MÉTHODOLOGIE DE RECHERCHE
2.3 Phase 2 - Études de Cas
Segundo o IEEE std 1159-2009, as perturbações relacionadas com a qualidade da ener- gia elétrica podem ser subdivididas em 7 categorias, tendo por base a forma de onda das gran- dezas elétricas:
1. Transitórios 1.1. Impulsivos 1.2. Oscilatórios
2. Variações de curta duração 2.1. Instantâneas
2.2. Momentâneas 2.3. Temporária
3.1. Interrupções sustentadas/prolongadas 3.2. Subtensões
3.3. Sobretensões 4. Desequilíbrio de tensão 5. Distorção da forma de onda
5.1. D.C. offset 5.2. Harmónicos 5.3. Interharmónicos 5.4. Notching 5.5. Noise 6. Flutuações de tensão 7. Variações de frequência
Serão descritas, neste ponto, de forma detalhada, cada uma das 7 categorias menciona- das, introduzindo também os efeitos que estas provocam, bem como, possíveis soluções que poderão ser adotadas de forma a mitigá-las.
2.6.1.1 Transitórios
Segundo o std IEEE 1100-1999, define-se transitório como sendo uma perturbação de duração inferior a um ciclo da rede elétrica, que se traduz numa descontinuidade na forma de onda da tensão, corrente, ou ambas, podendo ser aditivas ou subtrativas em relação a esta.
Os transitórios podem ser classificados segundo duas categorias: Impulsivos e Oscilató-
rios. Estes termos refletem a forma de onda de corrente ou tensão de um transitório. Segue-se
uma descrição mais detalhada destas duas categorias (Dugan et al., 2004).
2.6.1.1.1 Impulsivos
Um transitório impulsivo caracteriza-se por ser um acontecimento súbito que provoca variações no funcionamento normal da tensão, corrente, ou ambas, sendo unidirecional na pola- ridade (IEEE, 1159-2009). Por outras palavras, considera-se de impulso todo o transitório em que 77% do sinal analisado p.u. é de apenas uma polaridade. São, normalmente, categorizados pelos seus tempos de descida e subida (rise & decay times), que podem ser revelados pelo seu conteúdo espetral. São também conhecidos por surtos ou picos e, geralmente, têm uma duração inferior a 1 ms. A nível de amplitude, os surtos de tensão podem ir até 10 kV.
Podem, ainda, ser subdivididos em três categorias, tendo por definição o tempo de subi- da do transitório.
Figura 2.17 – Transitório impulsivo de corrente provocado por uma descarga atmosférica [fonte: (Dugan et al., 2004)].
A origem deste fenómeno pode ser interna ou externa à instalação elétrica. Os fenóme- nos externos poderão ser descargas atmosféricas, o corte de linhas, fracas terras, etc. Existem outros fenómenos que, consoante o caso, poderão ser externos ou internos como p.eg. a comuta- ção de grandes cargas, arcos elétricos ou descargas electroestáticas.
Os efeitos em equipamentos elétricos e eletrónicos são diversos, podendo ser de difícil deteção da causa visto que os transitórios, salvo algumas exceções, são fenómenos aperiódicos. Os principais sintomas são comportamentos erráticos de equipamentos, uma redução na eficiên- cia de operação, redução significativa no tempo de vida útil dos equipamentos, entre outros. Relativamente ao caso específico de motores elétricos, estes poderão apresentar como efeitos vibrações, ruído, sobreaquecimento, danos de isolamento ao ponto destes se tornarem a causa de transitórios periódicos (Sá, 2010).
De notar, em último caso, os transitórios poderão levar a sobrecorrentes muito elevadas que poderão culminar na destruição de equipamentos, caso não se encontrem devidamente pro- tegidos. No que respeita às descargas atmosféricas, os métodos passíveis de implementação para proteção de equipamentos são os descarregadores de sobretensões, afinados para um determina- do nível de tensão e de risco. Outro método será a utilização de materiais antiestáticos com a eventual ligação à terra.
2.6.1.1.2 Oscilatórios
Um transitório impulsional caracteriza-se por ser um acontecimento súbito que provoca variações na forma de onda da tensão, corrente, ou ambas, que inclui valores de polaridade posi- tiva e negativa. Por outas palavras, consiste numa mudança instantânea de polaridade nas for- mas de onda da corrente e tensão de forma repetida. Tendo por comparação os transitórios impulsivos, estes também são subdivididos em três categorias. São descritos pelo seu conteúdo espetral, predominantemente, frequência de oscilação, mas também, duração e magnitude do
A figura 2.18 demonstra um caso típico de transitório oscilatório de corrente, provocado por uma comutação de bancos de condensadores.
Figura 2.18 – Transitório oscilatório provocado por uma comutação de bancos de condensadores [fonte: (Dugan et al., 2004)].
Os transitórios oscilatórios têm como causa principal a comutação de cargas fortemente indutivas ou capacitivas.
2.6.1.2 Variações de tensão RMS de longa duração
Segundo o IEEE std 1159-2009, consideram-se variações de longa duração sempre que se verifiquem desvios nos valores eficazes (RMS) nas formas de onda de tensão, em intervalos de tempo superiores a 1 minuto. A norma ANSI C84.1 especifica os valores toleráveis de tensão expectáveis nos sistemas elétricos.
Podem subdividir-se as variações de longa duração em três categorias: sobretensões; subtensões e interrupções sustentadas. Tanto as sobretensões como as subtensões são fenóme- nos que, salvo algumas exceções, não são o resultado direto de falhas nos sistemas elétricos, mas sim provocados por um acumular de variações nos sistemas e pela mudança contínua de condições de operação.
Segue-se uma descrição mais abrangente acerca dos fenómenos mencionados.
2.6.1.2.1 Sobretensão (Overvoltage)
Uma sobretensão consiste num aumento do valor eficaz (RMS) da tensão AC superior a 110 %, verificado à frequência fundamental da rede de distribuição, num período de tempo
Figura 2.19 – Exemplo de uma sobretensão [fonte: APC].
Este fenómeno pode ser resultado de problemas elétricos de média e/ou longa duração. Pode ocorrer quando, por exemplo, a regulação das tomadas dos transformadores a montante estão numa posição incorreta.
Um exemplo de uma situação que poderá causar uma sobretensão de longa duração é a escolha incorreta do tap do transformador.
Uma sobretensão prolongada poderá provocar o disparo intempestivo de proteções, colocar equipamentos elétricos em sobreaquecimento e “stress”. De forma a mitigar este acon- tecimento, poder-se-á proceder à implementação de UPS ou condicionadores de energia. 2.6.1.2.2 Subtensão (Undervoltage)
Uma subtensão consiste numa diminuição do valor eficaz (RMS) da tensão AC inferior a 90 %, verificado à frequência fundamental da rede de distribuição, num período de tempo superior a 1 minuto. A figura 2.20 demonstra o exemplo de uma subtensão.
Figura 2.20 – Exemplo de uma subtensão [fonte: APC].
De notar que a presença deste tipo de fenómeno numa instalação elétrica, poderá ser um forte indício de um sistema que se encontre em sobrecarga.
Este fenómeno poderá propiciar o sobreaquecimento nos motores de indução e conduzir a falhas em cargas não lineares. Uma possível solução consistirá na implementação de UPS, que poderá resolver parcialmente este tipo de problema, no entanto, se o problema persistir dever- se-á investigar a causa do problema de forma a corrigir o defeito.
2.6.1.2.3 Interrupção prolongada
Pode definir-se uma interrupção sustentada como uma completa perda da tensão de ali- mentação. Por outras palavras, denomina-se de interrupção prolongada sempre que se verificar um decréscimo do valor eficaz (RMS) de tensão AC para valores iguais a 0,0 p.u. num intervalo de tempo superior a 1 minuto (Pregitzer, 2006).
Interrupções de tensão com duração superior a 1 minuto são, na maioria das vezes, per- manentes e requerem a intervenção humana, de forma a restaurar o sistema em falha.
2.6.1.3 Variações de tensão RMS de curta duração
2.6.1.3.1 Interrupção
Diz-se que ocorre uma interrupção sempre que se verificar um decréscimo do valor efi- caz (RMS) de tensão AC para valores inferiores a 0,1 p.u. num intervalo de tempo que não exceda 1 minuto (IEEE, 1159-2009).
As interrupções podem ser o resultado de falhas nos sistemas elétricos, falhas nos equi- pamentos, atuação de sistemas de proteção com religadores automáticos, etc. Pode acontecer que, na grande maioria das vezes, uma interrupção seja precedida de uma cava de tensão, que ocorre entre o tempo em que existe uma falha no sistema elétrico e a atuação do sistema de pro- teção.
Uma interrupção é monitorizada pela sua duração, no intervalo de tempo em que a magnitude da tensão se encontrar sempre abaixo dos 10% do seu valor nominal.
Dependendo da sua duração, uma interrupção pode ser dividida em diferentes subcate- gorias (Pregitzer, 2006):
Interrupção instantânea: 0,5 a 30 ciclos da rede elétrica; Interrupção momentânea: 30 ciclos a 3 segundos; Interrupção temporária: 3 segundos a 1 minuto.
A figura 2.21 ilustra um exemplo de uma interrupção instantânea com duração igual a 3,5 ciclos da rede, com o valor da tensão a baixar até valores iguais a 0,0 p.u.
Figura 2.21 – Interrupção instantânea [fonte: (Pregitzer, 2006)].
2.6.1.3.2 Cavas de tensão (Sags)
Uma cava de tensão consiste numa redução do valor eficaz da tensão, verificada à fre- quência da rede, num intervalo de tempo que vai desde os 0,5 ciclos da rede até 1 minuto. O valor eficaz da tensão pode baixar entre os 90 e 10% do seu valor nominal (IEEE, 1159-2009).
As cavas de tensão encontram-se, na grande maioria das vezes, associadas a falhas nos sistemas elétricos, mas também podem, por vezes, ser provocadas pela energização de cargas pesadas, como o caso do arranque de motores.
A figura 2.22 ilustra o efeito direto do arranque de um motor de indução na tensão.
Figura 2.23 – Forma de onda de uma cava de tensão [fonte: (Pregitzer, 2006)].
Tal como sucedido no caso de uma interrupção, também uma cava de tensão, depen- dendo da sua duração, pode ser subdividida em 3 categorias distintas:
Cava de tensão instantânea: 0,5 a 30 ciclos da rede elétrica; Cava de tensão momentânea: 30 ciclos a 3 segundos; Cava de tensão temporária: 3 segundos a 1 minuto.
Este tipo de acontecimento poderá conduzir ao mau funcionamento de equipamentos eletrónicos e, consoante a gravidade da cava de tensão, poderá levar a que computadores blo- queiem sem razão aparente, ou que VEV não operem corretamente, provocando, assim, defeitos nos processos industriais (Pregitzer, 2006).
Balizando a mitigação deste fenómeno, poderão ser instalados mecanismos para a redu- ção das correntes de arranque, como o caso de soft-starters, VEV, etc. Utilizando UPS, motores geradores, técnicas de otimização da topologia da rede elétrica poderá solucionar muitos casos de cavas de tensão e também de interrupções (Sá, 2010).
2.6.1.3.3 Sobretensões momentâneas (Swells)
Segundo o IEEE std 1159-2009, define-se swell como sendo um aumento do valor efi- caz da tensão, verificado à frequência da rede, num intervalo de tempo que vai desde os 0,5 ciclos da rede até 1 minuto. O valor eficaz da tensão pode aumentar entre os 1,1 p.u. e 1,8 p.u., do seu valor nominal.
Tal como as cavas de tensão, também as sobretensões estão associadas a falhas nos sis- temas elétricos, embora não sejam tão frequentes quanto estas. Entre os fatores propícios a este tipo de acontecimento, destacam-se: ligações de neutro de alta impedância; reduções repentinas de carga elevada; defeitos fase-terra nos sistemas trifásicos; entrada de bancos de condensado- res, etc. (Sá, 2010).
Figura 2.24 – Exemplo de uma swell provocada por um defeito fase-terra [fonte: (Pregitzer, 2006)].
Uma swell é caracterizada pela sua magnitude e duração. Assim, dividem-se as swells em 3 subcategorias distintas:
Swell instantânea: define-se de instantânea a swell que tenha uma duração com- preendida entre os 0,5 e os 30 ciclos da rede elétrica, tendo, imperativamente, uma magnitude cingida entre os valores p.u. iguais a 1,1 e 1,8, em relação ao valor nominal da tensão;
Swell momentânea: define-se de momentânea a swell que tenha uma duração compreendida entre os 30 ciclos da rede elétrica e 3 segundos, tendo, imperativa- mente, uma magnitude cingida entre os valores p.u. iguais a 1,1 e 1,4, em relação ao valor nominal da tensão;
Swell temporária: define-se de temporária a swell que tenha uma duração com- preendida entre os 3 segundos e 1 minuto, tendo, imperativamente, uma magnitude cingida entre os valores p.u. iguais a 1,1 e 1,2, em relação ao valor nominal da ten- são.
A presença deste fenómeno nos sistemas elétricos, dependendo da sua severidade, pode- rá ser propícia ao dano de equipamento eletrónico, tremulação na iluminação, degradação de contactos elétricos, desgaste de isolamento, entre outros (Pregitzer, 2006).
Uma das formas de minimizar os efeitos causados será através da utilização de UPS ou de condicionadores de energia (Sá, 2010).
2.6.1.4 Desequilíbrio de tensão
Este tipo de fenómeno surge quando, num sistema elétrico trifásico, os valores eficazes das tensões ou os ângulos de desfasamento entre as fases não são iguais. Existem, essencialmen- te, duas definições que justificam este fenómeno. Assim, o desequilíbrio de tensão, nos sistemas trifásicos, está classificado como um problema de qualidade de energia elétrica pelo IEEE mas
também pelo NEMA (National Electrical Manufacturers Association), com duas abordagens diferentes.
Segundo o IEEE std 1159-2009, define-se de desequilíbrio de tensão, num sistema elé- trico trifásico, ao rácio entre a magnitude de sequência negativa e a positiva, expresso em per- centagem. A norma EN50160 define, ainda, que os valores resultantes deverão encontrar-se no intervalo de 0,5 a 2%. Salienta-se que a norma anterior refere ainda num caso de distorção de corrente um intervalo de valores compreendidos entre 1 e 30%.
Num sistema elétrico trifásico equilibrado, considera-se que os valores eficazes das ten- sões são de igual módulo mas com um desfasamento de 120⁰ entre si e com uma sequência anti- horária.
Matematicamente, o IEEE representa o desequilibro de tensão em função da equação (2.23), considerando um sistema elétrico trifásico constituído pelas tensões VA, VB e VC.
(2.23) Onde: (2.24) (2.25) E: (2.26) (2.27) (2.28)
measurements). Matematicamente, o ANSI representa o desequilibro de tensão em função da equação (2.29). (2.29) Onde:
, corresponde ao valor eficaz de tensão de maior desvio em relação ao valor
médio;
, corresponde à media dos valores eficazes de tensão monitorizados nas 3 fases.
O standard NEMA MG-1-2006 também se baseia nessa definição. Considera-se que o método apresentado pelo IEEE seja o mais preciso, uma vez que representa o fenómeno sem aproximações. O método baseado no standard ANSI aproximar-se-á dos resultados apresentados pelo método do IEEE desde que o conteúdo harmónico, no sistema elétrico em análise, seja baixo.
Um dos problemas associados ao método apresentado pelo IEEE consiste na aparente impossibilidade de determinar, no terreno, as componentes das sequências com simples voltíme- tros. No entanto, segundo (Ghijselen et al., 2005) e (Kennelly, 1927), o método baseado no IEEE pode ser implementado através de monitorizações elétricas, utilizando apenas os valores eficazes de tensão entre fases (phase-to-phase), sem o uso de fasores, segundo as equações (2.30) e (2.31). (2.30) Onde: (2.31)
Salienta-se que os valores presentes na equação (2.30) correspondem a valores eficazes de tensão entre fases (phase-to-phase). Em contraste, a equação IEEE será sempre válida usando tanto monitorizações phase-to-neutral ou phase-to-phase. No caso de sistemas elétricos com ligações em estrela apenas o método IEEE deverá ser utilizado.
A fonte deste problema pode ser tanto de origem interna como externa à instalação elé- trica em causa. Destacam-se uma má distribuição de cargas pelas diferentes fases, bem como o tipo de cargas presentes na instalação, como sendo dos principais fatores internos conducentes ao aparecimento deste fenómeno, levando, por vezes, a um aumento da corrente de neutro. O
tipo de produção pode ser apontado como um fator externo à instalação causador de desequilí- brio de tensão.
Os desequilíbrios de tensão nas instalações elétricas de baixa tensão, fundamentalmente nas instalações cujos equipamentos são monofásicos, são bastante comuns (Pregitzer, 2006):
Sobrecargas nos condutores elétricos; Sobreaquecimento das máquinas rotativas;
Diminuição na capacidade de transporte das canalizações elétricas; Mau funcionamento de equipamento eletrónico.
Associa-se também, ao desequilíbrio de tensão, uma poluição harmónica da rede elétri- ca, essencialmente o terceiro harmónico e seus múltiplos, cujos efeitos são indesejáveis e que poderão causar estragos em diverso equipamento eletrónico, como ainda, ressonâncias que poderão, p.ex., levar ao dano de condensadores (Fernandes, 2012).
A correção do desequilíbrio de tensão poderá ser feito através da reconfiguração de car- gas, equilíbrio de fases, ou solicitar à companhia distribuidora de energia elétrica que a tensão seja fornecida com valores equilibrados, caso a origem deste fenómeno seja externo à instalação elétrica em causa (Sá, 2010).
2.6.1.5 Distorção da forma de onda
De acordo com o disposto no standard IEEE 1159-2009, são cinco os principais tipos de distorção da forma de onda:
1. DC offset; 2. Harmónicos; 3. Interharmónicos; 4. Notching; 5. Noise.
Cada um deles será descrito de forma detalhada separadamente.
2.6.1.5.1 DC offset
Considera-se de DC offset a presença indesejada de uma voltagem ou corrente DC, num sistema elétrico AC (IEEE, 1159-2009). Este fenómeno poderá ocorrer em consequência de distúrbios geomagnéticos ou devido a falhas nos equipamentos retificadores AC/DC. Sobrea- quecimento e saturação de transformadores poderão ser indícios de trânsito de corrente DC (Sá, 2010).
2.6.1.5.2 Harmónicos
Definem-se os harmónicos como sendo tensões ou correntes sinusoidais que têm fre- quências múltiplas da frequência fundamental da rede de distribuição elétrica, designadamente 50 Hz (IEEE, 1159-2009). Ao somatório da tensão ou corrente fundamental com os harmónicos é designado de distorção harmónica.
A explicação do aparecimento de harmónicos nos sistemas elétricos encontra-se direta- mente associada ao crescimento e uso disseminado das chamadas cargas não-lineares (Santos et al., 2006). Este tipo de cargas são dispositivos de eletrónica de potência que fazem uso de dío- dos, tirístores, transístores, entre outros, sendo que todos eles, ao invés das cargas lineares que seguem a lei de Ohm, têm uma região de operação que se rege segundo dois estados: condução ou corte. Deste modo, este tipo de dispositivos consegue modelar, à sua vontade, o instante de condução ou corte e, consequentemente, a corrente e tensão nos circuitos, provocando, assim, formas de onda distorcidas. No seguimento, define-se a distorção de tensão como sendo a resul- tante do somatório das correntes harmónicas que provocam quedas de tensão não-lineares atra- vés das impedâncias do sistema.
A figura 2.25, adaptada de (Santos, 1997), ilustra um exemplo de uma caraterística V-I de um circuito elétrico constituído por um tirístor.
Figura 2.25 – Caraterística V-I de um tirístor [fonte: (Santos, 1997)].
Os níveis de distorção harmónica, presentes nos sistemas elétricos, podem ser carateri- zados e quantificados pela elaboração de um completo espetro harmónico, constituído pelas respetivas magnitudes das grandezas harmónicas e desfasamento entre fases. É consensual, pela maioria das normas vigentes referentes a este fenómeno, a utilização da THD (Total Harmonic Distorsion) como única grandeza capaz de quantificar a magnitude da distorção harmónica pre- sente nos sistemas elétricos.
A figura 2.26 ilustra, a título meramente elucidativo, a forma de onda e o respetivo espetro harmónico de corrente consumida por um VEV.
Figura 2.26 – Forma de onda e respetivo espetro harmónico de corrente consumida por um VEV [fonte: (IEEE, 1159-2009)].
Embora os níveis de distorção harmónica de corrente possam ser quantificados segundo a THD, como descrito anteriormente, o IEEE std 519-1992 define outro termo, TDD (Total Demand Distorsion). Este termo é semelhante ao THD, excetuando o facto de este ser expresso como uma percentagem em função do valor máximo de corrente admissível, ao invés de ser expresso em função do valor eficaz da corrente fundamental.
A norma EN 50160, assim como o standard IEEE 519-1992, fornecem os valores limite de distorção harmónica de corrente e tensão, que deverão ser, sugestivamente, seguidos.
Os efeitos dos harmónicos são variados e, dependendo do seu grau de severidade, pode- rão ter consequências graves para a instalação e/ou processos produtivos (Sá, 2010):
Aumento das perdas e um maior aquecimento dos condutores e transformadores no sistema elétrico, assim como motores;
Mau funcionamento dos dispositivos de proteção, disparos intempestivos e per- das de seletividade de circuitos;
Possíveis ressonâncias com bancos de condensadores e filtros passivos, levando à redução da sua vida útil;
Redução da vida útil dos equipamentos em geral, levando a custos acrescidos de manutenção e um maior período de paragem para manutenção;
Aumento do ruído eletromagnético nos sistemas de comunicação.
Os métodos utilizados para minimizar a distorção harmónica serão sobredimensionar o condutor de neutro, instalar transformadores tipo k e filtros harmónicos (Pregitzer, 2006).
2.6.1.5.3 Interharmónicos
Segundo (IEEE, 1159-2009), designam-se de interharmónicos voltagens ou correntes sinusoidais cujas frequências não são múltiplas da frequência fundamental da rede de distribui-