Filtros harmônicos para parques eólicos

out, 2017

Dimensionamento de filtros harmônicos passivos visando atender aos indicadores previstos no Procedimento de Rede Básica

Este artigo tem como objetivo principal colocar em discussão os seguintes aspectos relativos à aplicação de filtros de harmônicos passivos em parques eólicos: estudos de engenharia, simulações computacionais, limites do procedimento da rede básica do ONS, definição dos equipamentos e seus componentes em termos de suportabilidade operativa.

Os estudos de acesso requeridos pelo ONS para liberação de operação dos parques eólicos levam à necessidade da contratação de empresas de engenharia especializadas neste tipo de análise que, em conjunto com os fornecedores dos equipamentos de filtragem harmônica tem sentido as dificuldades de definição dos valores nominais dos equipamentos de mitigação destas distorções visando o atendimento dos indicadores previstos no Procedimento de Rede Básica.

Filtros harmônicos passivos

O equipamento denominado filtro harmônico passivo consiste em reduzir a amplitude de correntes e tensões harmônicas de uma ou mais frequências, em uma determinada barra, evitando que estas distorções de tensão e corrente se propaguem pelo sistema elétrico.

Todavia, visto que as instalações que apresentam problemas de perturbações harmônicas normalmente também necessitam de compensação reativa, os filtros harmônicos conectados em paralelo ao sistema e próximos às fontes harmônicas também suprem a potência reativa necessária à correção do fator de potência no ponto de instalação.

Dessa forma, a filtragem harmônica passiva atende a dois aspectos importantes de uma instalação elétrica: controle de tensão e redução de perdas através da redução da corrente rms circulante nos circuitos elétricos.

A aplicação dos filtros de harmônicos nos sistemas elétricos ocorre quando da ultrapassagem dos limites de distorção harmônica total e individual de tensão nas barras de conexão com a rede básica, definidos pelos procedimentos de rede mostrados a seguir:

Indicadores de FP e harmônicas

O sistema elétrico brasileiro possui algumas diretrizes que devem ser respeitadas para manter um padrão de eficiência durante a operação. Dois dos principais índices que determinam a eficiência de um sistema elétrico é o Fator de Potência (FP) e a Distorção Harmônica Total de Tensão (DTT).

O fator de potência é definido como a relação entre a potência ativa e a potência aparente em uma instalação, em um dado intervalo de tempo. Este índice reflete a eficiência do uso da energia que está sendo utilizada, ou seja, a relação entre a potência ativa (realmente útil) e a potência aparente (energia total) de uma instalação. As distorções harmônicas são fenômenos associados a deformações nas formas de onda das tensões e correntes em relação à onda senoidal da frequência fundamental.

Atualmente, existem dois órgãos que regulam o fator de potência: a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), que regula o fator de potência no âmbito dos consumidores industriais, e o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), que regula as concessionárias transmissoras de energia. Neste artigo abordaremos apenas os indicadores contidos nos procedimentos da rede básica regulados pelo ONS.

O ONS, através do Submódulo 3.6 – Requisitos técnicos mínimos para a conexão às instalações de transmissão regula o fator de potência, no item 9.3, determina:

“9.3.1 Nos pontos de conexão à rede básica e aos barramentos de transformadores de fronteira, os acessantes devem manter o fator de potência nas faixas especificadas na Tabela 1.

9.3.1.1 Entende-se por fator de potência operacional a faixa de fator de potência para a qual os níveis de desempenho do sistema são garantidos (cf. Módulo 2)”.

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Para centrais geradoras eólicas, o ONS determina, no Quadro 6 do item 8.2, que:

“Na conexão da central geradora às instalações sob responsabilidade de transmissora, a central geradora deve propiciar os recursos necessários para, em regime permanente, operar com fator de potência indutivo ou capacitivo em qualquer ponto da área indicada na figura abaixo”.

“Nas condições em que os geradores não estejam produzindo potência ativa, a central de geração eólica ou fotovoltaica deverá ter recursos de controle para disponibilizar ao SIN sua capacidade de geração/absorção de potência reativa, observando o requisito mínimo de propiciar injeção/absorção nula no ponto de conexão, como indicado na Figura 1”.

Para distorção harmônica de tensão, o Procedimento de Rede, Submódulo 2.8, descreve as recomendações no item 9.4, conforme a seguir:

“9.4 Distorção harmônica de tensão

9.4.1 Considerações iniciais

9.4.1.1 O indicador para avaliar o desempenho global quanto a harmônicos, em regime permanente, nos barramentos da rede básica e nos barramentos dos transformadores de fronteira, corresponde à distorção de tensão harmônica.

9.4.1.2 Esse indicador não se aplica a fenômenos transitórios ou de curta duração que resultem em injeção de correntes harmônicas, como ocorre, por exemplo, na energização de transformadores ou em partida de unidades geradoras que utilizem equipamentos conversores de frequência.

9.4.1.3 Entende-se por Distorção de Tensão Harmônica Total (DTHT) a raiz quadrada do somatório quadrático das tensões harmônicas de ordens 2 a 50. Esse conceito procura quantificar o conteúdo harmônico total existente em um determinado barramento da rede básica ou nos barramentos dos transformadores de fronteira.

9.4.3 Avaliação de desempenho

9.4.3.1 Limites globais

(a) Os limites globais inferiores correspondentes aos indicadores de tensões harmônicas individuais de ordens 2 a 50, bem como ao indicador DTHTS 95% estão apresentados na Tabela 2.”

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“(b) Os limites globais superiores são determinados pela multiplicação dos limites globais inferiores correspondentes pelo fator (4/3). Por exemplo, os limites globais superiores relativos aos indicadores DTHTS95% para V< 69 kV e V ≥ 69 kV são, respectivamente, 8% e 4%.

(c) Na definição desses limites, deve-se levar em consideração que, para cada ordem harmônica h, a tensão harmônica resultante em qualquer ponto do sistema é obtida com a combinação dos efeitos provocados por diferentes agentes.

9.4.3.2 Limites individuais

(a) Os limites individuais de tensões harmônicas de ordens 2 a 50, bem como o limite para a Distorção de Tensão Harmônica Total (DTHTS95%), são apresentados na Tabela 3”.

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Centrais geradoras eólicas

Atualmente, o número de centrais geradoras eólicas tem crescido exponencialmente no território brasileiro, contribuindo para a matriz energética do país. Até 2020 estima-se que 420 novos parques eólicos entrem em operação no sistema interligado nacional.

Para a conexão de um parque eólico, do ponto de vista técnico, o ONS exige vários estudos, como: fluxo de carga, curto-circuito, impacto harmônico, entre outros. Dentre estes, focaremos o estudo de impacto harmônico, o qual deve atender aos indicadores expostos na Tabela 3 e fator de potência apresentados no item a da seção 2.

A elaboração do estudo de impacto harmônico é complexa e requer conhecimentos específicos em engenharia elétrica e atender às diretrizes expostas no Submódulo 2.8, 3.6 e 23.3. Para a análise do impacto harmônico, deve-se utilizar o software computacional HARMZS, o qual aplica o método do lugar geométrico com o sistema em operação normal ou degradado (contingências).

Assim, em virtude da característica não linear das centrais geradoras eólicas, o estudo de impacto harmônico, em geral, revela a necessidade de equipamentos que mitigam o conteúdo harmônico e que realizam a compensação reativa, ou seja, bancos de capacitores e/ou filtros harmônicos passivos sintonizados ou amortecidos.

O problema do dimensionamento dos equipamentos surge quando os estudos de simulação de harmônicos passam a contemplar as distorções harmônicas totais e individuais de tensão pré-existentes no ponto de conexão do parque eólico com a rede básica. Como na grande maioria dos casos não existem medições reais de harmônicos para alimentar os estudos de casos, adota-se injetar uma distorção de harmônicas pré-existente igual ao limite máximo de distorção harmônica, total e individual, permitido pelos procedimentos de rede do ONS e nas mais diversas contingências operativas simuladas.

Portanto, os equipamentos devem ser dimensionados para atender aos limites e indicadores já discutidos para a pior contingência simulada. Geralmente, nesses casos, as correntes máximas nos bancos de capacitores e/ou filtros harmônicos passivos ficam altíssimas, a tensão dos bancos de capacitores fica em torno de 2pu da tensão nominal do sistema e os equipamentos ficam superdimensionados, aumentando os custos de produção.

 

Modelagem em software de fluxo de harmônico

A modelagem contempla um complexo eólico de aproximadamente 300 MW, representando o conteúdo harmônico injetado pelos aerogeradores através do modelo de fonte de corrente, conforme unifilar abaixo modelado no software Power Quality Filter (PQF).

A Tabela 4 apresenta os dados dos filtros harmônicos projetados paro o complexo eólico, disponibilizado pelo investidor do empreendimento, como resultado do estudo harmônico para atender a todas as contingências que o software HARMZS gera no sistema.

Os filtros passivos da Tabela 4 foram modelados no software de fluxo harmônico PQF para a condição normal operativa do parque eólico (sistema não degradado) gerando um conteúdo harmônico drenado por cada filtro para comparação com o conteúdo harmônico dos mesmos resultantes do software HARMZS para atendimento a todas as contingências operativas contempladas nos estudos do ONS. Os resultados obtidos estão mostrados a seguir.

Resultados de simulação PQF

As Tabelas 5 e 6 apresentam os resultados dos conteúdos harmônicos drenados pelos filtros utilizando o software Power Quality Filter e HAMZS, respectivamente.

A Tabela 7 apresenta um comparativo entre os resultados dos softwares.

Observa-se, na Tabela 7, que a distorção harmônica total de corrente (DHTi%) dos filtros de 2ª, 3ª, 4ª, 5ª, 6ª, 7ª e 8ª ordem calculados pelo software HAMZS é muito superior que os resultados do software Power Quality Filter, em virtude de o mesmo contemplar o pior cenário de contingência para atendimento aos requisitos do ONS.

As simulações computacionais requeridas para o atendimento de todos os requisitos do procedimento de rede contemplam as piores situações possíveis de operação em modo contingencial, ou seja, emergência. A diferença mostrada nos valores de suportabilidade dos filtros de harmônicos recomendados para o atendimento dos indicadores entre a situação normal e a situação degradada de operação do sistema elétrico conduzem a construção de equipamentos muito grandes e com valor muito elevado, o que demanda uma maior interação entre empresas de engenharia, investidores e fabricantes de equipamentos na busca de soluções alternativas que evitem o exposto acima.

Conclusão

O presente artigo apresentou uma abordagem sobre os resultados emitidos por dois softwares de fluxo de harmônicos distintos (HARMZS e PQF) no que tange ao conteúdo harmônico a ser drenado por filtros harmônicos passivos sintonizados em condições operativas diferenciadas (sistema degradado e sistema normal, respectivamente), visando evidenciar o impacto final sobre o tamanho e os custos dos equipamentos de mitigação harmônicas.

O conteúdo harmônico a ser drenado impacta diretamente no tamanho físico dos reatores e capacitores, espaço físico para montagem final do equipamento e viabilidade econômica.

Para mitigar o espaço físico e reduzir aos custos de implantação da solução ofertada, recomendam-se algumas ações que já foram adotadas e podem ajudar:

  1. O aumento da potência dos filtros de harmônicos, principalmente daqueles que tem uma maior drenagem de corrente, melhora a relação entre corrente harmônica e corrente fundamental e também reduz o tamanho dos reatores (menor indutância);
  2. A utilização de uma sintonia não inteira, por exemplo 4,9ª ordem no lugar de uma sintonia na 5ª ordem é uma alternativa para reduzir a distorção harmônica total de corrente no filtro, desde que isto não venha a afetar a distorção harmônica de tensão desejada na barra de conexão com a rede básica;
  3. Outra solução já adotada para a redução da suportabilidade e tamanho dos filtros de harmônios em condição operativa degradada, ou seja, em contingência é a redução da quantidade de aerogeradores durante a contingência, após uma análise do custo versus benefício desta redução.

Todas estas ações demandam um trabalho conjunto entre as empresas geradoras, as empresas de engenharia e os fabricantes de equipamentos. Os fabricantes devem ter condição de simular, discutir e definir em conjunto com os envolvidos as melhores soluções técnicas para cada caso analisado.


Referências

– Operador Nacional do Sistema Elétrico, Submódulo 2.8 – Gerenciamento dos indicadores de desempenho da rede básica e dos barramentos dos transformadores de fronteira, e de seus componentes.

– Operador Nacional do Sistema Elétrico, Submódulo 3.6 – Requisitos técnicos mínimos para a conexão às instalações de transmissão.

– Operador Nacional do Sistema Elétrico, Submódulo 23.3 – Diretrizes e critérios para estudos elétricos.

 

Por Flávio Garcia, Marcelo Lemes, Alexandre da Silva e Patrick de Almeida*

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