,85.
P = 3 ⋅ Uc ⋅ Ic ⋅ Cosϕ
Ic =
Z=
100 x10 6
= 1132 A
3 x60 x10 3 x0,85
U 60 x10 3
=
= 53Ω
I
1132
R = ZCosϕ = 45,05Ω
Xl = Zsenϕ = 27,9Ω
L=
Xl
ω
=
27,9
= 0,088 H = 88,9 mH
2 xπf
94
Capítulo 5. – Resultados
A simulação será feita com a carga de 100 MW ligada no início e entrada dos
condensadores após 0,04 S, tal como indica a Tabela 10.
Tabela 10 – Valores de temporizações para o seccionador S5 e S6.
5.2.3 – Tensão e corrente no parque eólico Cabeço da Rainha
Tensão
Corrente
400
60
[A]
[kV ]
300
40
200
20
100
0
0
-100
-20
-200
-40
-300
-60
0,00
0,02
(f ile C irc uit of inal3. pl4; x -v ar t ) v : R A I N H A
0,04
0,06
v : R AI N H B
0,08
[s ]
-400
0,00
0,10
v :R AIN H C
0,02
(file Circuitofinal3.pl4; x-var t) c:RAINHA-X0001A
(a)
0,04
c:RAINHB-X0001B
0,06
0,08
c:RAINHC-X0001C
(b)
Figura 43 – Gráficos no parque eólico Cabeço da Rainha. (a) - tensão, (b) - corrente.
95
[s]
0,10
Capítulo 5. – Resultados
5.2.4 – Parque eólico Amêndoa
Tensão
Corrente
500
60
[kV ]
[A]
40
280
20
60
0
-160
-20
-380
-40
-60
0,00
0,02
(f ile C irc uit of inal3. pl4; x -v ar t ) v : C A ME N A
0,04
0,06
v : C A ME N B
0,08
[s ]
-600
0,00
0,10
v : C A ME N C
0,02
(file Circuitofinal3.pl4; x-var t) c:CAMENA-X0006A
0,04
c:CAMENB-X0006B
0,06
0,08
[s]
0,10
[s]
0,10
c:CAMENC-X0006C
(a)
(b)
Figura 44 – Gráficos no parque eólico da Amêndoa. (a) - tensão, (b) – corrente.
5.2.5 - Parque eólico do Pinhal Interior
Tensão
Corrente
300
60
[A]
[kV ]
200
40
100
20
0
0
-100
-20
-200
-40
-300
-60
0,00
0,02
(f ile C irc uit of inal3. pl4; x -v ar t ) v : PI N H A A
0,04
0,06
v :PIN H AB
0,08
[s ]
-400
0,00
0,10
v :PIN H AC
0,02
(file Circuitofinal3.pl4; x-var t) c:PINHAA-X0008A
(a)
0,04
c:PINHAB-X0008B
0,06
0,08
c:PINHAC-X0008C
(b)
Figura 45 – Gráficos no parque eólico Pinhal Interior. (a) - tensão, (b) – corrente.
96
Capítulo 5. – Resultados
5.2.6 – Tensão e Corrente na carga MT.
Tensões
Correntes
60
1000
[A ]
[kV]
750
40
500
20
250
0
0
- 250
-20
- 500
-40
-60
0,00
- 750
0,02
(file Circuitofinal3.pl4; x-var t) v:CARGAA
0,04
v:CARGAB
0,06
0,08
[s]
-1000
0,00
0,10
0,02
0,04
(f ile C irc uit of inal3. pl4; x -v ar t ) c :
v:CARGAC
-C A R G A A
(a)
0,06
c:
-C A R G A B
c:
0,08
[s ]
0,10
-C A R G A C
(b)
Figura 46 – Gráficos aos terminais da carga MT. (a) - tensão, (b) - corrente.
5.2.7 – Gráfico do factor de potência
Foi também registado a evolução do factor de potência na carga, tal como se pode ver
no gráfico da Figura 47. O referido gráfico mostra o desfasamento entre a tensão e
corrente numa fase de alimentação da carga, que é cerca de 1,84 mseg (33º
Cos Φ =0.84) no início da simulação e 1,77 mseg (31,86º - Cos Φ 0,85) no final.
70,0
*103
52,5
35,0
17,5
0,0
-17,5
-35,0
-52,5
-70,0
0,00
0,02
(file Circuitofinal3.pl4; x-var t) c:
-CARGAA
factors:
1
70
offsets:
0,00E+00 0,00E+00
0,04
0,06
0,08
[s]
0,10
v:CARGAA
1
0,00E+00
Figura 47 – Gráfico do desfasamento entre a tensão e a corrente na carga MT.
97
Capítulo 5. – Resultados
5.2.8 - Conclusões
A fim de se poderem tirar conclusões das simulações efectuadas foi construído a tabela
11 onde são apresentados os resultados para as situações mais desfavoráveis.
Tabela 11 – Conclusões das simulações com a carga.
Tensões em kV
Parque
Correntes em A
Depois da
Valores
Início
0,04 S
Depois
p.u.
Início
entrada dos
condensadores
Cabeço
Pico
44,236
52,512
47,393
Rainha
Eficaz
54,170
64,313
58,044
Pico
42,611
54,590
47,119
Eficaz
52,187
66,858
57,708
Pinhal
Pico
45,976
58,920
48,172
Interior
Eficaz
56,308
72,161
58,998
Carga de
Pico
39,069
54,520
46,219
100 MW
Eficaz
47,849
66,773
56,606
Amêndoa
1,07
1,11
1,05
1,18
323,77
172,85
396,53
211,69
446,89
230,09
547,32
281,80
265,49
135,77
325,15
166,28
740,11
862,61
906,44
1056,47
Como se trata de fenómenos transitórios é de esperar, que as sobretensões sejam
amortecidas com o decorrer do tempo, sendo atingido ao fim de algum tempo valores
para a tensão da mesma ordem de grandeza que possuíam antes da entrada em serviço
dos condensadores, este fenómeno é conhecido por regeneração de tensões.
Neste ponto do trabalho do trabalho importa fazer um balanço daquilo que foi realizado
evidenciando as principais conclusões obtidas.
98
Capítulo 5. – Resultados
Em todos os parques verificou-se um pico de tensão no momento da entrada em serviço
dos condensadores. Verificou-se que a tensão ultrapassou o valor nominal de pico, que é
de 48,99 kV levando a uma diminuição da corrente. Este pico de tensão é atribuído à
existência das indutâncias equivalentes das linhas eléctricas.
No início da simulação, nota-se uma ligeira diminuição da tensão em todos os parques
eólicos assim como na carga. Com a entrada em serviço dos condensadores de 2X15
MVAr, apesar de se notar um pico e uma subida da tensão e ainda uma descida da
corrente também em todos os parques eólicos será necessário fazer-se um ajuste ao
nível da tensão nos transformadores de cada parque no sentido de melhorar o valor das
tensões para valores de referência.
A situação menos desfavorável regista-se no parque eólico do Pinhal Interior, pois a
potência instalada é superior e o comprimento da linha é também o maior. A mais
desfavorável regista-se no parque eólico de Amêndoa onde a subtensão verificada
atinge 1,18 p.u.
5.2.9 – Outras simulações
De seguida, foram feitas as seguintes simulações de acordo com a seguinte Tabela 12. A
carga de 100 MW estará ligada no início da simulação e os condensadores entram a
0,04 S.
99
Capítulo 5. – Resultados
Tabela 12 – Simulações de acordo com a posição dos interruptores MT.
Nº. da
Situação dos seccionadores
Tensão máxima (p.u.)
Cabeço da
Pinhal
Simulação
S1
S2
S3
1
0
0
1
-
-
1,14
2
0
1
0
-
1,2
-
3
0
1
1
-
1,16
1,07
4
1
0
0
1,97
-
-
5
1
0
1
1,12
-
1,07
6
1
1
0
1,10
1,10
-
7
1
1
1
1,07
1,11
1,05
Rainha
Amêndoa
Interior
S – Seccionadores indicados na Figura 42.
A simulação número 4 regista o valor mais elevado de p.u.
Para além das simulações anteriores foram realizadas outras, tendo em conta agora
diferentes topologias de ligação da rede. A tabela 12
Apresenta os valores das tensões verificadas em cada parque eólico de acordo com os
estados (0 – aberto, 1- fechado) dos seccionadores S1, S2 e S3.
Da análise feita conclui-se que a situação mais desfavorável verifica-se nos parques
eólicos de Cabeço da Rainha quando os outros dois estão fora de serviço.
5.3 – Simulação com entrada escalonada dos condensadores
Nesta fase foram feitas simulações com a mesma carga de 100 MW mas com a entrada
em serviço dos condensadores de forma escalonada. Sendo assim, foi determinado que
o primeiro banco de condensadores comandado pelo seccionador S5 entra ao fim de 20
100
Capítulo 5. – Resultados
mseg de simulação e o outro comandado pelo seccionador S6 ao fim 60 mseg da
simulação.
5.3.1 – Tensão e corrente no parque eólico Cabeço da Rainha
Tensão
Corrente
60
400
[A ]
[kV ]
300
40
200
20
100
0
0
-100
-20
-200
-40
-300
-60
0,00
0,02
0,04
(f ile C irc uit of inal42x 15MVar. pl4; x -v ar t ) v : R A I N H A
0,06
v : R AI N H B
0,08
[s ]
-400
0,00
0,10
v : R AI N H C
0,02
0,04
0,06
(f ile C irc uit of inal42x 15MVar. pl4; x -v ar t ) c : R AI N H A-X0001A
(a)
c : R AI N H B-X0001B
0,08
[s ]
0,10
[s ]
0,10
c : R AI N H C -X0001C
(b)
Figura 48 – Gráficos no parque eólico Cabeço da Rainha. (a) - tensão, (b) - corrente.
5.3.2 – Parque eólico Amêndoa
Tensão
Corrente
60
500
[kV ]
[A ]
38
280
16
60
-6
-160
-28
-380
-50
0,00
0,02
0,04
(f ile C irc uit of inal42x 15MVar. pl4; x -v ar t ) v : C A MEN A
0,06
v : C AMEN B
0,08
[s ]
-600
0,00
0,10
v : C AMEN C
0,02
0,04
0,06
(f ile C irc uit of inal42x 15MVar. pl4; x -v ar t ) c : C AMEN A-X0006A
(a)
c : C AMEN B-X0006B
0,08
c : C AMEN C -X0006C
(b)
Figura 49 – Gráficos no parque eólico da Amêndoa. (a) - tensão, (b) – corrente.
101
Capítulo 5. – Resultados
5.3.3 - Parque eólico do Pinhal Interior
Tensão
Corrente
60
300
[kV ]
[A ]
40
200
20
100
0
0
-20
-100
-40
-200
-60
0,00
0,02
0,04
(f ile C irc uit of inal42x 15MVar. pl4; x -v ar t ) v : PI N H AA
0,06
v : PI N H AB
0,08
[s ]
-300
0,00
0,10
v : PI N H AC
0,02
0,04
0,06
(f ile C irc uit of inal42x 15MVar. pl4; x -v ar t ) c : PI N H AA-X0008A
(a)
0,08
c : PI N H A B-X0008B
[s ]
0,10
[s ]
0,10
c : PI N H AC -X0008C
(b)
Figura 50 – Gráficos no parque eólico Pinhal Interior. (a) - tensão, (b) – corrente.
5.3.4 – Tensão e Corrente na carga MT.
Tensões
Correntes
60
900
[A ]
[kV ]
600
38
300
16
0
-6
-300
-28
-50
0,00
-600
0,02
0,04
(f ile C irc uit of inal42x 15MVar. pl4; x -v ar t ) v : C A R G AA
0,06
v : C AR GAB
0,08
[s ]
-900
0,00
0,10
v : C AR G AC
0,02
(f ile C irc uit of inal42x 15MVar. pl4; x -v ar t ) c :
(a)
0,04
0,06
-C AR GAA
c:
-C AR GA B
0,08
c:
-C AR G AC
(b)
Figura 51 – Gráficos aos terminais da carga MT. (a) - tensão, (b) - corrente.
Na Tabela 13 registam-se os vários valores de tensão antes, entre e após a entrada de
cada banco de condensadores assim como os valores em p.u.
102
Capítulo 5. – Resultados
Tabela 13 – Registo de tensões e p.u. com a entrada faseada dos condensadores.
Tensões em kV
Tensões em kV
Parque
Valores
Início
a)
0,02 S
Após
p.u.
0,02 S
b)/a)
b)
Cabeço
Pico
44,236
48,700
46,853
Rainha
Eficaz
54,170
59,645
57,283
Pico
42,611
50,620
46,158
Eficaz
52,187
61,996
56,531
Pinhal
Pico
45,976
54,202
47,850
Interior
Eficaz
56,308
66,383
58,604
Carga de
Pico
39,069
44,480
44,793
100 MW
Eficaz
47,849
54,476
54,860
Amêndoa
0,06 S
Após
p.u.
0,06 S
c)/b)
c)
1,06
1,08
1,04
1,14
50,587
47,335
61,956
57,973
53,164
46,660
65,112
57,146
59,286
48,039
72,610
58,835
51,151
46,512
62,647
56,965
1,01
1,01
1,01
1,04
Em todos os parques também se verificou um pico de tensão no momento da entrada em
serviço de cada banco de condensadores, ultrapassando o valor nominal de pico, que é
de 48,99 kV. Este pico de tensão é atribuído à existência das indutâncias equivalentes
das linhas eléctricas. O valor de pico, em todos os casos, é menor quando o valor da
capacidade dos condensadores também é menor.
A diminuição da tensão em todos os parques eólicos e na carga no início da simulação
também é verificada. Tal como na simulação anterior, será necessário fazer-se um ajusto
ao nível da tensão nos transformadores de cada parque, subindo a tensão para valores de
referência.
Neste caso, a situação menos desfavorável regista-se no parque eólico do Pinhal Interior
pela mesma razão mencionada na simulação anterior e a mais desfavorável regista-se no
parque eólico de Amêndoa onde a tensão verificada atinge 1,08 p.u.
103
Capítulo 5. – Resultados
5.4 – Simulação com entrada escalonada das fases dos
interruptores MT
Feita uma análise aos gráficos obtidos na simulação anterior e no sentido de diminuir os
picos de tensão verificados aquando a entrada dos vários bancos de condensadores,
decidiu-se alterar os instantes de entrada em serviço de cada fase. Assim, após a deteção
da passagem por zero do sinal de tensão, faz-se com que cada interruptor/seccionador,
unipolar seja actuado nesse instante para cada fase, tal como indicado Tabela 14.
Tabela 14 – Temporização de feixo de cada fase e de cada interruptor MT.
Seccionador
Entrada da fase “R”
Entrada da fase “S”
Entrada da fase “T”
S5
0,0268 S
0,0335 S
0,0301 S
S6
0,0669 S
0,0733 S
0,0702 S
As simulações foram feitas com a rede em carga (carga de 100 MW ligada).
5.4.1 – Tensão e corrente no parque eólico Cabeço da Rainha
Tensão
Corrente
50,0
400
[kV ]
[A ]
37,5
300
25,0
200
12,5
100
0,0
0
-12,5
-100
-25,0
-200
-37,5
-300
-50,0
0,00
0,02
0,04
(f ile C irc uit of inal42x 15MVar. pl4; x -v ar t ) v : R A I N H A
0,06
v : R AI N H B
0,08
[s ]
-400
0,00
0,10
v : R AI N H C
0,02
0,04
0,06
(f ile C irc uit of inal42x 15MVar. pl4; x -v ar t ) c : R AI N H A-X0001A
(a)
c : R AI N H B-X0001B
0,08
c : R AI N H C -X0001C
(b)
Figura 52 – Gráficos no parque eólico Cabeço da Rainha. (a) - tensão, (b) - corrente.
104
[s ]
0,10
Capítulo 5. – Resultados
5.4.2 – Parque eólico Amêndoa
Tensão
Corrente
50,0
500
[kV ]
[A ]
37,5
280
25,0
12,5
60
0,0
-160
-12,5
-25,0
-380
-37,5
-50,0
0,00
0,02
0,04
(f ile C irc uit of inal42x 15MVar. pl4; x -v ar t ) v : C A MEN A
0,06
v : C AMEN B
0,08
[s ]
-600
0,00
0,10
v : C AMEN C
0,02
0,04
0,06
(f ile C irc uit of inal42x 15MVar. pl4; x -v ar t ) c : C AMEN A-X0006A
(a)
c : C AMEN B-X0006B
0,08
[s ]
0,10
c : C AMEN C -X0006C
(b)
Figura 53 – Gráficos no parque eólico da Amêndoa. (a) - tensão, (b) – corrente.
5.4.3 - Parque eólico do Pinhal Interior
Tensão
Corrente
5 0 ,0
300
[kV ]
[A ]
3 7 ,5
200
2 5 ,0
100
1 2 ,5
0
0 ,0
-1 2 ,5
-100
-2 5 ,0
-200
-3 7 ,5
-5 0 ,0
0 ,0 0
0 ,0 2
(file Circ uitofinal42x15MVar.pl4; x-var t) v:P INHAA
0 ,0 4
v:PINHAB
0 ,0 6
0 ,0 8
[s ]
-300
0,00
0 ,1 0
0,02
0,04
0,06
(f ile C irc uit of inal42x 15MVar. pl4; x -v ar t ) c : PI N H AA-X0008A
v:PINHA C
(a)
c : PI N H A B-X0008B
0,08
c : PI N H AC -X0008C
(b)
Figura 54 – Gráficos no parque eólico Pinhal Interior. (a) - tensão, (b) – corrente.
105
[s ]
0,10
Capítulo 5. – Resultados
5.4.4 – Tensão e Corrente na carga MT.
Tensões
Correntes
50,0
900
[kV ]
[A ]
37,5
600
25,0
300
12,5
0
0,0
-12,5
-300
-25,0
-600
-37,5
-50,0
0,00
0,02
0,04
(f ile C irc uit of inal42x 15MVar. pl4; x -v ar t ) v : C A R G AA
0,06
v : C AR GAB
0,08
[s ]
-900
0,00
0,10
v : C AR G AC
0,02
(f ile C irc uit of inal42x 15MVar. pl4; x -v ar t ) c :
(a)
0,04
0,06
-C AR G AA
c:
-C AR G A B
0,08
c:
[s ]
0,10
-C AR G AC
(b)
Figura 55 – Gráficos aos terminais da carga MT. (a) - tensão, (b) - corrente.
Nos gráficos apresentados anteriormente, verifica-se que os picos de tensão
praticamente não existem. Os valores de p.u. registados na Tabela 15 são em relação ao
final da simulação e o início da mesma. Mais uma vez o p.u. mais elevado se verifica no
parque eólico da Amêndoa (1,09) e o menor no parque eólico do Pinhal Interior (1,00).
Tabela 15 – Registo de valores para a entrada faseada de cada fase e de cada interruptor MT.
Tensão em kV
Parque
Entre a entrada
Valores
Início
dos
No final
Maior pico
p.u.
condensadores
Cabeço
Pico
44,236
47,113
47,252
48,345
Rainha
Eficaz
54,170
57,701
57,871
59,210
Pico
42,611
46,228
46,556
47,882
Eficaz
52,187
56,617
57,019
58,644
Pinhal
Pico
45,976
47,818
47,983
48,635
Interior
Eficaz
56,308
58,564
58,766
59,656
Carga de
Pico
39,069
45,012
47,283
47,424
100 MW
Eficaz
47,849
55,128
57,909
58,082
Amêndoa
1,06
1,09
1,00
1,21
106
Capítulo 5. – Resultados
Em todos os parques também se verificou um pico de tensão no momento da entrada em
serviço de cada banco de condensadores. No entanto os valores maiores registados são
muito inferior às restantes simulações, e nunca ultrapassaram os valores de referência da
tensão.
Mesmo com esta actuação ao nível da entrada escalonada de cada banco de
condensadores e de cada fase de cada seccionador, será necessário fazer-se um ajusto na
regulação dos transformadores de cada parque, subindo ligeiramente a tensão.
De seguida foram feitas várias simulações tendo em conta as várias combinações
possíveis de cada interruptor MT, de acordo com a Tabela 16.
Tabela 16 – Simulações de acordo com a posição dos interruptores MT.
Nº. da
Situação dos seccionadores
Tensão máxima (p.u.)
Cabeço da
Pinhal
Simulação
S1
S2
S3
1
0
0
1
-
-
1,13
2
0
1
0
-
1,24
-
3
0
1
1
-
1,12
1,06
4
1
0
0
1,22
-
-
5
1
0
1
1,12
-
1,08
6
1
1
0
1,11
1,14
-
7
1
1
1
1,06
1,09
1,00
Rainha
Amêndoa
Interior
S – Seccionadores indicados na Figura 42 (0 – aberto, 1- fechado)
A situação mais desfavorável regista-se para a simulação número 2 onde se observa o
valor mais elevado de sobretensão.
107
Capítulo 5. – Resultados
5.5 – Formas de mitigação das sobretensões
Os descarregadores de sobretensão são dispositivos utilizados para protecção contra
sobretensões. Estes dispositivos têm como função desviar as sobretensões para a terra
de modo a que estas não sejam perigosas para o equipamento. Devem ser instalados o
mais próximo possível das cargas a proteger, entre a provável origem do defeito e a
carga. Nas subestações, são geralmente instalados junto aos transformadores,
normalmente em AT, mas também podem ser instalados em MT ou em ambos os lados.
A Figura 56 mostra uma subestação equipada com descarregadores de sobretensão [2].
Figura 56 - Subestação equipada com descarregadores de sobretensão
108
Capítulo 6. – Conclusões e Trabalho Futuro
6
–
Conclusões e Trabalho futuro
6. 1- Conclusões
Do estudo das ferramentas para a simulação de transitórios em sistemas eléctricos é
notório que a tendência actual está nos simuladores digitais devido às suas capacidades,
velocidade de processamento, baixo custo de utilização e inexistências de grandes
limitações para modelização dos componentes. É de salientar que os resultados obtidos
pela utilização das diversas ferramentas possuem rigor e credibilidade e os resultados
apresentados são de elevada precisão para os estudos de sobretensões e de coordenação
de isolamento.
Do estudo efectuado relativo ao programa EMTP/ATP, resulta a verificação da sua
grande aceitação a nível mundial o que se deve à filosofia que sempre se norteou no seu
109
Capítulo 6. – Conclusões e Trabalho Futuro
desenvolvimento, ou seja, de manter o seu acesso livre de custos e a sua total
compatibilidade, através de versões específicas, para diversos tipos de computadores.
O ATP é um programa digital para a simulação de fenómenos transitórios em redes
eléctricas, considerado como o padrão entre os seus similares. É uma ferramenta
essencial para a realização de estudos de engenharia de sistemas, estudos de
sobretensões, estudos para análise de defeitos em equipamentos e estudos para
estabelecimento de medidas correctivas, entre outros.
Relativamente a este tema, constata-se que cada vez mais se adopta uma política de
exploração dos recurso renováveis nomeadamente dos recursos hídricos e eólicos tendo
como objectivo diminuir a dependência relativamente aos produtos petrolíferos, no
entanto, embora não sendo um processo poluente também não é pacífico quanto ao
impacto ambiental. Assim, a utilização dos recursos renováveis tem vindo a ser
progressivamente encorajado quer politicamente quer através de programas
comunitários.
Em termos técnicos, existem alguns problemas, nomeadamente a regulação de tensão
em redes de distribuição pública, aumento da potência de curto-circuito na rede e
ocorrência de transitórios quando os geradores entram ou são retirados de serviço.
Um dos problemas focados da inclusão de instalações de produção independente na
rede de MT é o aumento da potência de curto-circuito no ponto de interligação à rede
receptora e nos nós vizinhos. Por este motivo é de extrema importância o estudo relativo
à análise de curto-circuitos e coordenação das protecções da rede e da interligação. Em
termos legais, por forma a evitar excessivas perturbações na rede, a potência aparente
total a instalar num produtor independente não pode exceder 5% da potência de curtocircuito mínima no ponto de interligação a redes de média, alta ou muito alta tensão,
com um limite superior de 10 MV A. Esta imposição, embora lógica, traduz-se na
prática, numa dificuldade na selecção do ponto de interligação.
110
Capítulo 6. – Conclusões e Trabalho Futuro
6.2. – Propostas de trabalho futuro
As limitações de tempo inerentes a um trabalho deste tipo são impeditivas de estudos
exaustivos e muito completos dos problemas abordados. Sendo assim, é óbvio que
vários aspectos possam ser levados mais longe e explorados em trabalhos futuros.
No que segue deixam-se em aberto hipóteses de caminhos a explorar na área objecto de
estudo. Assim seriam de considerar os seguintes aspectos:
•
Modelização mais fina da rede em causa, inserindo todos os geradores dos
produtores independentes que interligam a esta rede (Produtores hídricos,
fotovotaicos, …) bem como a consideração de algumas linhas que, por
simplificação, foram abandonadas no estudo;
•
Utilização eventual de outros modelos de linhas disponíveis no programa
EMTP/ATP e que permitiriam simular a influência da dependência dos
parâmetros da linha com a frequência;
•
Desenvolvimento de "interfaces" com o utilizador bastante mais amigáveis, de
modo a permitir uma utilização mais simples e eficiente do programa
EMTPIATP;
•
Comparação de resultados com dados reais;
•
Inserção no ATP de todos os dados que foram omitidos devido à sua diminuta
importância.
•
Análise destas manobras ao nível de outras perturbações na rede
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Referências
Referências bibliográficas
[1] – Página da direcção geral de energia (www.dgge.pt) Janeiro 2008.
[2] – Manual da Qualidade da Energia – EDP – Dezembro 2006
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Referências
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