INSTRUÇÕES PARA
REALIZAÇÃO DE ESTUDOS E
MEDIÇÕES DE QEE
RELACIONADOS AOS
ACESSOS À REDE BÁSICA OU
NOS BARRAMENTOS DE
FRONTEIRA COM A REDE
BÁSICA PARA PARQUES
EÓLICOS, SOLARES,
CONSUMIDORES LIVRES E
DISTRIBUIDORAS
Operador Nacional do Sistema Elétrico Rua Júlio do Carmo, 251 - Cidade Nova 20211-160 – Rio de Janeiro – RJ Tel (+21) 3444-9400 Fax (+21) 3444-9444
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ONS NT 009/2016 – REV.02
INSTRUÇÕES PARA
REALIZAÇÃO DE ESTUDOS E
MEDIÇÕES DE QEE
RELACIONADOS AOS
ACESSOS À REDE BÁSICA OU
NOS BARRAMENTOS DE
FRONTEIRA COM A REDE
BÁSICA PARA PARQUES
EÓLICOS, SOLARES,
CONSUMIDORES LIVRES E
DISTRIBUIDORAS
Sumário
1 Introdução 5
2 Objetivo 6
3 Principais Alterações – Motivo de Revisão 7
4 Estudos para avaliação de desempenho 8
4.1 Considerações iniciais 8
4.2 Modelo geral 9
4.2.1 Estudo de distorção harmônica 9
4.2.2 Determinação do “Equivalente Norton” 11 4.2.3 Determinação do “Lugar Geométrico” 14 4.2.3.1 Lugar Geométrico do Polígono de “n” Lados 15 4.2.3.2 Estabelecimento do intervalo e passo de interharmônicos para
o LG 16
4.2.3.3 Observações importantes na aplicação do Método do Polígono
de “n” Lados 17
5 Considerações sobre a representação da Rede Básica e Rede Interna 18
5.1 Rede Externa 18
5.1.1 Arquivos de Fluxo de Potência e Transitórios Eletromecânicos 18 5.1.1.1 Modelos de Representação de Cargas Terminais (Cargas
Lineares) para determinação da Impedância Harmônica da
Rede 18
6 Cálculo do número máximo de aerogeradores/inversores 20 7 Diretrizes para a realização e apresentação dos estudos de
desempenho harmônico 31
7.1 Conteúdo básico do relatório de estudo a ser fornecido ao
ONS 31
7.2 Considerações Adicionais 33
7.2.1 Linhas de Transmissão 33
7.2.2 Transformadores 34
7.2.3 Geradores 35
7.2.4 Bancos de Capacitores e Filtros de Correntes Harmônicas representados pelo programa ANAREDE 35 7.2.5 Critérios de avaliação de desempenho harmônico 38 7.3 Estudo de flutuação de tensão (cintilação) 38 7.3.1 Método simplificado de avaliação (Consumidor Livre) 38 7.3.1.1 Fornos a arco (Consumidor Livre) 39
7.3.1.2 Centrais Geradoras Eólicas 40
7.3.1.2.1 Critérios de avaliação de desempenho 41
7.3.2 Conteúdo básico do relatório de estudo 42 7.4 Regras de instalação de filtros no SIN 43 7.4.1 Filtros de ordem par e superiores à 13ª ordem harmônica
(complexos eólicos/fotovoltaicos) 43
7.4.2 Filtros de baixa potência (complexos eólicos/fotovoltaicos) 44
7.4.3 Monitoramento Contínuo 44
8 Medições 45
8.1 Considerações iniciais 45
8.1.1 Considerações – Distribuidoras/Consumidores Livres 48 8.2 Práticas recomendadas pelo ONS para as Campanhas de
Medição 49
8.2.1 Processo atual das Campanhas de Medição 49 8.2.2 Critérios de avaliação das campanhas de medição – Distorção
harmônica de tensão 53
8.2.3 Critérios de avaliação das campanhas de medição – Flutuação
de Tensão 54
8.3 Instrumentos de Medição 54
8.4 Transdutores de Tensão 55
8.4.1 Requisitos relacionados a transdutores de tensão para a
realização de campanhas de QEE 56
8.4.2 Transformadores de potencial indutivos (TPI) 57 8.4.3 Transformadores de potencial capacitivos (TPC) 58 8.4.4 Divisor de Potencial Capacitivo (DPC) 60 8.4.5 Transformadores de Potencial Capacitivo-Resistivo (DPCR)
61 8.4.6 Taps Capacitivos de Buchas de Transformadores de Potência
ou de Reatores em Derivação (TCB) 62
8.4.7 Transformadores de Corrente 63
8.4.8 Comentários e conclusões gerais 64
8.5 Local de Medição 65
8.6 Recomendações Práticas 66
8.7 Realização de Testes Mínimos no Campo 68
8.8 Ruídos e Interferência 69
8.9 Relatório e Arquivos de Dados 69
9 Novas Tecnologias Aplicadas em Parques Eólicos 70 9.1 Precauções na Utilização de Filtros Ativos na Baixa Tensão
71
8) Referências 74
10 Créditos 75
11 Anexo - Tecnologia dos Aerogeradores 76
1 Introdução
Cabe ao Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, dentre suas atribuições, realizar o gerenciamento do desempenho da Rede Básica do Sistema Interligado Nacional (SIN), no que se refere à qualidade de energia elétrica (QEE). De acordo com o submódulo 2.8 [1] dos Procedimentos de Rede, quando ocorrem solicitações de acesso de consumidores livres, Agentes de geração, Agentes de distribuição, Agentes de importação e de exportação, cujas instalações não lineares possam comprometer o desempenho da Rede Básica, devem ser realizadas análises fundamentadas em indicadores de qualidade de energia elétrica. O mesmo tratamento deve ser dado às integrações de novas instalações da Rede Básica que apresentem característica não linear, sendo os fenômenos de flutuação de tensão, distorção harmônica e desequilíbrio de tensão os de maior interesse.
O gerenciamento do desempenho da Rede Básica do Sistema Interligado Nacional (SIN) no tocante à qualidade de energia elétrica (QEE) vem sendo fórum de discussões para o aprimoramento dos procedimentos existentes. Em virtude de dúvidas frequentes de Agentes com cargas não lineares, principalmente no caso de parques eólicos e, atualmente, de parques fotovoltaicos, em relação à forma de avaliação quanto às condições necessárias para acesso à Rede Básica, o ONS disponibilizou nesse documento uma metodologia de trabalho proveniente de discussões com diversos Agentes do setor elétrico brasileiro, com ênfase em questões relevantes de gerenciamento de harmônicas injetadas na rede elétrica. Os limites individuais de desempenho relativos aos mencionados indicadores de QEE devem ser respeitados em todos os modos de operação possíveis, ou seja, tanto em operação normal como degradada da instalação do Agente e da Rede Básica. Como exemplo de operação degradada, pode-se citar, no caso de instalações conversoras, a situação em que alguma ponte conversora de um determinado conjunto esteja fora de serviço, seja por manutenção seja por defeito. Nesse caso, via de regra, perde-se a compensação entre harmônicos resultantes de pontes alimentadas por tensões com diferentes ângulos de defasamento. No caso da Rede Básica é importante considerar condições de emergência (N-1), tais como a saída de linha de transmissão, transformador, etc., no entorno do ponto de acoplamento comum (PAC).
Cabe aos Agentes que se conectam a responsabilidade de realizar medições e estudos específicos, relacionados ao desempenho de sua instalação quanto a QEE. Sendo assim, o presente documento está dividido basicamente em uma parte referente aos Estudos e outra às Campanhas de Medição.
As medições oferecem uma avaliação do impacto da nova instalação considerando as condições sistêmicas no momento da sua conexão. As informações obtidas pela medição permitem verificar o desempenho real, sem a
necessidade da utilização de recursos de modelagem da rede elétrica que, como se sabe, retratam o efeito da instalação no PAC de forma aproximada e, tanto quanto possível, conservadora. Por outro lado, a realização dos estudos possibilita uma avaliação prospectiva do efeito da nova instalação no sistema, considerando diversas configurações sistêmicas no horizonte de operação disponível, incluindo condições de emergência (N-1), que poderão não ocorrer, necessariamente, durante as campanhas de medição. Assim sendo, ambos os procedimentos, estudo e medição, têm caráter complementar, pois se referem a momentos e situações diversas. Vale ressaltar, portanto, que a realização de Estudos tem uma grande abrangência, no tocante às mais diversas condições de horizontes de carga e contingências sujeitas a Rede Básica, enquanto que, as Campanhas de Medição retratam uma condição momentânea de operação. Dessa forma, as condições adotadas para Estudos e Campanhas de Medição são distintas, sendo que os resultados encontrados nos Estudos não podem ser comparados às situações momentâneas que caracterizam as Medições.
2 Objetivo
Este documento tem por objetivo apresentar aos futuros Agentes acessantes da Rede Básica ou àqueles que já acessam a rede, mas estejam buscando um novo ponto de conexão ou ampliando suas instalações em conexões pré-existentes, informações que possam apoiá-los quanto à realização de estudos e campanhas de medição relacionados à avaliação do impacto das novas condições de conexão na Rede Básica no que diz respeito aos indicadores de conformidade de tensão, quais sejam, distorção harmônica, desequilíbrio e flutuação de tensão.
Neste sentido serão explorados os aspectos relativos aos estudos para avaliação do impacto da nova condição de conexão no que se refere aos efeitos de distorção harmônica e flutuação de tensão, bem como os aspectos relacionados com a realização de campanhas de medição para aquisição de dados que permita determinar os valores dos indicadores correspondentes à distorção harmônica, desequilíbrio e flutuação de tensão.
Deve-se mencionar que as recomendações estabelecidas neste documento poderão sofrer alterações em função dos avanços observados no estado da arte, que estarão sendo continuamente observados e perseguidos pelo ONS.
Em caso de dúvida quanto à aplicação do estabelecido neste documento, o Agente deverá buscar a orientação do ONS, de forma a esclarecer tais aspectos antes da realização dos estudos e/ou medições requisitados pelo submódulo 2.8 [1] dos Procedimentos de Rede.
3 Principais Alterações – Motivo de Revisão
Dentre as principais alterações dessa revisão relacionadas ao processo de gerenciamento do conteúdo harmônico causado por cargas não lineares, principalmente de parques eólicos, empreendimentos de geração fotovoltaica, consumidores livres e distribuidoras, destacam-se:
- Atualização do novo endereço eletrônico na nova página da Internet do ONS, dos seguintes documentos:
“Caderno de Ensaios”; “Instrumentos de Medição”;
“Definição das Metodologias e Procedimentos Necessários às Campanhas de Medição dos Indicadores de Desempenho”.
- Necessidade do fornecimento dos dados técnicos garantidos pelos fabricantes com respeito aos aerogeradores e inversores das células fotovoltaicas, incluindo a tabela de correntes harmônicas, conforme item [7.1] injetadas pelos aerogeradores (AEGs), inversores de células fotovoltaicas (INFVs) e realizadas conforme IEC61400-21 [10];
- Necessidade de se avaliar o impacto dos bancos de capacitores indicados nos estudos de regime permanente para correção de fator de potência nos estudos de desempenho harmônico, conforme detalhado no item [7.1];
- Observações quanto à implementação de filtros de correntes harmônicas: de ordem harmônica par e superiores à 13ª ordens harmônicas; de baixas potências;
- Envio dos arquivos de banco de bados do HarmZs (de extensões “*.hzs”, “*.prx”, “*.mbt”), utilizados nos estudos de desempenho harmônico, juntamente com o envio do relatório de QEE de acordo com o item [7.1]
- Realização do Monitoramento Contínuo a partir da entrada em operação de qualquer parque eólico/fotovoltaico que solicita conexão no SIN, conforme SM 2.8 (itens 13.2.2.2 e 14.8) e item 7.4.3 deste documento.
- Aplicação de técnicas alternativas de correção da resposta em frequência para transdutores (tipo TP ou TPC) durante a realização das campanhas de medições de tensões harmônicas, conforme item 8.4.1
- Reformulação do cálculo do número máximo de AEGs/INFVs sem a implementação de filtros – situação específica a ser realizada nos estudos de desempenho harmônico de acordo com o item 6.
4 Estudos para avaliação de desempenho
4.1 Considerações iniciais
Basicamente, os estudos tratam das avaliações de desempenho quanto à distorção harmônica e flutuação de tensão. Em casos como instalações com fornos a arco será necessário avaliar também o aspecto do desequilíbrio de tensão.
Observa-se que, em função dos resultados obtidos pelos estudos, poderão ser solicitados procedimentos complementares de mediçãodurante as campanhas de medição tratadas no item 8 destas instruções.
O Agente deve submeter à apreciação do ONS, dentro do prazo estabelecido no Submódulo 3.3 [2] dos Procedimentos de Rede, sob a forma de relatório, os estudos realizados, incluindo informações detalhadas quanto aos dados, modelos e metodologia utilizados, bem como os resultados obtidos e as eventuais ações a serem desenvolvidas no sentido de adequar o desempenho da instalação aos padrões estabelecidos.
Neste item, tais orientações são complementadas e detalhadas, de forma a buscar um melhor nivelamento quanto aos requisitos dos estudos a serem encaminhados para apreciação do ONS.
NOTA 1:
Para os casos em que uma conexão à Rede Básica se realiza a partir de um sistema compartilhado, a avaliação do desempenho individual da conexão deve considerar o conjunto de empreendimentos que se utilizam deste sistema, ou seja, os limites individuais de desempenho que constam dos Procedimentos de Rede deverão ser atendidos pelo conjunto destas instalações. Como exemplo, pode-se citar o caso de um complexo eólico formado por várias centrais de geração eólicas (CGE) que se conectam à Rede Básica, a partir de uma mesma linha de transmissão.
O ONS poderá apresentar comentários e sugestões relacionados com os resultados das análises efetuadas pelo Agente, o qual tem inteira responsabilidade pelos dados, modelos e metodologia utilizados nos estudos e recomendados nesse documento, bem como pelos resultados obtidos.
O estudo deve considerar configurações da Rede Externa, para cada cenário e patamar de carga, em operação normal e degradada (N-1).
Na nova página da Internet do ONS são disponibilizados todos os documentos e informações referentes aos estudos de desempenho harmônico e campanhas de medição:
4.2 Modelo geral
4.2.1 Estudo de distorção harmônica
Considerando que o objetivo do estudo de desempenho harmônico restringe-se a avaliar o impacto da nova instalação no PAC, e considerando as limitações ainda presentes nos estudos do tipo “fluxo de harmônicos”, quer seja do ponto de vista da validade dos modelos adotados para toda faixa de freqüência de interesse, quer seja pela disponibilidade de dados, principalmente no que diz respeito à modelagem das cargas lineares, o método do “lugar geométrico” (LG) da impedância harmônica da Rede Básica no plano complexo X versus R, descrito neste documento, constitui-se no procedimento recomendado pelo ONS. Neste caso, a expressão Rede Básica, inclui também as outras redes interligadas com a Rede Básica, as quais já estão incluídas nos arquivos de dados disponibilizados na página da Internet do ONS (item 7.1)
Assim sendo, espera-se que o relatório de estudo, a ser submetido pelo Agente acessante ao ONS, inclua, pelo menos, dentre suas avaliações e análises, resultados decorrentes da aplicação deste método.
Para calcular os piores valores de tensão harmônica no PAC não é prático efetuar um cálculo de fluxo harmônico para cada ponto do LG, visando escolher valores máximos. A forma tradicional de avaliação é determinar o “equivalentes Norton” (Ih, Żih) da Rede Interna do Agente acessante vistos do PAC (instalação desconectada da Rede Básica) para cada harmônica significativa, considerando as condições operativas possíveis desta instalação.
Como exemplo, pode-se citar o caso de um conversor ligado diretamente ao PAC, com seus filtros instalados nesse ponto. Nesta condição, o valor de Ih corresponde à corrente harmônica injetada pelo conversor e Żih corresponde à impedância equivalente dos filtros, incluindo eventuais capacitores, etc.
Note-se que um LG de impedância (Żih) pode ser convertido a LG de admitância (Ỳih), no plano complexo B versus G, mediante inversão matemática do LG de impedância entre planos complexos.
O valor da impedância representativa da Rede Básica pertencente ao LG que maximiza o valor da tensão harmônica no PAC, para cada ordem harmônica (h), é obtido por cálculo geométrico no plano complexo de admitâncias, sendo a tensão harmônica máxima: Vhmax = Ih/Yhmin. O denominador Yhmin é o módulo da soma vetorial em paralelo da admitância Norton equivalente da rede do Agente (Ỳih =1/Żih) com a admitância correspondente ao ponto do envelope do LG de admitância da Rede Básica (Ỳbh) que minimiza Yhmin. O ponto no envelope que corresponde a esse menor módulo é encontrado geometricamente como a menor distância do extremo do vetor -Ỳih ao LG de admitância harmônica da Rede Básica.
Independentemente da metodologia adotada para o LG que representa a Rede Externa, a Rede Interna é representada por um equivalente de Norton (Ih e Ỳih) e a Rede Externa por um LG representativo das admitâncias harmônicas da Rede Básica (Ỳbh) vistas do PAC (Ponto de Acoplamento Comum) de acordo com a Figura 4-1.
A Figura 4-1 ilustra o circuito equivalente, incluindo a admitância representativa do circuito Norton da instalação, com os filtros considerados como parte desta instalação, a admitância representativa da rede elétrica externa à instalação, a partir do PAC, e a fonte de corrente harmônica equivalente, resultante da combinação das correntes Ihi (Norton) devido a cada uma das principais fontes harmônicas (i) presentes na instalação.
Figura 4-1: Representação do “Equivalente Norton” com o LG da Rede Básica
A Figura 4-2 ilustra de forma gráfica a utilização de uma particular representação de “lugar geométrico” para obtenção do ponto do envelope do LG de admitância da Rede Básica (Ỳbh) que minimiza Yhmin = |Ỳih + Ỳbh|.
Figura 4-2: Ilustração gráfica de uma particular representação de “Lugar Geométrico– Setor Anular
4.2.2 Determinação do “Equivalente Norton”
As correntes harmônicas (Ih) utilizadas no cálculo de Vhmax podem ser determinadas a partir dos valores de correntes harmônicas geradas por cada um dos equipamentos não lineares presentes na instalação. Em geral tais valores deverão ser informados/fornecidos pelo fabricante dos equipamentos não lineares da instalação (pontes conversoras a tiristores de 6, 12 ou mais pulsos, cicloconversores, inversores tipo VSC – voltage source converter – utilizados em parques eólicos, conversores CC-CA utilizados em parques fotovoltaicos, etc.)
• Caso de conversores do tipo VSC, com lógica de chaveamento PWM utilizados em parques eólicos e fotovoltaicos:
Em geral, devido às características de chaveamento tipo PWM (pulse with modulation), as fontes de correntes harmônicas injetadas pelos conversores tipo VSC e utilizados em empreendimentos de geração eólico/fotovoltaico são informadas/fornecidas por meio de medição. Em alguns casos, porém, fabricantes de aerogeradores buscam fornecer tais correntes por meio de um modelo matemático representativo de um determinado aerogerador. Todavia, um modelo matemático é dependente do tipo do aerogerador utilizado [11], e principalmente das particularidades e inovações tecnológicas de cada fabricante. Até o presente momento, devido à falta de um modelo fiel, confiável e realmente representativo de cada tipo de aerogrerador, ou até mesmo ancorado por normas, as correntes harmônicas são, via de regra, informadas/fornecidas pelo fabricante por meio de campanha de medição realizada de acordo com as recomendações da IEC 61400-21. Embora a IEC 61400-21 possa futuramente apresentar uma proposta de representação matemática de um aerogerador (ou conhecido por Modelo
Matemático) sob a forma de um equivalente Norton (fonte de corrente em paralelo com uma admitância), ainda não se tem, até o momento, nada disponibilizado e oficialmente entregue à comunidade do setor elétrico que possa alterar o tipo de representação de um aerogerador. Acredita-se que, uma normalização internacional de validação dos vários modelos de máquinas existentes e de diferentes fabricantes necessita, todavia, de muitas discussões que envolvam pesquisadores, fabricantes e órgãos reguladores do sistema elétrico para sua validação e futura aceitação final pelos operadores de cada país. Cada Operador, tem por sua vez, responsabilidades e obrigações diferentes, além de características elétricas e específicas de seus respectivos sistemas elétricos. Dessa forma, até que a revisão da IEC 61400-21 com respeito às propostas de modelagem ou representação matemática de um aerogerador sejam aprovadas, o ONS não aceitará as correntes oriundas de um modelo informado pelo fabricante e, uma campanha de medição de corrente na saída dos aerogeradores deverá ser realizada após a entrada em operação do empreendimento de geração eólica e o estudo, obrigatoriamente, revisado com essas correntes medidas. As observações descritas anteriormente para aerogeradores também são válidas para os inversores de parques fotovoltaicos que utilizam correntes provenientes de uma representação matemática.
• Caso de conversores do tipo pontes de 6, 12 ou mais pulsos ou ciclo conversores utilizados em instalações consumidoras livres:
Destaca-se que os valores das correntes harmônicas geradas por equipamento tipo pontes conversoras a tiristores, quando obtidos por simulação, devem corresponder aos máximos individuais por harmônico, considerando tanto sua faixa de potência como seus modos de operação (normal ou degradada), bem como eventuais desequilíbrios de impedâncias e relações de transformação dos transformadores conversores, erros relacionados com os ângulos de disparo e/ou extinção do processo de conversão, assim como máximo desequilíbrio de tensão (seqüência negativa). Tais valores são, normalmente, informados pelo fabricante do equipamento.
Caso o equipamento não linear corresponda a uma ponte conversora de 36 pulsos, por exemplo, deve-se considerar a possibilidade de operação desbalanceada, ou seja, sem a presença de uma de suas pontes de 6 pulsos. Tal condição, contudo, poderá ser menos crítica, caso o conversor disponha de mecanismo de proteção que retire de operação a ponte de 6 pulsos remanescente, responsável pelas correntes harmônicas 6*n ±1 (n inteiro), ficando assim somente correntes harmônicas 12n±1 (n par), além das não características. Assim sendo, cada caso deverá ser tratado segundo suas características de operação.
Observa-se que valores medidos, quando disponíveis, são os mais recomendados, refletindo as correntes realmente geradas pelas cargas não lineares com seus módulos e ângulos, respectivamente.
• Determinação da combinação das contribuições das correntes de Norton de cada fonte à corrente total a ser utilizada no modelo da Figura 4.1
Considerando a dificuldade decorrente do estabelecimento dos ângulos entre as correntes geradas pelas diferentes fontes independentemente controladas para uma mesma harmônica, a corrente resultante deverá ser obtida através da formulação proposta pela IEC 61000-3-6, reproduzida abaixo.
ܫ,௧௧ = ൭ ܫ, ୀଵ ൱ ሺଵ/ሻ Onde, n - ordem harmônica m - número total de fontes a - fator de agregação a Ordem da harmônica 1 n < 5 1,4 5 ≤ n ≤ 10 2 n > 10 NOTA 2:
Essa formulação proposta pela IEC61000-3-6 considera que os valores
estabelecidos para o fator de agregação associados a determinadas ordens harmônicas são estabelecidos para a pior condição, ou seja, correntes harmônicas em fase. Entretanto, em determinadas situações, em que as harmônicas não características de baixa ordem (por exemplo, de 3ª ordem) que, por diferentes causas, podem comprovadamente resultar em harmônicas defasadas, o fator de agregação a ser utilizado para essas condições é igual a 1,2. Tal comprovação deverá ser realizada por meio de medições sincronizadas das correntes harmônicas injetadas pelas diferentes fontes da instalação. A observação descrita anteriormente é aplicável a qualquer metodologia de lugar geométrico que se é adotado.
• Efeito da dessintonia na determinação das características dos filtros da instalação
Para a determinação de Ỳih deve ser considerada, quando da presença de filtros, sua possível dessintonia, de acordo com a variação de capacitância por temperatura, falha de elementos internos de unidades capacitivas até o nível de trip, desajustes por passo de tapes de reatores para ajuste de sintonia, desvio de freqüência, etc. Tais valores de dessintonia poderão ser adotados de dados típicos de fabricação utilizados pelos fabricantes de filtros. Na falta desses valores deverão ser consideradas as variações de ± 2% nos elementos capacitivos e ± 1% nos elementos indutivos dos filtros. Os valores de dessintonia utilizados para os filtros deverão ser informados nos relatórios de estudos de desempenho harmônico.
4.2.3 Determinação do “Lugar Geométrico”
De uma forma geral, o LG de Żbh pode ser representado tradicionalmente por círculos, setores anulares, polígonos, áreas limitadas por retas e arcos de circunferências etc, que envolvem com certa folga todos os pontos de impedância/admitância calculados para cada harmônica ou conjuntos de harmônicas vizinhas. Dentre os tipos de LG utilizados para representação da Rede Básica nos pontos de acoplamento comum em estudos de desempenho harmônico, o ONS recomenda o LG do Setor Anular ou, alternativamente, o do tipo Polígono de “n” Lados [19].
Para o estabelecimento do LG representativo da Rede Básica, deve-se determinar primeiramente as impedâncias/admitâncias harmônicas vistas do PAC, para cada harmônica, supondo sua conexão desligada, ou seja, desconsiderando o efeito do circuito interno da instalação, pois tal efeito já se encontra representado no “Equivalente Norton”.
O conjunto de impedâncias/admitâncias determinado, considerando diferentes cenários para a Rede Básica, presente e futuros, para estados diferentes quanto a níveis de carga (leve, média e pesada), bem como situações de operação degradada (N-1), irá compor os lugares geométricos no plano complexo da impedância harmônica da Rede Básica (Żbh/Ýbh) vista do PAC.
A justificativa para considerar a impedância/admitância harmônica da Rede Básica vista do PAC sob a forma de LG é o fato desta impedância/admitância ser variável ao longo do tempo, formando nuvens de pontos no plano complexo durante a vida útil da instalação. Ao considerar somente um ou poucos pontos desta impedância/admitância, dificilmente serão encontradas as condições de ressonância mais críticas que produzem maior distorção da tensão do PAC. Outro
motivo para considerar o LG é a imprecisão inerente dos cálculos de impedâncias/admitâncias harmônicas em função dos dados, modelos e metodologias de cálculo.
Além das justificativas indicadas no parágrafo anterior também ressalta-se o fato de que o desempenho da instalação não linear deve ser adequado ao longo de todo o seu período de operação. Efetivamente, as campanhas de medição, necessárias para verificação do desempenho da instalação, no momento de sua entrada em operação, captura somente um ou poucos cenários da Rede Externa, enquanto que através do estudo, considerando a metodologia aqui descrita, é possível representar múltiplos cenários que poderão ocorrer ao longo do período operacional da instalação.
Os requisitos de distorção harmônica de tensão devem ser atendidos para qualquer ponto no interior do LG para cada harmônica. Pode ser demonstrado que só interessam os pontos limítrofes do LG, ou seja, os pontos do envelope.
4.2.3.1 Lugar Geométrico do Polígono de “n” Lados
Dentre os diversos tipos de LG encontrados na literatura para a representação da Rede Externa, o LG do tipo Polígono de “n” lados é uma das alternativas que apresentam resultados menos conservadores, em estudos de desempenho harmônico quanto à distorção harmônica. Apesar disso, o ONS considera que tal LG apresenta margens de segurança consideradas adequadas, visando, sobretudo, garantir a integridade e proteção do sistema elétrico quando da conexão de novos acessos à Rede Básica.
Quando da utilização do LG tipo Polígono de “n” Lados deve-se adotar a mesma metodologia descrita anteriormente para a obtenção de Yhmin em função de Ýih e Ýbh, conforme indicado na Figura 4-3.
O LG do tipo Polígono de “n” Lados já convertido para o plano de admitâncias é ilustrado na Figura 4-3.
Figura 4-3: Ilustração gráfica do método do LG Alternativo ONS – Polígono de “n” Lados
4.2.3.2 Estabelecimento do intervalo e passo de interharmônicos para o LG
Para a determinação do conjunto de admitâncias (“nuvem de pontos”) que irão dar origem ao LG, tanto sob a forma de Setor Anular, quanto sob a forma de Polígono de ¨n¨ Lados, deverá ser utilizado um intervalo e passo harmônicos bem definidos para cada tipo de Lugar Geométrico. O LG tipo Setor Anular utiliza um intervalo de (h-1, h, h+1) sem passo harmônico, ao passo que o LG tipo Polígono de ¨n¨ Lados utiliza o intervalo (h-0,5, h, h+0,5), porém com passo harmônico de ±0,1 (ou ±6 Hz com respeito à frequência), conforme indicado na Figura 4-4.
Os resultados de vários casos analisados pelo ONS e CEPEL e apoiados atualmente pelo grupo 38 B4/C4 do Cigré – “Network Modelling for Harmonic Studies” - confirmam que é razoável e bastante satisfatório o intervalo e passo harmônico recomendados.
A utilização desse incremento para as interharmônicas posteriores e anteriores garantirá uma varredura dos pontos de impedância harmônica, possivelmente não detectados ao se considerar degraus de valores unitários para as harmônicas adjacentes.
A Figura 4-4 ilustra a forma de apresentação na obtenção do LG Alternativo para cada ordem harmônica, a fim de se obter a respectiva distorção harmônica individual e, por sua vez, a distorção total de tensão.
Figura 4-4: Ilustração gráfica do método do “LG Alternativo ONS para a faixa de variação da ordem harmônica”
4.2.3.3 Observações importantes na aplicação do Método do Polígono de “n” Lados
Como o LG tipo Polígono de “n” Lados é uma alternativa de representação da Rede Externa menos conservadora, algumas observações importantes devem ser levadas em consideração para que sua aplicação não venha a comprometer o resultado dos estudos de desempenho da instalação. Ressalta-se que é de responsabilidade do ONS em assegurar os cumprimentos dos requisitos técnicos mínimos para a conexão de novos usuários e o gerenciamento dos indicadores de desempenho da Rede Básica. A seguir destacam-se os principais desvios, não aceitáveis, relacionados à obtenção do LG:
a. Realizar Cortes ou atalhos (“entradas”) e até mesmo acréscimo de retas (“de lados”) na formação do polígono com o objetivo de se eliminar regiões sem impedâncias;
b. Deixar de incluir os interharmônicos adjacentes anteriores e posteriores para todas as ordens harmônicas, visto que, essa consideração garante prever as
constantes alterações do sistema elétrico devido ao seu dinamismo e com uma margem de segurança aceitável na prevenção das diversas condições operativas e incertezas impostas à Rede Básica.
c. Aplicar de forma inconsistente o fator de agregação α para as ordens harmônicas no cálculo das correntes harmônicas equivalentes de Norton, conforme definido no item [4.2.2]
5 Considerações sobre a representação da Rede Básica e Rede
Interna
5.1 Rede Externa
Os dados e os modelos adotados para os componentes elétricos que compõem a Rede Básica (SIN) são descritos nesse item.
5.1.1 Arquivos de Fluxo de Potência e Transitórios Eletromecânicos
Para os estudos de desempenho harmônico, o ONS recomenda o programa HarmZs do CEPEL. Para tanto, os arquivos de Fluxo de Potência e Transitórios Eletromecânicos provenientes do programa ANAREDE [5] e ANATEM [6], respectivamente do CEPEL são utilizados no programa HarmZs [7] também desenvolvido pelo CEPEL para a determinação das impedâncias harmônicas, bem como das principais contingências a serem consideradas. O programa HarmZs utiliza os dados de redes (linhas de transmissão, banco de capacitores e indutores, transformadores, cargas, etc.) provenientes de arquivos de dados de fluxo de potência e os dados de máquinas (resistência de armadura e reatância subtransitória) provenientes de arquivos de estabilidade eletromecânica. A leitura de ambos os arquivos é utilizada pelo programa HarmZs para montar o arquivo de rede em formato próprio.
5.1.1.1 Modelos de Representação de Cargas Terminais (Cargas Lineares) para determinação da Impedância Harmônica da Rede
Quanto à modelagem da carga linear vale salientar que o modelo utilizado para sua representação é fator significativo na determinação de Żbh e, por conseguinte, das distorções harmônicas de tensão. De uma maneira geral, a modelagem das cargas terminais, conforme as referências (Revista Électra 167 [20] e Power System harmonics - Arrilaga [21]) apresentam várias incertezas quanto aos aspectos relativos à sua representação.
Além do modelo para a representação das cargas lineares do sistema, outros fatores, tais como a representação da Rede Externa por meio de LG e o comportamento da Rede Interna por meio do equivalente Norton, poderão, dependendo dos modelos utilizados, resultar em níveis de distorção harmônica de tensão, determinados pelo estudo, maiores ou menores que os limites estabelecidos pelo SM 2.8 dos Procedimentos de Rede.
Ressalta-se que, quanto ao modelo para representação de cargas terminais lineares, não há uma unanimidade em nível internacional. Em virtude disso, o ONS propõe duas alternativas para esta representação:
a) Alternativa 1: não representar a carga, ou seja, sistema elétrico sem carga; Dessa forma, nos dados de entrada do programa HARMZs, a carga terminal linear deverá ser desligada através:
Da retirada do cartão de carga ou
Da alteração do status da carga de “1” (ligada) para “0” (desligada).
b) Alternativa 2: representar a carga, seguindo as diretrizes descritas abaixo: − Substituir as cargas, representadas no arquivo Anarede, em barras até a
terceira vizinhança do PAC, por suas redes elétricas correspondentes, pelo menos até a primeira barra em nível de 13,8 kV;
− Verificar com a Distribuidora o percentual de cargas lineares (passivas, motores, etc) e não lineares presentes na rede representativa de cada carga. A partir daí, poderá ser utilizado como referência, a modelagem de cargas terminais apresentada no programa HarmZs desenvolvido pelo CEPEL, com as devidas particularidades relacionadas a cada carga a ser modelada.
− Incluir na rede elétrica representativa de cada carga as linhas de transmissão, transformadores e equipamentos de compensação de reativos até a 1ª barra de 13,8 kV. Deve-se observar que, se houver uma barra de transformação diretamente do PAC para 13,8 kV, a representação do sistema elétrico estará limitada até primeira vizinhança dessa barra de 13,8 kV. Somente após essa barra de 13,8 kV que a carga P+jQ concentrada poderá ser representada como indicado no modelo de ramais do programa HarmZs.
OBSERVAÇÕES GERAIS:
A utilização dos ramais típicos para representação de carga, até então incorporados no programa HarmZs, não será mais aceita até que seus parâmetros (linhas de transmissão, transformadores, equipamentos de compensação de reativa) para as tensões de 345kV, 230 kV, 138 kV e 69 kV na barra do PAC até a tensão de 13,8 kV sejam consistentemente validados.
Caso a Distribuidora não informe qual percentual da carga, em cada barra, é não linear, pode-se adotar um único fator k1 (estimado) para correção do valor da potência ativa indicada no arquivo do programa Anarede.
Assim, por exemplo, as potências ativas das cargas terminais podem ser consideradas compostas de 70% do tipo linear e o restante (30%) do tipo não linear (k=0,3), sem influências para o amortecimento das impedâncias harmônicas.
A parcela da carga do tipo linear pode ainda ser subdividida em duas parcelas, quais sejam: parcela resistiva (RL), tais como caldeiras, chuveiros elétricos, etc, que poderão ser determinadas, na ausência de dados fornecidos pela Distribuidora, por meio de percentual, por exemplo 40%, enquanto que, o restante 60% das potências ativas dessas cargas (Rm) é representado por motores industriais, convencionalmente encontrados em sistemas de distribuição. Esses motores consomem potência ativa apenas na frequência fundamental do sistema e, para outras frequências diferentes da fundamental, são representados pelas indutâncias “L” dos correspondentes circuitos “Rm e XL” em paralelo com as cargas terminais RL.
Com respeito às potências reativas de cada uma das cargas terminais, estas deveão ser 100% compensadas por meio de um banco de capacitor localizado na baixa tensão (13,8 kV).
6 Cálculo do número máximo de aerogeradores/inversores
A Campanha de Monitoramento deve ser realizada todas as vezes que a solução de filtragem não for implantada simultaneamente à entrada em operação dos aerogeradores (AG) em sistemas de geração eólico, ou dos inversores (INFV) em sistemas de geração fotovoltaico.
Caso durante o monitoramento seja constatada a violação do limite global inferior em uma das ordens harmônicas, devido a não instalação de filtro, o parque gerador
1 O fator k (fator percentual adotado para cargas lineares e não lineares em função da potência aparente
proveniente do fluxo de potência SFlow da carga em pu, ou seja, k = SFlow/100). Desta forma, para cada uma das cargas modeladas, as resistências e indutâncias das linhas de transmissão e dos transformadores são divididas pelo fator k, ao passo que as capacitâncias são multiplicadas por esse mesmo fator k.
deverá operar com o número máximo de AGs ou INFVs até que o(s) referido(s) filtro(s) seja(m) instalado(s), considerando os prazos estabelecidos pelo ONS. O número máximo (Nmáx) de AG/INFV é calculado, nessa nova proposta durante a fase de estudo e deve ser automaticamente aplicado ao parque eólico/fotovoltaico pelo Agente/ONS que apresentar violações de ordens harmônicas para as quais filtros foram dimensionados.
Para tanto, os seguintes critérios devem ser levados em consideração:
(1) REPRESENTAÇÃO DA REDE EXTERNA:
Utilizar, para determinação do LG, o caso do PAR relativo ao patamar de carga média considerando o ano de entrada mais próximo da operação do parque eólico/fotovoltaico;
Considerar as cargas desligadas, ou seja, seu efeito deve ser desconsiderado; Considerar contingências (N-1) para os elementos da rede localizados até a 3ª vizinhança, obtidas na configuração estudada (carga média e ano de entrada mais próximo da operação do parque eólico/fotovoltaico).
(2) REPRESENTAÇÃO DA REDE INTERNA:
• 1º caso: Único parque eólico/fotovoltaico na SE Coletora
Empreendimento não compartilha a instalação de acesso com parque(s) pré-existente(s). Neste caso será utilizada a Rede Interna do empreendimento, sem filtros, incluindo as fontes de injeção de correntes harmônicas do parque eólico/fotovoltaico. Essa situação pode ser verificada na Figura 6-1.
Figura 6-1: Único parque eólico/fotovoltaico na SE Coletora
• 2º caso: Vários parques eólicos/fotovoltaicos em uma mesma SE Coletora Empreendimento compartilha a instalação de acesso com outro(s) empreendimento(s) pré-existente(s). Neste caso, a Rede Interna do conjunto de parques será subdividida em duas sub-redes. A primeira (RI1) composta de todos os parques pré-existentes e a segunda (RI2) correspondente ao novo parque. Essa situação pode ser verificada na Figura 6-2.
Observação:
Todos os empreendimentos que estejam conectados ao PAC, e que não compartilhem do acesso do empreendimento sob avaliação, deverão ser representados na Rede Externa.
34,5 kV
69,0 kV 230,0 kV
N CENTRAIS GERADORAS
ÚNICO PARQUE EÓLICO/SOLAR
Filtro 0,6 kV N CENTRAIS GERADORAS . . . . . . Ihn Ihn Filtro 0,6 kV . . . . . . Ihn Ihn 69,0 kV 34,5 kV PAC
Figura 6-2: Vários parques eólicos/fotovoltaicos na SE Coletora
(3) CRITÉRIOS DE AVALIAÇÃO • 1º caso:
Neste caso, o Nmáx de AG/INFV será determinado com base no Limite individual da ordem harmônica violada para a qual existe a necessidade de instalação de filtro.
• 2º caso:
O Nmáx de AG/INFV será determinado com base no “Limite Individual Modificado” para o novo empreendimento, cujos filtros recomendados para determinadas ordens harmônicas “n”, ainda não se encontram em operação, conforme a expressão (1) definida no item (4), a seguir.
34,5 kV 69,0 kV PAC 230,0 kV N CENTRAIS GERADORAS PARQUE EÓLICO/SOLAR 1 Filtro 0,6 kV N CENTRAIS GERADORAS . . . . . . Ihn Ihn Filtro 0,6 kV . . . . . . Ihn Ihn N N CENTRAIS GERADORAS
NOVO PARQUE EÓLICO/SOLAR
Filtro 0,6 kV N CENTRAIS GERADORAS . . . . . . Ihn Ihn 1 Filtro 0,6 kV . . . . . Ihn Ihn 34,5 kV PARQUE EÓLICO/SOLAR N 69,0 kV
RI1 REDE INTERNA -PARQUES EXISTENTES
RI2 - REDE INTERNA - NOVO PARQUE EÓLICO/SOLAR
(4) PARA A DETERMINAÇÃO DE NMÁX DE AGS/INFVS, DEVERÃO SER ADOTADOS OS SEGUINTES PASSOS
Os passos comuns para o 1ª e 2ª casos são os seguintes:
Determinação dos Novos LGs para as premissas consideradas de representação da Rede Externa, conforme item (1) anterior;
Determinação da distorção harmônica de tensão para cada uma das ordens harmônicas “h”, que tiveram seus limites individuais violados no cálculo original, ou seja, no estudo de qualidade de energia, considerando para essa condição os Novos LGs, e tendo como referência para essa etapa os limites da submódulo 2.8 – Tabela 7 para ambos os casos definidos no item (3). Essas distorções são calculadas mediante o programa HarmZs;
• A Rede Interna a ser utilizada deverá ser determinada para os dois casos de representação tratados anteriormente, cuja rede elétrica propriamente dita inclui todos os elementos de circuito (cabos, LT, transformadores, filtros) que derivam do PAC e compartilham do mesmo acesso.
• Nessa fase comum, os conjuntos de filtros dos empreendimentos pré-existentes serão representados, enquanto que o novo empreendimento não terá seu conjunto de filtros representado. As Figuras 6-3 e 6-4 ilustram as duas situações para a determinação da distorção harmônica para essa fase comum, respectivamente.
Figura 6-3: Representação do 1º caso para a determinação das distorções considerando o Novo LG para um único parque eólico/fotovoltaico na SE Coletora
Figura 6-4: Representação do 2º caso para a determinação das distorções considerando o Novo LG para vários parques eólicos/fotovoltaicos na mesma SE Coletora.
34,5 kV
69,0 kV
PAC 230,0 kV
N CENTRAIS GERADORAS
N PARQUES EÓLICOS/SOLARES EXISTENTES Filtro 0,6 kV . . . . . . Ihn Ihn N CENTRAIS GERADORAS Filtro 0,6 kV . . . . Ihn Ihn 34,5 kV 69,0 kV
NOVO N PARQUE EÓLICO/SOLAR
NOVO LUGAR GEOMÉTRICO
FASE 1 - NOVOS VALORES DIST. INDIV. TENSÃO -CONJUNTO
LIMITE INDIVIDUAL - TABELA 7 - SM 2.8 34,5 kV 69,0 kV PAC 230,0 kV 34,5 kV 69,0 kV N CENTRAIS GERADORAS Filtro 0,6 kV . . . . . Ihn Ihn
NOVO PARQUE EÓLICO/SOLAR NOVO LUGAR GEOMÉTRICO
LIMITE INDIVIDUAL - TABELA 7 - SM 2.8 FASE ÚNICA - NOVOS VALORES
Para a fase seguinte, deverá ser determinado o número máximo (Nmáx) de AGs/INFVs para cada harmônica de ordem h, conforme os dois casos descritos anteriormente, que tenha seu limite individual violado nesta nova condição de cálculo.
Vale salientar que, a partir da determinação do critério de avaliação de desempenho, quais sejam, limite individual (1º caso) e limite individual modificado (2º caso), o cálculo do Nmáx de AGs/INFVs deverá ser realizado, de uma forma geral, conforme as seguintes etapas:
a) Iniciar com todas as unidades AGs/INFVs do parque em estudo verificando os valores de distorção de cada ordem harmônica h;
b) Reduzir sequencialmente as unidades Eólicas/Inversores até atender os limites de distorção (individual ou individual modificado) e, por sua vez, informando sobre a quantidade de AGs/INFVs que poderão operar sem a utilização de filtros; A diferença básica entre os casos (1º e 2º) citados anteriormente, se restringe ao limite individual a ser considerado, ou seja:
No 1º caso, em que o empreendimento é único, será considerado, para cada ordem harmônica h, o limite individual estabelecido no submódulo 2.8 – Tabela 7 - Limites individuais para os indicadores DTHI e DTHTS95%.
Figura 6-5: Representação do 1º caso para a determinação do Nmáx de AGs/INFVs para um único parque eólico/fotovoltaico na SE Coletora
No 2º caso, onde o empreendimento compartilha o acesso com outros empreendimentos pré-existentes, será realizado um cálculo intermediário para a determinação do LImodh (limite individual modificado para a ordem harmônica h), conforme definido abaixo e, finalmente, em uma outra fase, o cálculo do Nmáx de AGs/INFVs:
L୍୫୭ୢ୦=ඥLଶ୍୬୦− D୲୭୲ୟ୪୦ଶ (1) onde,
LImodh – limite individual modificado para a ordem harmônica h;
LInh – limite individual da ordem harmônica “h” em avaliação, de acordo com submódulo 2.8 – Tabela 7 - Limites individuais para os indicadores DTHI e DTHTS95%; 34,5 kV 69,0 kV PAC 230,0 kV 34,5 kV 69,0 kV N CENTRAIS GERADORAS Filtro 0,6 kV . . . . . Ihn Ihn
NOVO PARQUE EÓLICO/SOLAR
NOVO LUGAR GEOMÉTRICO
LIMITE INDIVIDUAL - TABELA 7 - SM 2.8 FASE ÚNICA - NOVOS VALORES
DIST. INDIV. TENSÃO
DTotalh = Distorção harmônica total calculada mediante programa HarmZs, considerando:
- A injeção de correntes harmônicas apenas pelos AGs/INFVs localizados na Rede Interna (RI1) (parques pré-existentes) com seus filtros instalados; - A Rede Interna (RI2) (novo parque) será representada apenas por seus elementos passivos, com exceção de seus filtros, uma vez que não foram instalados.
A Figura 6-6 representa a situação intermediária do 2º caso na determinação do Limite Individual Modificado.
Observações:
1) As informações quanto às redes internas dos parques pré-existentes, bem como os
valores das correntes harmônicas correspondentes, devem ser solicitadas ao ONS pelos Agentes.
2) Tanto no 1º como no 2º caso, em função da mudança de representação da Rede
Externa, quando da reavaliação do desempenho da(s) instalação(ões) que compartilhem do mesmo ponto de acesso, o limite individual poderá não ser violado em determinada ordem harmônica h. Neste caso, tal ordem harmônica não será considerada no cálculo de Nmáx de AGs/INFVs.
Figura 6-6: Representação da situação intermediária do 2º caso na determinação do Limite Individual Modificado
Uma vez determinado o Limite Individual Modificado, o número máximo (Nmáx) de AGs/INFVs deverá ser determinado, para cada harmônica de ordem h, conforme os casos descritos anteriormente, considerando o desempenho de cada harmônica que tenha seu limite individual violado.
O cálculo do Nmáx de AGs/INFVs para essa fase segue, então, as mesmas etapas descritas anteriormente, ou seja:
c) Iniciar com todas as unidades AGs/INFVs do parque em estudo verificando os valores de distorção de cada ordem harmônica h;
d) Reduzir sequencialmente as unidades Eólicas/Inversores até atender os limites de distorção (individual ou individual modificado) e, por sua vez, informando sobre a quantidade de AGs/INFVs que poderão operar sem a utilização de filtros;
A Figura 6-7 descreve a última fase do 2º caso, representando, por sua vez, a configuração dos empreendimentos para o cálculo do número máximo (Nmáx) de AGs/INFVs. 34,5 kV 69,0 kV PAC 230,0 kV N CENTRAIS GERADORAS
N PARQUES EÓLICOS/SOLARES EXISTENTES Filtro 0,6 kV . . . . . . Ihn Ihn N CENTRAIS GERADORAS Filtro 0,6 kV . . . . Ihn Ihn 34,5 kV 69,0 kV
NOVO PARQUE EÓLICO/SOLAR
LIMITE INDIVIDUAL MODIFICADO NOVO LUGAR GEOMÉTRICO
Figura 6-7: Representação da última fase do 2º caso para o cálculo do número máximo (Nmáx) de AGs/INFVs.
Assim, caso o limite global inferior de determinada ordem harmônica h seja violado durante a campanha de monitoramento, será aplicada a restrição de Nmáx correspondente a tal ordem harmônica.
No caso da não instalação de filtros para mais de uma ordem harmônica e que apresentem seus limites globais inferiores violados, será adotado o menor valor calculado para o Nmáx de AGs/INFVs dentre aqueles determinados.
34,5 kV
69,0 kV
PAC 230,0 kV
N CENTRAIS GERADORAS
N PARQUES EÓLICOS/SOLARES EXISTENTES Filtro 0,6 kV . . . . . . Ihn Ihn N CENTRAIS GERADORAS Filtro 0,6 kV . . . . Ihn Ihn 34,5 kV 69,0 kV
NOVO PARQUE EÓLICO/SOLAR NOVO LUGAR GEOMÉTRICO
Nmáx DE AGs/INFVs
7 Diretrizes para a realização e apresentação dos estudos de desempenho harmônico
7.1 Conteúdo básico do relatório de estudo a ser fornecido ao ONS
Para que o ONS possa avaliar o resultado do estudo de desempenho harmônico de forma unívoca, o Agente deve incluir no relatório, no mínimo, as seguintes informações:
• Diagrama Unifilar de conexão da instalação não linear à Rede Básica com a identificação das contingências consideradas aproximadamente até a terceira vizinhança da barra do PAC;
• Lista das contingências (critério N-1) para as linhas de transmissão (circuitos) e equipamentos (transformadores, bancos de capacitores série e paralelo, reatores, filtros, compensadores estáticos, etc) consideradas até a terceira vizinhança da barra do PAC e que devem constar no diagrama uniflar que identifica a carga especial na Rede Básica.
• Cenários da Rede Básica utilizados no estudo para todos os anos do PAR (Plano de Ampliações e Reforços) mais recente e considerando os Casos de Referência nas configurações de carga leve, média e pesada obtidos
pelo link:
https://agentes.ons.org.br/plano_ampliacao/plano_ampliacao.aspx da nova página eletrônica do ONS;
• Resistências dos transformadores e geradores da Rede Básica (SIN) sem modelos oriundos dos arquivos no formato Anarede e Anatem representadas respectivamente, por valores típicos correspondendo a 2% e 1% das correspondentes reatâncias;
• Resistência dos geradores em que são conhecidos os valores das reatâncias subtransitórias de eixo direto X”d e da constante de tempo subtransitória de circuito aberto (T”d0) que compõem a expressão da resistência [18], a seguinte expressão poderá ser utilizada:
• Indicação de que a variação da resistência com a frequência (efeito pelicular) nas linhas de transmissão, transformadores e máquinas síncronas são consideradas, conforme estabelecido no aplicativo HarmZs. • Indicação do tipo de LG considerado, ou seja, Setor Anular e/ou Polígono de “n” Lados para a definição das envoltórias das “nuvens de pontos” de admitâncias vistas do PAC da Rede Básica, observando-se as diretrizes
definidas no item 4.2.3, levando em consideração, para cada ordem harmônica, o intervalo de freqüências e os incrementos correspondentes, conforme item 4.2.3.2;
• Valores das impedâncias “vistas” do PAC para cada condição de Rede Básica considerada (rede completa e N-1) até a 3ª vizinhança, indicando o ano de estudo e as condições de carga (leve, média e pesada);
• Valores dos vértices para o LG tipo Polígno de “n” lados para cada ordem harmônica, na forma de admitância (condutância (pu) e susceptância (pu)) ou, caso seja adotado o LG tipo Setor Anular, os parâmetros relacionados com os raios (mínimo e máximo) e ângulos (mínimos e máximos);
• Diagrama Unifilar simplificado da Rede Interna da instalação, quer seja um consumidor livre ou parques eólicos/solares, identificando sua conexão a Rede Básica. No caso de complexo eólico/solar, deve-se identificar os diversos ramais da instalação e a quantidade de aerogeradores/inversores de cada parque com as suas respectivas interligações;
• Dados da Rede Interna da instalação, incluindo sua topologia e parâmetros elétricos dos cabos, transformadores, filtros, banco de capacitores, etc; • Valores das impedâncias/admitâncias harmônicas da Rede Interna (Zih/Yih)
consideradas na simulação do circuito;
• Valores das correntes harmônicas consideradas para cada fonte de corrente harmônica da instalação, valores estes fornecidos pelo fabricante ou aquelas obtidas por meio de medição seguindo as instruções da IEC61400-21 para aerogeradores ou inversores dos conjuntos de painéis fotovoltaicos.
• Valores resultantes das correntes harmônicas (Ih) do equivalente de Norton da Rede Interna;
• Tabela com os parâmetros do filtro, bem como das variações consideradas para seus componentes (capacitivos, indutivos, resisitivos) e da própria rede, bem como o fator de qualidade proposto, de forma a considerar o efeito da dessintonia nos cálculos da distorção harmônica de tensão; • Tabelas de distorção harmônica máxima de tensão no PAC para os
casos sem e com filtro(s), caso tenha sido necessário a sua aplicação. Para os casos com filtro deverão ser apresentadas as tabelas com dessintonia positiva, negativa e sintonizados;
• Informação dos dados técnicos garantidos dos fabricantes com respeito aos aerogeradores, inversores das células fotovoltaicas, além da inclusão do documento referente às correntes harmônicas certificadas pelos fabricantes no relatório de estudo de desempenho harmônico [7.1]
injetadas pelos aerogeradores (AEGs), inversores de células fotovoltaicas (INFVs) e realizadas conforme IEC61400-21;
• Avaliação do impacto dos bancos de capacitores, indicados no estudo de regime permanente para correção de fator de potência, nos estudos de desempenho harmônico;
• Inclusão dos arquivos de banco de bados do HarmZs (de extensões “*.hzs”, “*.prx”, “*.mbt”) utilizados nos estudos de desempenho harmônico, juntamente com o envio do relatório de QEE para o ONS;
• A informação quanto ao número máximo de aerogeradores/inversores que poderão operar na ausência de filtro(s) e sem violar os limites individuais e totais de distorção de tensão, confome o submódulo 2.8 dos Procedimentos de Rede e que passou a fazer parte novamente do item de estudos, conforme o item 6 – ´Cálculo do número máximo de aerogeradores/inversores.
7.2 Considerações Adicionais
Algumas considerações adicionais da Rede Externa referente a linhas de transmissão, transformadores, geradores, filtros de harmônicos e bancos de capacitores são descritas a seguir.
7.2.1 Linhas de Transmissão
Considerando que os valores dos parâmetros das linhas de transmissão provêm de arquivos de fluxo de potência fornecidos com correção hiperbólica para a frequência de 60 Hz, os estudos de desempenho harmônico necessitam dos valores nominais destes parâmetros corrigidos hiperbolicamente para cada uma das frequências de interesse. Para tanto, é possível modelar adequadamente a característica distribuída dos parâmetros elétricos nominais das linhas de transmissão com o modelo para correção hiperbólica para cada frequência, selecionando a opção “Utilizar parâmetros nominais” no programa HARMZs no item Linhas de Transmissão, conforme a indicado na Figura 7-1 a seguir:
Figura 7-1: Utilização dos parâmetros nominais das linhas de transmissão para correção hiperbólica de linhas de transmissão.
A correção da resistência com a frequência deve ser considerada em todas as linhas de transmissão. Os valores utilizados de correção com a frequência têm valores padrão provenientes do programa HarmZs.
7.2.2 Transformadores
Como as linhas de transmissão, a correção da resistência com a frequência também deve ser considerada para todos os transformadores. Os valores utilizados para a correção com a frequência são os valores padrão do programa HarmZs.
O número reduzido de resistências de transformadores sem especificação do SIN e que são provenientes dos arquivos de fluxo de potência (ANAREDE) motivou a utilização de valores típicos. Para tanto, um fator de qualidade típico de cinquenta (Q=50) é aplicado para estes transformadores sem alguma especificação.
7.2.3 Geradores
A correção da resistência de armadura com a frequência deve ser feita para todos os geradores. Os valores utilizados para a correção com a frequência são os valores padrão do programa HarmZs.
Nos arquivos de formato ANATEM são poucas as resistências de armadura especificadas para os geradores. Portanto, se utiliza de valores típicos de 1% da reatância subtransitória para todas as resistências dos geradores sem especificação.
7.2.4 Bancos de Capacitores e Filtros de Correntes Harmônicas representados
pelo programa ANAREDE
Os bancos de capacitores e filtros de correntes harmônicas estão representados atualmente pelo seu equivalente no programa ANAREDE através do cartão DBSH e identificados pelos grupos 10 (20, 30, ...) e 90, respectivamente, conforme Figura 7-2
Os bancos de capacitores, grupo 10 (20, 30, ...), representam uma susceptância capacitiva equivalente resultante de outros bancos de capacitores que se encontram à jusante e em barras vizinhas ao PAC.
Esses equipamentos de compensação reativa quando presentes na Rede Interna/instalações do Agente ou na Rede Básica (representados pelas susceptância capacitivas equivalentes) podem alterar, significativamente, a resposta em frequência e, portanto, os resultados das simulações de desempenho harmônico com o programa HarmZs. Para sua utilização no programa HARMZs seu “status” prévio (ligado) deve ser alterado para desligado, conforme sejam pertencentes à Rede Básica ou às instalações do Agente para as seguintes condições:
a) Caso os bancos de capacitores estejam representados na Rede Básica pelas suas susceptâncias capacitivas equivalentes, o Agente deverá verificar com o ONS o local onde está instalado e o valor da susceptância capacitiva de cada um destes bancos, e fazer as alterações necessárias no arquivo de dados do HarmZs, a fim de representá-los individualmente; b) Se os bancos de capacitores fazem parte das instalações do Agente, uma
análise quanto à presença ou não destes equipamentos deve ser realizada. Os filtros de correntes harmônicas pertencentes ao grupo 90 também tem sua representação somente pela susceptância capacitiva equivalente resultante de outros filtros que estão à jusante e nas barras vizinhas. Essa representação para os filtros (equivalente sob a forma de susceptância capacitiva) no PAC, deverá ser
alterada, uma vez que não considera os demais parâmetros do filtro como a reatância indutiva, resistores, etc.
Com respeito aos filtros de correntes harmônicas, deve-se considerar as seguintes situações:
a) Filtros de parques eólicos, solares ou consumidores livres que compartilham de um ponto comum de conexão;
b) Filtros de parques eólicos, solares ou consumidores livres que NÂO compartilham de um ponto comum de conexão.
a) Filtros de parques eólicos, solares ou consumidores livres que compartilham de um ponto comum de conexão
Este caso é o exemplo típico, que novos parques eólicos/solares ou consumidor livre são considerados como uma ampliação de uma instalação já existente. Assim sendo, a Figura 7-2(1a) mostra um novo parque e/ou consumidor livre representado por sua fonte de corrente e seu respectivo filtro e a Figura 7-2(1b) com um parque e/ou consumidor livre já existente e sua fonte de corrente conectado no mesmo ponto de conexão.
O Agente, por sua vez, deverá mudar o status de identificação do filtro equivalente de “1” para “zero” no cartão DBSH do programa HARMZs e realizar um levantamento com os demais Agentes de parques eólicos/solares e/ou consumidores livres, que compartilham do mesmo ponto comum de conexão, os dados dos parâmetros do(s) filtro(s) (reatores, capacitores, resistores, conforme tipo de filtro). Na falta de alguma informação com respeito aos parâmetros do(s) filtro(s), o Agente deve consultar o ONS. Outras informações pertinentes à Rede Interna também devem ser verificadas como os dados relativos à linha de transmissão, transformadores, cabos e as fontes de injeção de correntes harmônicas para a devida implementação no HARMZs.
Os dados do(s) filtro(s), com seus parâmetros RLC, devem ser representados no cartão “DEQP” (Dados de Equipamentos) do programa HARMZs.
b) Filtros de parques eólicos, solares ou consumidores livres que NÂO compartilham de um ponto comum de conexão
Para este caso, conforme mostra a Figura 7-2(2a), a Rede Interna do novo parque eólico/solar ou consumidor livre será representada até o ponto onde se encontra o seu conjunto de filtros/banco de capacitor. Para filtros de outros pontos de conexão já existentes de acordo com a Figura 7-2(2.b), não há necessidade de representação dos demais elementos da sua Rede Interna, porém seus componentes RLC deverão estar representados na Rede Externa.
Nessa situação, o Agente deve verificar se no PAC há a representação do grupo 90 (representação de filtros através de suas susceptâncias capacitivas equivalentes) e caso positivo, deve-se mudar o status de identificação do filtro equivalente de “1” para “zero” evitando-se assim, qualquer influência desse equipamento nos resultados da montagem dos dados da Rede Externa (Rede Básica) e um possível problema de ressonância paralela no sistema elétrico. Além disso, cada filtro deve ser representado no programa HARMZs por um circuito RLC, através do uso do cartão "DEQP", para verificar a influência desse filtro, agora representado de forma correta no PAC.
Em nenhuma hipótese, um filtro (identificado pelo grupo 90 no programa HARMZs) deve ser representado apenas pelo seu componente "C" equivalente. Como na condição anterior, o Agente deve consultar o ONS quanto à disponibilidade dos parâmetros do(s) filtro(s) para sua correta utilização no programa HARMZs.
Os dados adicionais e necessários para realizar a representação completa das instalações (linha de transmissão, transformadores, cabos e as fontes de injeção de correntes harmônicas) poderão ser conseguidas junto aos Agentes proprietários das instalações ou com o ONS.
Figura 7-2: Representação de Bancos e Filtros de Correntes Harmônicas pelos seus Equivalentes. PAC 230,0 kV 69,0 kV 69,0 kV Banco Equivalente Grupo 10 Filtro Equivalente Grupo 90 2A Ih3 Filtro 1 0,6 kV
34,5 kV 34,5 kV Ponto Comum de Conexão de Ih1 e Ih2
0,6 kV
1A
Filtro 2
Ih1 Filtro 3 Ih2 0,6 kV 1B Banco 1 Banco 2 2B Ih3 Filtro 1 0,6 kV 34,5 kV INSTALAÇÃO EXISTENTE NOVA INSTALAÇÃO Banco 3 INSTALAÇÃO EXISTENTE NOVA INSTALAÇÃO
7.2.5 Critérios de avaliação de desempenho harmônico
Os critérios de aceitação da nova instalação quanto aos limites individuais relacionados à distorção harmônica para o estudo de desempenho harmônico são apresentados na tabela abaixo:
Tabela 7-1: Limites individuais de distorção harmônica
Caso o estudo resulte em valores de distorção harmônica superiores aos estabelecidos acima, o Agente deverá apresentar solução, normalmente relacionada com a instalação de filtragem, que levem ao adequado desempenho da instalação no PAC.
7.3 Estudo de flutuação de tensão (cintilação)
Usualmente, a flutuação de tensão é avaliada a partir do nível de Pst - Indicador de Severidade de Cintilação de Curta Duração - (valor médio medido em um intervalo de 10 minutos) definido nas normas IEC 61000-4-15 [16] e nos Procedimentos de Rede do ONS e também pelo Plt - Indicador de Severidade de Cintilação de Longa Duração - verificado num período contínuo de 2 (duas) horas e calculado a partir dos valores de Pst.
As expressões para o cálculo de Pst e Plt estão definidas nos itens 9.3.2.2 2 9.3.2.3 do submódulo 2.8 [1], respectivamente.
7.3.1 Método simplificado de avaliação (Consumidor Livre)
Um estudo detalhado para avaliação da flutuação de tensão, realizado a partir da adequada modelagem da fonte de distúrbio, bem como dos equipamentos instalados para seu controle, tal como um compensador estático, normalmente demanda um tempo razoável para o seu desenvolvimento e seu sucesso está condicionado a fatores que, por exemplo, no caso de fornos a arco, corresponde à modelagem do arco, modelagem dos equipamentos e estratégia de controle.
