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Simulação do Impacto da Microgeração Fotovoltaica Distribuída na Rede Eléctrica de Baixa Tensão
Pedro Miguel Simões Miranda
Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em
Engenharia Electrotécnica e de Computadores
Júri Presidente: Prof. Doutor Paulo José da Costa Branco Orientador: Prof. Doutor José Fernando Alves da Silva Co-Orientador: Prof. Doutora Sónia Maria Nunes dos Santos Paulo Ferreira Pinto Vogais: Prof. Doutor João José Esteves Santana
Dezembro 2010
ii
Agradecimentos
Em primeiro lugar quero apresentar os meus mais sinceros agradecimentos ao meu Orientador
Professor Doutor Fernando Alves da Silva e ao meu Co-Orientador Professora Doutora Sónia Maria
Nunes dos Santos Paulo Ferreira Pinto, pela enorme disponibilidade e interesse sempre presentes em
supervisionar e acompanhar o meu trabalho e responder às minhas perguntas, bem como fornecer-me
com literatura e material necessário para o desenvolvimento desta dissertação. Em particular, não
poderei mesmo deixar de dizer que sem o incansável apoio paciência e sabedoria do Professor Doutor
Fernando Alves da Silva o desenvolvimento deste trabalho teria certamente sido uma tarefa ainda
muitíssimo mais árdua.
Aos meus pais e avós pelo apoio incondicional, ajuda, compreensão e paciência que me deram ao
longo desta etapa tão importante da minha vida, como aliás sempre o fizeram em tantas e inúmeras
outras ocasiões.
Quero também agradecer e expressar a minha enorme satisfação por ter concluído esta
dissertação numa escola como o Instituto Superior Técnico e ter tido o privilégio de ter mestres tão
marcantes na minha formação académica e também enquanto pessoa como a Professora Doutora Maria
Teresa Correia de Barros, o Professor Doutor Fernando Alves da Silva, o Professor Doutor Fernando
Pereira, o Professor Doutor Rui Castro e o Professor Doutor Gil Marques, entre outros.
Às pessoas que conheci ao longo deste percurso no Instituto Superior Técnico, que me apoiaram
e ajudaram quero deixar aqui o meu mais sincero agradecimento e de entre elas quero destacar em
especial o meu colega Tiago Alves que presentemente está a desenvolver a sua tese de doutoramento e
pertence ao grupo de investigação em Sistemas de Telecomunicações em fibra óptica (GROFTS) do
Instituto de Telecomunicações de Lisboa.
Atendendo ao facto do desenvolvimento desta tese ter sido feito em simultâneo com a minha
actividade profissional, que exerço desde 1989, não poderei deixar de agradecer também às inúmeras
pessoas que comigo tem trabalhado e colaborado ao longo destes anos pela paciência e apoio
oferecidos.
iii
Resumo
O principal objectivo desta dissertação é estudar o impacto causado pela introdução de unidades
de microgeração fotovoltaica (UM) nalguns indicadores de Qualidade de Energia Eléctrica (Q.E.E),
especialmente na Taxa de Distorção Harmónica das tensões (THDu), numa rede eléctrica de um
condomínio de habitação existente, recriada em Matlab/Simulink, e projectada pelo autor, no decurso da
sua actividade profissional como técnico responsável por projecto, execução e exploração de Instalações
de Utilização de Energia Eléctrica, inscrito na Direcção Geral de Geologia e Energia (DGGE). De acordo
com a legislação vigente, avalia-se
O condomínio estudado embora situado numa zona considerada rural, apresenta, em termos de
cargas eléctricas, características de uma rede eléctrica urbana. Neste contexto, recriou-se em
Matalab/Simulink a rede eléctrica do condomínio com características de uma rede eléctrica urbana
(considerada com 80% de cargas não lineares) alimentado a partir de um posto de seccionamento e
transformação público que alimenta também a restante zona envolvente cuja rede eléctrica apresenta
características de uma rede eléctrica rural (considerada com 60% de cargas não lineares).
Após a representação detalhada das cargas mais significativas presentes na rede eléctrica, assim
como os seus elementos constituintes, nomeadamente o transformador de potência e os cabos de
distribuição, efectuaram-se diversas simulações em Matlab/Simulink de modo a conseguir-se avaliar, em
vários cenários de potência de consumo, com e sem presença de harmónicas na rede de média tensão e
com e sem microgeração (MG), os objectivos pretendidos.
Com base nas simulações realizadas verifica-se que, mesmo sem MG, o valor da THDu anda
muito próximo dos 8% máximos previstos na NP 50160 nas situações em que as cargas não lineares se
encontram a distâncias excessivas do transformador de potência. Verifica-se também que a introdução
das UM piora a THDu e o factor de potência (FP). De salientar o facto de que a solução não passa pelo
aumento da secção dos cabos uma vez que o problema está na queda de tensão introduzida pela
indutância dos mesmos e não pela sua resistência. Para se minorar os casos mais gravosos da THDu,
propõe-se uma solução baseada na utilização de cabos em paralelo uma vez que desta forma se
consegue obter uma redução efectiva da indutância dos mesmos e consequentemente da THDu obtida.
Palavras-Chave:
Taxa de Distorção Harmónica, Microgeração, Desequilíbrios de Tensão, Factor de Potência.
iv
Abstract
The main goal of this work is to study the impact of the introduction of microgeneration of
photovoltaic units in some indicators of Power Quality, especially the Total Harmonic Distortion of
voltages (THDu), in an electrical network of an existing private residential condominium, recreated in
Matlab / Simulink, and designed by the author during is professional activity as a technician responsible
for electric project implementation and study, according to current legislation.
The studied condominium although located in a countryside area, presents, in terms of electric
loads, characteristics of an urban electrical network. In this context, is recreated in Matalab/Simulink the
condominium electrical network with characteristics of an urban electrical network (80 % of nonlinear
loads) fed by a public transformation station which also feeds the remaining surrounding area whose the
electrical network presents characteristics of an countryside electrical network (60 % of nonlinear loads).
After the detailed representation of the most significant electric loads present on the power grid and
its constituents, namely the power transformer and distribution cables, were carried out several
simulations in Matlab / Simulink in order to get themselves to evaluate, in several scenarios of power
consumption, with and without the presence of harmonics in medium voltage power grid and with and
without micro-generation, the intended objectives.
Based on simulations it appears that, even without microgeneration, the THDu value is very close
to 8 % maximum of the standard NP 50160 in situations where the nonlinear loads are at excessive
distances from the power transformer. It also appears that the introduction of microgeneration worsen
THDu and power factor (PF). To emphasize the fact that the solution is not by increasing the section of
the cables but in decreasing its inductance since the problem is the filtering performed by the cables
inductance and not its resistance. To alleviate the most onerous cases of THDu is proposed a solution
based on the use of cables in parallel since this way one can obtain an effective reduction of the cables
inductance and consequently reducing the obtained THDu.
Keywords:
Harmonic Distortion, Microgeneration, Voltage Unbalance, Power Factor.
v
Índice 1. Introdução ...............................................................................................................................................1
1.1. Enquadramento e motivação ............................................................................................................1
1.2. Objectivos .........................................................................................................................................1
1.3. Organização e conteúdos .................................................................................................................2
2. Condomínio, Rede de MT, Transformador de MT/BT e Rede Eléctrica de BT .................................4
2.1 Condomínio ......................................................................................................................................4
2.2 Rede de MT ......................................................................................................................................5
2.3 Transformador de MT/BT .................................................................................................................6
2.4 Rede Eléctrica de BT ..................................................................................................................... 12
3. Cargas Eléctricas ................................................................................................................................. 17
3.1 Carga Tipo R ................................................................................................................................. 18
3.2 Carga Tipo RL ............................................................................................................................... 21
3.3 Carga Tipo Rectificador Monofásico de TV ................................................................................... 24
3.4 Carga Tipo Rectificador Monofásico de ML .................................................................................. 28
3.5 Carga Tipo Rectificador Trifásico em Ponte de Onda Completa .................................................. 31
4. Microgeração ....................................................................................................................................... 35
5. Ensaios 40
5.1. Cenário I: sem harmónicas na rede de MT (Uh5=Uh7=0) ............................................................ 41
5.1.1. 1º Ensaio com o transformador MT/BT a 20% da plena carga e sem MG ......................... 41
5.1.2. 2º Ensaio com o transformador MT/BT a 20% da plena carga e com MG ......................... 43
5.1.3. 3º Ensaio com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e sem MG ......................... 46
5.1.4. 4º Ensaio com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e com MG ......................... 48
5.2. Cenário II: com 3% de harmónica de 5ª ordem e 1% de harmónica de 7ª ordem na rede de MT (Uh5=3% e Uh7=1%) .............................................................................................................. 53
5.2.1. 1º Ensaio com o transformador MT/BT a 20% da plena carga e sem MG ......................... 54
5.2.2. 2º Ensaio com o transformador MT/BT a 20% da plena carga e com MG ......................... 55
5.2.3. 3º Ensaio com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e sem MG ......................... 56
5.2.4. 4º Ensaio com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e com MG ......................... 58
5.2.5. Ensaio Suplementar com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e com MG alterando os cabos de alimentação do A.D.3 e Moradia 11 ............................................... 65
5.3. Cenário III: com 5% de harmónica de 5ª ordem e 3% de harmónica de 7ª ordem na rede de MT (Uh5=5% e Uh7=3%) .............................................................................................................. 68
5.3.1. 1º Ensaio com o transformador MT/BT a 20% da plena carga e sem MG ......................... 68
5.3.2. 2º Ensaio com o transformador MT/BT a 20% da plena carga e com MG ......................... 70
5.3.3. 3º Ensaio com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e sem MG ......................... 71
5.3.4. 4º Ensaio com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e com MG ......................... 72
vi
6. Conclusões e Sugestões de Trabalhos Futuros .............................................................................. 75
6.1 Sugestões de Trabalhos Futuros .................................................................................................. 76
Referências Bibliográficas ...................................................................................................................... 78
ANEXO A Modelo da Rede Eléctrica na Plataforma Matlab/Simulink .............................................. 80
ANEXO B Modelo de uma Moradia com UM na Plataforma Matlab/Simulink ................................. 81
ANEXO C Modelo da Rede Eléctrica Rural na Plataforma Matlab/Simulink .................................... 82
ANEXO D Ensaio Realizado nas Condições do Ensaio Suplementar mas com Transformador
MT/BT de 250 kVA ................................................................................................................ 83
vii
Lista de Símbolos
A.D Armário de distribuição
BT Baixa tensão
Susceptância de magnetização do transformador MT/BT
CA2 Quadro geral de baixa tensão do P.S.T
Co-seno da desfazagem entre a tensão e a corrente
Capacitância mútua entre condutores
Capacitância total de cada condutor (valor fornecido pelo fabricante)
Capacitância do rectificador monofásico tipo televisão
Capacitância do rectificador trifásico em ponte de onda completa
DFT Transformada discreta de Fourier
Frequência da rede
Factor de potência
Factor de potência de uma carga tipo resistência
Factor de potência de uma carga tipo indutiva
Factor de potência de uma carga tipo rectificador monofásico de televisão
Factor de potência de uma carga tipo rectificador monofásico de máquina de lavar
Factor de potência de uma carga tipo rectificador trifásico em ponte de onda completa
FFT Versão rápida da transformada discreta de Fourier
Condutância de magnetização do transformador MT/BT
Corrente de magnetização do transformador MT/BT
Corrente de curto-circuito
Corrente de curto-circuito trifásica
Corrente de curto-circuito monofásica
Corrente de curto-circuito da rede da média tensão
Corrente nominal primária do transformador MT/BT
Corrente nominal secundária do transformador MT/BT
viii
Corrente nominal secundária do transformador MT/BT referida ao primário
Corrente na capacitância do rectificador monofásico tipo televisão
Corrente na capacitância do rectificador monofásico tipo máquina de lavar
Corrente na capacitância do rectificador trifásico em ponte de onda completa
Corrente na resistência do rectificador monofásico tipo televisão
Corrente na resistência do rectificador monofásico tipo máquina de lavar
Corrente na resistência do rectificador trifásico em ponte de onda completa
Conjugado da corrente complexa na carga tipo indutiva
Ku Desequilíbrios de tensão
Coeficiente de auto-indução aparente de um condutor
Comprimento da linha
Indutância do rectificador monofásico tipo televisão
Indutância do rectificador monofásico tipo máquina de lavar
Filtro indutivo de saída do rectificador trifásico em ponte de onda completa
Filtro indutivo de saída do inversor
MT Média tensão
MG Microgeração
Número de televisores
Número de máquinas de lavar
Número de inversores
P.S.T Posto de Seccionamento e Transformação
P Potência activa
p Índice de pulsação
Potência activa nominal de uma carga tipo resistência
Potência activa nominal de uma carga tipo indutiva
Potência activa de uma carga tipo rectificador monofásico de televisão
Potência activa de uma carga tipo rectificador monofásico de máquina de lavar
ix
Potência activa de uma carga tipo rectificador trifásico em ponte de onda completa
Potência em corrente continua do inversor
Potência activa nominal do inversor
Potência de perdas do inversor
Potência activa total da carga tipo rectificador monofásico de televisão
Potência activa total da carga tipo rectificador monofásico da máquina de lavar
Potência total do inversor equivalente
Potência activa medida do lado da baixa tensão
Potência activa medida do lado da média tensão
Perdas em vazio do transformador MT/BT
Perdas em curto-circuito do transformador MT/BT
Q Potência reactiva
Q.E.E Qualidade de Energia Eléctrica
Q.S.C Quadro de Serviços Comuns
Potência reactiva nominal de uma carga tipo resistência
Potência reactiva nominal de uma carga tipo indutiva
Potência reactiva nominal de uma carga tipo rectificador trifásico em ponte de onda completa
Resistência
Carga indutiva
Resistência total dos enrolamentos do transformador MT/BT
Resistência do rectificador monofásico tipo televisão
Resistência do rectificador monofásico tipo máquina de lavar
Resistência do rectificador trifásico em ponte de onda completa
Resistência de dispersão do enrolamento primário do transformador MT/BT
Resistência de dispersão do enrolamento secundário do transformador MT/BT referida
ao primário
Resistência de dispersão dos enrolamentos de magnetização do transformador
x
Resistência linear de um condutor em corrente contínua à temperatura de 20°
Resistência aparente de um condutor
Resistência de curto-circuito da rede da média tensão
Resistência de curto-circuito da rede da média tensão vista do lado da baixa tensão
Resistência do condutor de fase do cabo
Resistência do condutor de neutro do cabo
S.E.P Sistema Eléctrico de Serviço Público
Potência de curto-circuito da rede da média tensão
Potência aparente nominal de uma carga tipo resistência
Potência aparente nominal de uma carga tipo indutiva
Potência complexa de uma carga tipo indutiva
Potência nominal do transformador MT/BT
THD Taxa de Distorção Harmónica
THDu Taxa de Distorção Harmónica da Tensão
THDi Taxa de Distorção Harmónica da Corrente
Tempo de queda dos IGBT da ponte rectificadora do inversor
Tempo de cauda dos IGBT da ponte rectificadora do inversor
Período de comutação
UM Unidade de microgeração
Tensão composta da média tensão
Tensão composta da baixa tensão
Tensão simples da baixa tensão
Tensão composta medida do lado da baixa tensão
Tensão continua mínima à saída do rectificador
Tensão contínua à entrada do inversor
Tensão nominal primária do transformador MT/BT
Tensão nominal secundária do transformador MT/BT
xi
Tensão nominal secundária do transformador MT/BT referida ao primário
Tensão de curto-circuito do transformador MT/BT
Tensão de base da rede de média tensão
Tensão de base da rede de baixa tensão
Valor mínimo da tensão simples da rede
Tensão simples da rede no domínio do tempo
Tensão complexa na carga tipo indutiva
Reactância
Reactância de dispersão do enrolamento primário do transformador MT/BT
Reactância de dispersão do enrolamento secundário do transformador MT/BT referida ao
primário
Reactância total dos enrolamentos do transformador MT/BT
Reactância de curto-circuito da rede da média tensão vista do lado da baixa tensão
Reactância de dispersão dos enrolamentos de magnetização do transformador
Reactância de curto-circuito da rede da média tensão
Reactância do condutor de fase do cabo
Reactância do condutor de neutro do cabo
Impedância da malha de defeito
Impedância de curto-circuito da rede da média tensão
Impedância da malha de defeito (curto-circuito monofásico)
Impedância da malha de defeito (curto-circuito trifásico)
Impedância complexa na carga tipo indutiva
Percentagem de carga Indutiva num rectificador
Coeficiente de variação da resistividade a 20 °C
Temperatura do condutor
Ângulo de fase de uma carga tipo indutiva
Frequência angular da rede
xii
Variação de corrente no filtro indutivo de saída no rectificador trifásico em ponte de onda completa
Variação de corrente no filtro indutivo de saída do inversor
Variação de tensão no filtro capacitivo de saída no rectificador trifásico em ponte de onda completa
Variação de tensão Queda de tensão
Período da tensão de saída do rectificador
Rendimento do transformador MT/BT
Rendimento do inversor
1. Introdução
Neste capítulo apresenta-se a motivação para a realização desta tese, definem-se os objectivos a
concretizar, e faz-se a descrição da organização da tese, incluindo o resumo do conteúdo de cada
capítulo.
1.1. Enquadramento e motivação
A promulgação do Decreto-Lei n.º 363/2007 de 2 de Novembro [4] introduziu um novo regime de
produção de energia eléctrica que permite, a qualquer cliente alimentado em baixa tensão (BT) pelo
Sistema Eléctrico de Serviço Público (S.E.P), ser produtor de energia eléctrica proveniente de fontes de
energias renováveis e fornecer a totalidade da sua produção à rede do S.E.P em condições que podem
ser economicamente vantajosas. Em Suplemento ao Diário da República de 25 de Outubro de 2010 foi
publicado o Decreto Lei nº 118 A/2010 [5] que vem alterar e republicar integralmente o Decreto Lei nº
363/2007 de 2 de Novembro, criando ainda melhores condições para se produzir mais electricidade em
BT, de uma forma mais simples, mais transparente e em condições mais favoráveis. Este Decreto Lei vai
instituir um novo regime jurídico para a microprodução de electricidade com entrada em vigor a partir de
9 de Dezembro de 2010.
Este facto conjugado com o de que presentemente se estima, através de múltiplos estudos
realizados [1], que em redes urbanas cerca de 80 % das cargas eléctricas apresentam características
não lineares e que em redes tipicamente rurais cerca de 60 % das cargas eléctricas apresentam também
características não lineares, é motivo por si só mais do que suficiente para se estudar, num caso real de
um condomínio de habitação, qual o impacto que a introdução de UM tem na Q.E.E, em especial
verificar se a THDu não excede os 8 % máximos previstos na norma NP 50160 [3].
Outro aspecto que para o autor, enquanto Técnico Responsável autor do projecto das Instalações
de Utilização de Energia Eléctrica do referido condomínio, se reveste de extrema importância é verificar
até que ponto são suficientes todas as normas e regulamentos que são exigidos na fase de projecto para
garantir que os parâmetros que caracterizam a Qualidade da Onda de Tensão estão dentro dos valores
previstos na NP 50160, em particular a Taxa de Distorção Harmónica (THD), os desequilíbrios da tensão
(Ku) e as variações do seu valor eficaz.
1.2. Objectivos
Face ao exposto em 1.1 os objectivos desta tese são os seguintes:
1) Criação de um modelo na plataforma Matlab/Simulink que caracterize com rigor a rede eléctrica
composta pela rede de média tensão (MT), o posto de seccionamento e transformação (P.S.T)
2
e a rede eléctrica de BT que se desenvolve a jusante na qual se inclui a rede eléctrica do
condomínio e a rede eléctrica rural que existe na sua envolvente. Para tal procedeu-se à
representação detalhada dos elementos constituintes da rede eléctrica, nomeadamente o
gerador trifásico, que representa a rede de MT, o transformador MT/BT instalado no P.S.T e os
cabos de distribuição que constituem, conjuntamente com o quadro geral de BT do P.S.T (CA2)
e com os armários de distribuição, a rede eléctrica de BT.
2) Representação detalhada das cargas eléctricas que se admitem representativas da maioria das
cargas lineares e não lineares presentes na rede eléctrica de BT (condomínio e rede eléctrica
rural da zona envolvente).
3) Criação de um modelo na plataforma Matlab/Simulink que caracterize com rigor uma UM, aqui
representada por um inversor monofásico com características que dão total cumprimento ao
que é exigido pela DGGE para utilização em UM.
4) Realizar, através de simulação numérica em Matlab/Simulink, ensaios em três cenários
diferenciados. No primeiro não se considera a presença de quaisquer harmónicas na rede de
MT, no segundo considera-se a existência de 3% de harmónica de 5ª ordem e 1% de
harmónica de 7ª ordem na rede de MT e finalmente o terceiro em que se considera presente na
rede de MT 5% de harmónica de 5ª ordem e 3% de harmónica de 7ª ordem. Em qualquer um
destes três cenários são feitos ensaios com e sem a presença de UM em duas situações
distintas respectivamente com o transformador de MT/BT a 20 % e a 80% da plena carga.
Elaboração de gráficos comparativos dos vários cenários ensaiados.
5) Análise de resultados, conclusões e sugestões para possíveis futuros trabalhos nesta área.
1.3. Organização e conteúdos
A organização desta dissertação é feita em seis capítulos, complementados por anexos.
O primeiro capítulo (Introdução) abrange o enquadramento do tema, a motivação da realização do
trabalho e a definição dos objectivos a concretizar com a sua realização assim como a forma como é
organizada esta dissertação contemplando-se o resumo dos conteúdos de cada capítulo.
No segundo capítulo (Condomínio, Rede de MT, Transformador de MT/BT e Rede Eléctrica de BT)
faz-se uma descrição pormenorizada do condomínio de habitação realçando-se aspectos fundamentais
como sejam a sua constituição e características, tipos de cargas eléctricas instaladas e potências
eléctricas contratadas de acordo com as normas regulamentares em vigor. Caracteriza-se a rede de MT
com base nos parâmetros fornecidos pelo Distribuidor do S.E.P e faz-se sua representação na
plataforma Matlab/Simulink. De acordo com as especificações técnicas do Distribuidor do S.E.P,
implementa-se e ensaia-se, na plataforma Matlab/Simulink, o transformador MT/BT, comparando-se os
3
resultados obtidos nos ensaios em vazio e curto-circuito (CC) com os valores de catálogo fornecidos pelo
fabricante. Caracteriza-se e representa-se, na plataforma Matlab/Simulink, a rede eléctrica rural que se
encontra na envolvente do condomínio. É criado e ensaiado um modelo representativo dos cabos
eléctricos constituintes da rede eléctrica de BT na plataforma Matlab/Simulink. Os ensaios realizados,
através de simulações com diferentes pontos da rede eléctrica de BT em CC, permitem comparar os
valores obtidos com os calculados analiticamente para as situações ensaiadas.
No terceiro capítulo (Cargas) descrevem-se, caracterizam-se e implementam-se modelos, na
plataforma Matlab/Simulink, dos vários tipos de cargas lineares e não lineares presentes no condomínio
de habitação e na rede eléctrica rural de BT existente na sua envolvente.
No quarto capítulo (Microgeração) implementa-se, na plataforma Matlab/Simulink, um inversor
monofásico para utilização em UM e realizam-se ensaios, através de simulações, de modo a que os
valores obtidos possam ser comparados com os do catálogo do fabricante.
No quinto capítulo (Ensaios) realizam-se, de acordo com os critérios referidos em 4) do ponto 1.2
do presente capítulo, os vários ensaios do modelo da rede eléctrica (rede de MT, transformador MT/BT e
rede eléctrica de BT) implementado na plataforma Matlab/Simulink, tirando as respectivas conclusões
em termos de QEE.
No sexto capítulo (Conclusões e sugestões de trabalhos futuros) faz-se um sumário do trabalho
realizado realçando-se as conclusões mais importantes e sugestões para eventuais trabalhos futuros a
realizar.
4
2. Condomínio, Rede de MT, Transformador de MT/BT e Rede Eléctrica de BT
No presente capítulo é feito uma descrição sumária da localização e constituição do condomínio
de habitação, salientando-se os vários tipos de cargas eléctricas instaladas no condomínio e na rede
eléctrica rural existente na sua envolvente. São também sucintamente descritos os critérios usados na
repartição dos vários tipos de cargas eléctricas instaladas na rede eléctrica de BT (condomínio e rede
eléctrica rural alimentada a partir do mesmo P.S.T). Com base nos parâmetros fornecidos pelo
Distribuidor do S.E.P caracteriza-se e implementa-se, na plataforma Matlab/Simulink, o modelo
representativo da rede eléctrica de MT que alimenta o P.S.T. De forma análoga é criado um modelo para
o transformador MT/BT e através da comparação dos resultados obtidos por simulação com os valores
de catálogo do fabricante verificou-se se o modelo escolhido é ou não adequado para o representar.
Para finalizar o capítulo criou-se também, na plataforma Matlab/Simulink, um modelo que fosse
representativo dos cabos de distribuição, sendo estes os principais constituintes da rede eléctrica de BT.
2.1 Condomínio
O condomínio privado de habitação objecto do presente estudo, fica situado numa zona
predominantemente rural do concelho de Sintra, em Morelinho. É formado por um conjunto residencial
constituído por dezoito moradias unifamiliares de três pisos (cave, r/c e 1º andar) e por toda uma zona
exterior envolvente com uma casa e uma piscina de uso exclusivo do condomínio.
Em termos de exploração, existem dezanove consumidores com contagens de energia eléctrica
própria (18 Moradias + Serviços Comuns), alimentados directamente em BT (400-230 V) pelo
Distribuidor do S.E.P a partir de um P.S.T público com uma potência instalada de 630 kVA.
Estas instalações eléctricas de serviço particular foram, para efeitos do seu respectivo
licenciamento de exploração, classificadas como pertencentes ao Tipo C pelo facto de serem
alimentadas em baixa tensão, por uma rede de distribuição pública de energia eléctrica. O projecto e a
execução das instalações eléctricas deram total cumprimento ao Regulamento de Segurança de Redes
de Distribuição de Energia Eléctrica em Baixa Tensão (R.S.R.D.E.E.B.T) [13], ao Guia Técnico de
Instalações Eléctricas Estabelecidas em Condomínios Privados [14] e às Regras Técnicas das
Instalações Eléctricas de Baixa Tensão (R.T.I.E.B.T) [15].
A potência eléctrica contratada ao Distribuidor do S.E.P para cada uma das moradias, quadro de
serviços comuns (Q.S.C) e total para o condomínio são respectivamente 10,35 kVA (monofásico), 20,7
kVA (trifasico) e 93,09 kVA (trifasico). De salientar que neste estudo o Q.S.C não foi contemplado na
rede eléctrica do condomínio pelo facto de não se usar nenhuma UM para o mesmo.
5
Embora localizado numa zona considerada rural, o condomínio estudado apresenta, pela sua
natureza, características citadinas sendo a restante rede de BT alimentada pelo mesmo P.S.T uma rede
com características rurais. Desta forma e tendo como base os estudos referidos no ponto 1.1 do capitulo
1, para estes dois tipos de redes considera-se que a rede eléctrica do condomínio possui 80 % de cargas
não lineares repartidas em 41 % de cargas do tipo rectificador monofásico de TV e 39 % de cargas do
tipo rectificador monofásico de máquina de lavar (ML), os restantes 20 % são respeitantes a cargas
lineares repartidos em 11 % de cargas resistivas (R) e 9 % de cargas indutivas (RL). A rede eléctrica
rural considera-se que possui 60 % de cargas não lineares repartidas em 29 % de cargas do tipo
rectificador monofásico de TV, 30 % de cargas do tipo rectificador monofásico de ML e 1 % de cargas do
tipo rectificador trifásico em ponte de onda completa utilizados em pequenas indústrias, os restantes 40
% são respeitantes a cargas lineares repartidos em 21 % de cargas do tipo R e 19 % de cargas do tipo
RL.
A rede eléctrica do condomínio tem origem num armário de distribuição (A.D) alimentado a partir
do CA2. O A.D é o responsável pela distribuição de energia eléctrica a três armários de distribuição
(A.D.1, A.D.2 e A.D.3) sendo cada um destes armários de distribuição responsáveis pela alimentação de
6 (seis) moradias.
2.2 Rede de MT
Tal como referido no ponto 1.2 do capítulo 1 o modelo usado para representar a rede de MT na
plataforma Matlab/Simulink é um gerador trifásico conforme o que esquematicamente se representa na
figura 1.
De acordo com o Distribuidor do S.E.P a rede de MT possui as seguintes características:
Tensão composta 10 kV;
Potência de CC ) 250 MVA
O valor da corrente de CC calculado analiticamente é obtido pela expressão (2.1):
B
A
C
Figura 2.1 Modelo unifilar do Gerador trifásico representativo da Rede de MT na plataforma Matlab/Simulink
6
(2.1)
O valor de obtido através da realização do ensaio na plataforma Matlab/Simulink é
exactamente igual ao obtido analiticamente.
Para se poder considerar a presença de harmónicas de 5ª e 7ª ordem na rede de MT foi
necessário colocar em serie, em cada uma das fases (A, B e C) geradores ideais com frequências e
fases apropriadas e que estão representadas na tabela 2.1.
Harmonica Frequência (Hz)
Fase A (º)
Fase B (º)
Fase C (º) Sequência
1ª 50 0 120 240 Positiva 5ª 250 0 240 120 Negativa 7ª 350 0 120 240 Positiva
O valor da amplitude irá variar, entre os 0 e 5% da amplitude da fundamental no caso da
harmónica de 5ª ordem e entre os 0 e 3% da amplitude da fundamental no caso da harmónica de 7ª
ordem, dependendo do ensaio que se pretenda realizar de acordo com os critérios definidos em 4) do
ponto 1.2 da presente dissertação. Na figura 2 está representada a rede de MT com os geradores ideais
anteriormente referidos.
2.3 Transformador de MT/BT
O transformador instalado no P.S.T público (figura 2.3) que alimenta o condomínio de habitação
assim como a rede eléctrica rural que se desenvolve na sua envolvente, é trifásico, com enrolamentos
com isolamento uniforme, separados, em cobre, imersos em óleo mineral e hermético à penetração do ar
exterior. As características técnicas de acordo com a norma DMA-C52-125/N [9] do distribuidor do SEP
foram fornecidas pelo fabricante EFACEC [11] e estão descritas na tabela 2.2.
Tabela 2.1 Frequência e Sequência das harmónicas de 1ª, 5ª e 7ª ordem na rede de MT
Figura 2.2 Rede de MT com os geradores ideais representativos, na plataforma Matlab/Simulink, das harmónicas de 5ª e 7ª ordem
B
A
C
Rede de MT 10 kV 250 MVA
UAh5 UAh7
UBh5 UBh7
UCh5 UCh7
+ +
+ +
+ +
7
Características técnicas do Tansformador de acordo com norma DMA-C52-125/N do Distribuidor do S.E.P
Potência nominal kVA 630 Frequência Hz 50 Tensão nominal primária V 10000 Regulação fora de tensão % ±2x2,5 Tensão nominal secundária V 420 Grupo de ligação Dyn5 Perdas em vazio W 815 Perdas devidas à carga W 5140 Tensão CC (75º C) % 4 Corrente nominal (BT) A 866,0 Corrente CC (BT) kA 21,7
Rendimentos ( ) (75º C) carga (%) 25% 99,28 50% 99,33 75% 99,22 100 % 99,05 = 0,8 25% 99,10 50% 99,17 75% 99,02 100% 98,82
(%) 25% 0,21 50% 0,43 75% 0,66 100 % 0,90 25% 0,75 50% 1,51 75% 2,28 100% 3,04 Potência sonora dB(A) 60
Figura 2.3 Transformador análogo ao instalado no P.S.T público objecto do presente estudo
Tabela 2.2 Características técnicas do transformador fornecidas pelo fabricante
8
Com base nas características técnicas do transformador descritas na tabela 2.2 e recorrendo ao
modelo equivalente do transformador em T (figura 2.4), determinam-se as resistências e reactâncias de
dispersão dos enrolamentos do primário, secundário e de magnetização em valores por unidade (p.u).
O ramo transversal está relacionado com a corrente de magnetização e com as perdas no ferro do
núcleo do transformador e os dois ramos horizontais correspondem às indutâncias de dispersão do
primário e do secundário.
Na tabela 2.3 resumem-se os parâmetros do transformador em p.u a considerar para os cálculos.
Parâmetros do transformador Valor de catálogo Valor de base Valor em p.u Potência nominal
Tensão nominal primária
Tensão nominal secundária
Tensão de CC -
Corrente nominal (MT)
Corrente nominal (BT)
Corrente de magnetização -
Perdas em Vazio -
Perdas em CC -
Para se proceder à determinação dos valores da condutância de magnetização e da
susceptância de magnetização , considera-se o primário em vazio e aplica-se ao secundário.
Nesta situação (ensaio do transformador em vazio), como a impedância do enrolamento série é muito
menor que a impedância do ramo de magnetização, o esquema equivalente do transformador pode ser
representado como se ilustra na figura 2.5.
Tabela 2.3 Resumo dos parâmetros do transformador em p.u
Figura 2.4 Esquema equivalente em T do transformador
I 2 R 2 X 2
V 2
9
Como apenas existe corrente no secundário, a corrente que percorre o circuito é apenas cuja
implicação nas perdas no cobre são praticamente desprezáveis e por outro lado, como as perdas no
ferro do núcleo do transformador vão ser praticamente independentes do regime de carga, pode-se
considerar que são iguais às perdas no ferro.
Assim sendo, pode ser determinada a partir de (2.2).
(2.2)
A resistência de magnetização é determinada a partir de através de (2.3).
(2.3)
O valor de é determinado a partir de e através de (2.4).
(2.4)
A reactância de magnetização é determinada a partir de através de (2.5).
(2.5)
Para se determinar os valores das resistências e reactâncias de dispersão dos enrolamentos
primário e secundário considera-se o secundário em CC e aplica-se ao primário ucc de
modo a obter no secundário que corresponde à corrente do transformador na situação de plena
carga. Nesta situação (ensaio do transformador em CC) a impedância do ramo de magnetização, que é
muito superior às impedâncias dos enrolamentos primário e secundário, pode ser desprezada podendo o
esquema equivalente do transformador ser representado como se ilustra na figura 2.6.
V1n
Figura 2.5 Esquema equivalente do transformador no ensaio em vazio
0
10
Como o transformador se encontra à plena carga, as perdas correspondem às perdas no cobre
que são devidas ao efeito de Joule associado à passagem das correntes nos enrolamentos.
A partir dos valores de de e de obtém-se a impedância de curto-circuito e a
resistência total dos enrolamentos .
(2.6)
(2.7)
O valor da reactância total dos enrolamentos primário e secundário é determinado a partir de
e através de (2.8).
(2.8)
Admitindo que os enrolamentos do primário e do secundário têm o mesmo valor de resistência e
reactância, obtém-se respectivamente a partir de (2.9) e a partir de (2.10).
(2.9)
(2.10)
Na tabela 2.4 apresentam-se, em p.u, os valores calculados em (2.3), (2.5), (2.9) e (2.10) das
resistências e reactâncias de dispersão dos enrolamentos do primário, secundário e de magnetização do
transformador.
Primário Ramo de magnetização Secundário
0,0041 p.u 0,0196 p.u 773,0061 p.u 100,8474 p.u 0,0041 p.u 0,0196 p.u
Tabela 2.4 Valores das resistências e reactâncias de dispersão dos enrolamentos do primário, secundário e de magnetização do transformador em p.u
Figura 2.6 Esquema equivalente do transformador no ensaio em CC
11
A representação do transformador MT/BT na plataforma Matlab/Simulink é feito através do bloco
representado na figura 2.7 que ilustra um transformador trifásico com 12 terminais de modo a permitir
efectuar o grupo de ligações definido na figura 2.7 (primário em triângulo e secundário em estrela com
neutro ligado à terra).
Para verificarmos se o bloco ilustrado na figura 2.7 representa o transformador com o rigor
pretendido efectuaram-se, através de simulações numéricas, dez ensaios um com o transformador em
vazio, outro com o transformador em CC e os outros oito com o transformador em carga (25%, 50%,
75% e 100%), tendo se realizado quatro ensaios com FP unitário e outros quatro ensaios com FP igual a
0,8.
Na tabela 2.5 representam-se os valores obtidos por simulação nos vários ensaios e também os
valores fornecidos pelo fabricante, representados na tabela 2.2.
Transformador MT/BT 630 kVA, 10 kV/420-242 V Valores obtidos por simulação Valores de catálogo (Tabela 2.2)
Ensaio (W)
(%)
(W)
(%)
(%)
(W)
(%)
(W)
(%)
(%)
Transf. em vazio 814,59 0,999 - - - 815,00 1,0 - - - Transf. em CC - - 5142,69 - - - - 5140,00 - - Carga 100%
- - - 0,92 98,99 - - - 0,90 99,05
Carga 75% - - - 0,68 99,23 - - - 0,66 99,22
Carga 50% - - - 0,45 99,33 - - - 0,43 99,33
Carga 25% - - - 0,23 99,29 - - - 0,21 99,28
Carga 100% 0,8 - - - 3,16 98,77 - - - 3,04 98,82
Carga 75% 0,8 - - - 2,34 98,99 - - - 2,28 99,02
Carga 50% 0,8 - - - 1,56 99,17 - - - 1,51 99,17
Carga 25% 0,8 - - - 0,78 99,07 - - - 0,75 99,10
Tabela 2.5 Valores comparativos dos parâmetros do transformador MT/BT obtidos por simulação e catalogados pelo fabricante
Figura 2.7 Bloco representativo do transformador MT/BT na plataforma Matlab/Simulink
A1+
Transformador 630 kVA 10 kV/420-242 V
Ucc = 4%; I0 = 1% P0 = 815 W; Pcc =5140 W
A2+
A2
B2
C2
A1
B2
C1
1
2
3
Fase a MT
Fase b MT
Fase c MT
4
5
6
7Neutro
Fase c BT
Fase b BT
Fase a BT
B1+
C1+
B2+
C2+
12
A análise da tabela 2.5 revela-nos que os valores de catálogo do fabricante do transformador são
muito próximos dos obtidos por simulação numérica e por isso conclui-se que o bloco ilustrado na figura
2.7 representa com rigor o transformador MT/BT na plataforma Matlab/Simulink.
O rendimento ( ) e a queda de tensão ( ) dos valores simulados foram obtidos através das
expressões (2.11) e (2.12). Importante salientar que os ensaios em carga foram realizados com cargas
trifásicas equilibradas
(2.11)
(2.12)
em que:
2.4 Rede Eléctrica de BT
A rede eléctrica de BT tem origem no CA2 do P.S.T e compreende a rede eléctrica do condomínio
de habitação descrita no ponto 2.1 do presente capítulo e a rede eléctrica rural que se desenvolve na
sua envolvente. A figura 2.8 representa esquematicamente a rede eléctrica estudada e no ANEXO A é
representado o seu modelo na plataforma Matlab/Simulink. Nos ANEXOS B e C são representados na
plataforma Matlb/Simulink, respectivamente, o modelo de uma moradia com uma UM e o modelo da
Rede eléctrica rural de BT.
Figura 2.8 Rede Eléctrica Estudada
Condomínio
Rede de MT
Rede eléctrica rural de BT
P.S.T
A.D.1
Moradia 1
Moradia 2
Moradia 3
Moradia 6
Moradia 5
Moradia 4
Moradia 12
Moradia 13
Moradia 14
Moradia 17
Moradia 16
Moradia 15
A.D.3
A.D
Moradia 7
Moradia 18
Moradia 8
Moradia 11
Moradia 10
Moradia 9
A.D.2
13
Os principais elementos constituintes da rede eléctrica de BT são o CA2, os armários de
distribuição (A.D, A.D.1, A.D.2 e A.D.3) e os cabos de distribuição. No presente estudo quer o CA2 quer
os armários de distribuição são apenas representados como simples nós de interligação uma vez que o
valor da reactância dos barramentos é desprezável face à reactância dos cabos o que
consequentemente implica uma contribuição insignificante na THDu. De salientar que as protecções dos
cabos de distribuição do tipo fusível instaladas no CA2 e nos armários de distribuição não são
representadas na plataforma Matlab/Simulink na medida em que a sua inclusão não iria ter qualquer
importância relevante no estudo que se realiza nem nos objectivos da presente dissertação.
A rede eléctrica de BT é subterrânea e os cabos utilizados são de três tipos distintos com as
constituições e tipos descritos nas figuras 2.9, 2.10 e 2.11.
As características dos cabos dão total cumprimento à norma DMA-C33-200N [8] do Distribuidor do
S.E.P, e os parâmetros eléctricos dos mesmos fornecidos pelo fabricante são os descritos na tabela 2.6.
1- Condutores maciços de Alumínio (NP-1108). 2- Isolamento de PVC. 3- Enfitagem. 4- Bainha exterior de PVC.
Figura 2.9 Cabo LSVV
1
2
3 4
1- Condutores multifilares de Alumínio (NP-2363). 2- Isolamento de PVC 3- Enfitagem facultativa. 4- Bainha interior de PVC. 5- Armadura de fitas de aço. 6- Bainha exterior de PVC.
1
2
3 4
5
6
Figura 2.10 Cabo LVAV
1- Condutores sectoriais de Alumínio maciço (NP-1108). 2- Isolamento de PVC 3- Enfitagem de poliester. 4- Bainha interior de PVC. 5- Armadura de fitas de aço. 6- Bainha exterior de PVC.
Figura 2.11 Cabo LSVAV
1
2
3
5
6 4
14
Parâmetros dos Cabos fornecidos pelo fabricante de acordo com norma DMA-C33-200/N do distribuidor do SEP Tipo de cabo S (mm²)
LSVV 1x380 0,08 0,072 0,84 LVAV 3x185+95 0,164 0,076 0,70
LSVAV 2x16 ou 4x16 1,91 0,068 0,40
Para a representação dos cabos de distribuição na plataforma Matlab/Simulink usa-se um modelo
Neste modelo, os parâmetros utilizados para representar a linha eléctrica são a capacitância
transversal e a impedância longitudinal constituída por uma resistência e uma indutância.
A resistência aparente da linha, que representa as perdas por efeito de Joule nos condutores, é
determinada em corrente alternada para uma determinada temperatura de serviço a partir da resistência
linear em corrente contínua a 20 °C ( .
De acordo com a norma DMA-C33-200N do Distribuidor do S.E.P os valores da resistência
máxima dos condutores por quilómetro são dados pelo fabricante para e estão descritos na tabela
2.6. Porém devido às diferentes correntes que fluem nos condutores e à variação da temperatura
ambiente a resistência aparente do condutor varia, podendo o seu valor ser determinado com um maior
rigor a partir da expressão No presente estudo atendendo ao facto dos
cabos de distribuição na rede eléctrica do condomínio estarem a transportar uma corrente de serviço
substancialmente inferior à sua corrente nominal e por conseguinte terem perdas por efeito de Joule
reduzidas, o valor da resistência máxima dos condutores considerada é sendo o valor total
da resistência de um cabo determinado pelo produto de pelo comprimento da linha ( em km
).
Os dois fenómenos de origem electromagnética causados devidos à densidade da corrente não
ser constante e à indução provocada pela proximidade entre condutores, respectivamente os designados
Efeito Pelicular e o Efeito de Proximidade, normalmente estão contemplados nos parâmetros fornecidos
pelo fabricante dos cabos.
Tabela 2.6 Características técnicas dos cabos fornecidas pelo fabricante
Figura 2.12 Esquema equivalente em de uma linha
15
O coeficiente de auto-indução aparente dos condutores depende da forma como os cabos são
colocados no solo e, na rede estudada, considerou-se que os cabos são instalados em estrela sendo os
valores da reactância (X) os fornecidos pelo fabricante conforme descritos na tabela 2.6. Estando o valor
da reactância relacionado com o coeficiente de auto-indução aparente dos condutores (L) através da
frequência (f), o coeficiente de auto-indução é determinado pela expressão (2.13):
(2.13)
O cálculo das capacitâncias dos condutores ( é feito, a partir dos valores das
capacitâncias fornecidos pelo fabricante (Ca) (tabela 2.6), através da expressão (2.14):
(2.14)
A determinação do valor das correntes de curto-circuito (trifásica e monofásica) num dado local da
rede é feita com base na expressão (2.15):
(2.15)
é o valor nominal da tensão simples da rede e Z a impedância da malha de defeito que pode ser
para um curto-circuito trifásico e para um curto-circuito monofásico.
em que:
16
Na tabela 2.7 são representados, para os vários locais considerados da rede eléctrica do
condomínio, as diferentes impedâncias das malhas de defeito ( e ) assim como os valores das
respectivas correntes de curto-circuito, trifásicas ( ) e monofásicas ( ) calculados analiticamente e
obtidos através de simulação numérica na plataforma Matlab/Simulink.
Rede Eléctrica do Condomínio de Habitação Valores Calculados
Valores Simulados
Local do Icc Montante L (m)
Cabo (mm²)
Ztri
Zmono
Icc3 (kA)
Icc1 (kA)
Icc3 (kA)
Icc1 (kA)
CA2 Transf. 7 7xLSVV 1x380 0,0121 0,0128 19,97 19,00 20,06 19,12 A.D CA2 16 LVAV 3x185+95 0,0141 0,0185 17,22 13,08 17,14 13,18
A.D.1 A.D 53 LVAV 3x185+95 0,0221 0,0436 10,99 5,56 10,96 5,58 A.D.2 A.D 174 LVAV 3x185+95 0,0428 0,1046 5,66 2,32 5,66 2,32 A.D.3 A.D 258 LVAV 3x185+95 0,0577 0,1474 4,20 1,65 4,20 1,65
Moradia 1 A.D.1 39 LSVAV2x16 - 0,1878 - 1,29 - 1,29 Moradia 2 A.D.1 29 LSVAV2x16 - 0,1499 - 1,62 - 1,62 Moradia 3 A.D.1 18 LSVAV2x16 - 0,1085 - 2,23 - 2,24 Moradia 4 A.D.1 25 LSVAV2x16 - 0,1348 - 1,80 - 1,80 Moradia 5 A.D.1 37 LSVAV2x16 - 0,1802 - 1,35 - 1,35 Moradia 6 A.D.1 48 LSVAV2x16 - 0,2220 - 1,09 - 1,09 Moradia 7 A.D.2 22 LSVAV2x16 - 0,1851 - 1,31 - 1,31 Moradia 8 A.D.2 14 LSVAV2x16 - 0,1554 - 1,56 - 1,56 Moradia 9 A.D.2 25 LSVAV2x16 - 0,1963 - 1,24 - 1,24
Moradia 10 A.D.2 36 LSVAV2x16 - 0,2377 - 1,02 - 1,02 Moradia 11 A.D.2 54 LSVAV2x16 - 0,3057 - 0,79 - 0,79 Moradia 12 A.D.3 43 LSVAV2x16 - 0,3066 - 0,82 - 0,82 Moradia 13 A.D.3 21 LSVAV2x16 - 0,2242 - 0,79 - 0,79 Moradia 14 A.D.3 18 LSVAV2x16 - 0,2131 - 1,08 - 1,08 Moradia 15 A.D.3 24 LSVAV2x16 - 0,2354 - 1,14 - 1,14 Moradia 16 A.D.3 26 LSVAV2x16 - 0,2429 - 1,03 - 1,03 Moradia 17 A.D.3 33 LSVAV2x16 - 0,2691 - 1,00 - 1,00 Moradia 18 A.D.2 51 LSVAV2x16 - 0,2943 - 0,90 - 0,90
A observação da tabela 2.7 permite-nos constatar que os valores de e calculados
analiticamente e obtidos por simulação são praticamente iguais podendo se concluir que o modelo
escolhido para representar os cabos de distribuição na plataforma Matlab/Simulink é perfeitamente
adequado.
Tabela 2.7 Valores de e calculados analiticamente e simulados na plataforma Matlab/Simulink
17
3. Cargas Eléctricas
No presente capítulo faz-se a descrição e caracterização das cargas eléctricas, que se admitem
representativas da maioria das cargas lineares e não lineares, presentes na rede eléctrica estudada
(condomínio e rede eléctrica rural da zona envolvente). A sua implementação na plataforma
Matlab/Simulink é também feita através da criação de modelos representativos das mesmas.
As cargas lineares, que consomem uma corrente proporcional à tensão de alimentação, embora
sendo as menos perturbadoras da Q.E.E tem vindo, ao longo das últimas décadas, a perder peso
relativo face à quantidade crescente de cargas não lineares. Nesta categoria de cargas consideram-se
equipamentos como aquecedores e lâmpadas incandescentes que são do tipo resistivo (R) e os
frigoríficos e aspiradores sem regulação electrónica que podem ser consideradas do tipo indutivo (RL).
Na categoria das cargas não lineares, que consomem uma corrente não proporcional à sua tensão de
alimentação, são considerados equipamentos como televisores que são do tipo rectificador monofásico
de TV, máquinas de lavar que são do tipo rectificador monofásico de ML e alguns equipamentos
utilizados em pequenas indústrias que são do tipo rectificador trifásico em ponte de onda completa.
A maior parte das cargas não lineares ligadas à rede produzem harmónicas ímpares múltiplas da
componente fundamental e as harmónicas pares, que têm origem em desequilíbrios entre as
alternâncias positivas e negativas da corrente absorvida pelas cargas, podem por sua vez dar também
origem a componentes contínuas.
Cada um dos cinco tipos de cargas eléctricas anteriormente referidos (tipo R, tipo RL, rectificador
monofásico de TV, rectificador monofásico de ML e rectificador trifásico em ponte de onda completa)
será descrito, caracterizado e implementado na plataforma Matlab/Simulink nos subcapítulos que se
seguem.
Para uma melhor compreensão dos subcapítulos seguintes convém ter presente alguns aspectos
que se prendem com a obtenção da taxa de distorção harmónica de um sinal (THDs) (tensão e/ou
corrente).
Através do recurso às séries de Fourier, qualquer sinal pode ser decomposto no somatório da
respectiva componente fundamental (f=50 Hz) com todas as componentes de frequências múltiplas da
fundamental, habitualmente denominadas harmónicas. Cada uma destas harmónicas tem uma
determinada ordem que está relacionada com o múltiplo da frequência fundamental correspondente (ex:
harmónica de 5ª ordem corresponde a uma frequência quíntupla da fundamental ou seja 250 Hz, com
uma sequência negativa). A amplitude de cada uma das harmónicas pode ser avaliada segundo a sua
amplitude relativa face à tensão fundamental.
Para um determinado sinal S o valor eficaz (r.m.s) total é calculado a partir de (3.1).
18
(3.1)
Com base nos valores eficazes das harmónicas mais significativas é possível calcular a partir de
(3.2) o valor da THDs.
(3.2)
A plataforma Matlab/Simulink usa uma versão rápida (FFT) da Transformada Discreta de Fourier
(DFT) para a passagem do sinal do domínio do tempo para o domínio da frequência. É importante
salientar que a FFT é obtida através de algoritmos optimizados que na prática permitem fazer
exactamente o mesmo que a DFT mas num tempo substancialmente inferior. Poderá mesmo dizer-se
que a função FFT do Matlab é uma ferramenta efectiva para a computação da DFT de um sinal.
3.1 Carga Tipo R
Conforme anteriormente referido este tipo de carga linear, que na maioria das vezes representa
aquecedores resistivos ou lâmpadas incandescentes, é pouco perturbadora da Q.E.E mas tem
associadas elevadas perdas por efeito de Joule
Pelas razões invocadas no ponto 2.1 do capítulo 2 cada uma das moradias possui 11% da sua
potência contratada destinada a alimentar cargas do tipo R ou seja (10350*0,11) com
unitário e por conseguinte . A representação da carga tipo R na plataforma
Matlab/Simulink é feita por uma resistência como a que se ilustra na figura 3.1
Importante realçar que o valor da potência nominal da carga é atribuído para valores mínimos
da tensão de alimentação da rede pública ou seja . o que na prática corresponde a
uma queda de tensão de 10 % do valor nominal (230 Vr.m.s).
O valor de R é determinado pela expressão (3.3).
(3.3)
Figura 3.1 Representação de uma carga tipo R na plataforma Matlab/Simulink
R
1
2N
F
19
Como forma de exemplificar o comportamento deste tipo de carga eléctrica (igual no condomínio e
rede eléctrica rural) é realizado um ensaio na plataforma Matlab/Simulink de modo a se obter uma
simulação do seu comportamento do ponto de vista da QEE. No ensaio realizado a carga é ligada a um
gerador ideal que produz uma onda de tensão alternada sinusoidal (f=50 Hz) com um valor eficaz igual
ao valor nominal da tensão da rede (230 Vr.m.s).
Na tabela 3.1 são apresentados os valores da carga tipo R obtidos por simulação.
Carga tipo R Urede
(V) I
(A) THDi (%)
(W)
(VAr)
230,00 6,11 0,00 1406,00 0,00 1,00
Nas figuras 3.2 e 3.3 ilustram-se respectivamente a forma de onda da tensão aplicada à carga e a
forma de onda da corrente absorvida pela carga.
Tabela 3.1 Valores de uma carga tipo R obtidos por simulação na plataforma Matlab/Simulink
300
200
100
0
-100
-200
-300
[V]
Figura 3.2 Forma de onda da tensão aplicada à carga tipo R
[s] 0 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.1
[s]
8
6
4
2
0
-2
-4
-6
-8
-10
[A]
Figura 3.3 Forma de onda da corrente absorvida pela carga tipo R
0 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.1
10
20
0.98 0.982 0.984 0.986 0.988 0.99 0.992 0.994 0.996 0.998
-200
0
200
FFT window: 1 of 50 cycles of selected signal
Time (s)
0 200 400 600 800 10000
20
40
60
80
100
Como seria expectável, tratando-se de uma carga resistiva pura, a forma de onda da corrente
absorvida pela carga é também alternada sinusoidal em fase com a tensão de alimentação e por
conseguinte a potência reactiva ( ) é nula e o é unitário. Tratando-se de uma carga linear a Taxa
de Distorção Harmónica da corrente (THDi) é também nula.
A figura 3.4 representa, durante um ciclo (20 ms), a onda de tensão no domínio do tempo (parte
superior da figura) e no domínio da frequência (parte inferior da figura) através de um gráfico de barras
(tendo como referência a frequência fundamental igual a 50 Hz) com as frequências representadas no
eixo das abcissas e as amplitudes no eixo das ordenadas
A figura 3.5 representa também, durante um período, a onda de corrente no domínio do tempo
(parte superior da figura) e no domínio da frequência (parte inferior da figura).
Figura 3.4 Análise FFT da onda de tensão aplicada à carga tipo R
21
0.98 0.982 0.984 0.986 0.988 0.99 0.992 0.994 0.996 0.998
-200
0
200
FFT window: 1 of 50 cycles of selected signal
Time (s)
0 200 400 600 800 10000
20
40
60
80
100
3.2 Carga Tipo RL
De acordo com o descrito no ponto 3 do presente capítulo este tipo de carga linear representa na
maioria das vezes frigoríficos e aspiradores não electrónicos, e tal como a carga do tipo R a carga do
tipo RL é por isso igualmente pouco perturbadora da Q.E.E.
Tal como se referiu em 2.1 do capítulo 2 cada uma das moradias possui 9% da sua potência
contratada destinada a alimentar cargas do tipo RL ou seja (10350*0,09) com
igual a 0,6. A representação da carga tipo RL na plataforma Matlab/Simulink é feita por uma resistência e
uma indutância como a que se ilustra na figura 3.6
Tal como na carga do tipo R, o valor da potência nominal da carga ( é atribuído para o valor
mínimo da tensão de alimentação da rede pública ou seja .
Figura 3.5 Análise FFT da onda de corrente absorvida pela carga tipo R
Figura 3.6 Representação de uma carga tipo RL na plataforma Matlab/Simulink
1
2N
F
L
R
22
Os valores da potência activa , reactiva , R e L são determinados pelas
expressões (3.4), (3.5), (3.6) e (3.7).
(3.4)
(3.5)
na forma polar
No domínio do tempo a tensão de alimentação pode ser escrita pela expressão
e no domínio da frequência pode ser escrita na forma polar por
Assim sendo podemos calcular o conjugado da corrente na carga e a impedância
da carga ( .
(3.6)
(3.7)
De modo a se exemplificar o comportamento deste tipo de carga eléctrica (igual no condomínio e
rede eléctrica rural) é realizado um ensaio na plataforma Matlab/Simulink onde é possível verificar o seu
comportamento do ponto de vista da Q.E.E. Tal como na carga tipo R a carga tipo RL é ligada a um
gerador ideal que produz uma onda de tensão alternada sinusoidal (f=50 Hz) com um valor eficaz igual
ao valor nominal da tensão da rede (230 Vr.m.s).
Na tabela 3.2 são apresentados os valores da carga tipo RL obtidos por simulação.
Carga tipo RL Urede
(V) I
(A) THDi (%)
(W)
(VAr)
230,00 5,00 0,00 690,00 920,00 0,60
A figura 3.7 mostra a forma de onda da tensão aplicada à carga e a figura 3.8 ilustra a forma de
onda da corrente absorvida pela carga. Tratando-se de uma carga indutiva a forma de onda da corrente
absorvida é também alternada sinusoidal mas em atraso, neste caso, 53,13° em relação à tensão de
alimentação. Tratando-se de uma carga linear a THDi é nula.
Nas figuras 3.9 e 3.10 são representadas, durante um período, respectivamente as ondas de
tensão e corrente no domínio do tempo (parte superior da figura) e no domínio da frequência (parte
inferior da figura).
Tabela 3.2 Valores de uma carga tipo RL obtidos por simulação na plataforma Matlab/Simulink
23
0.98 0.982 0.984 0.986 0.988 0.99 0.992 0.994 0.996 0.998
-200
0
200
FFT window: 1 of 50 cycles of selected signal
Time (s)
0 200 400 600 800 10000
20
40
60
80
100
300
200
100
0
-100
-200
-300
[V]
Figura 3.7 Forma de onda da tensão aplicada à carga tipo RL
[s] 0 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.1
Figura 3.9 Análise FFT da onda de tensão aplicada à carga tipo RL
Figura 3.8 Forma de onda da corrente absorvida pela carga tipo RL
[s] 0 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.1
8
6
4
2
0
-2
-4
-6
-8
[A]
24
0.98 0.982 0.984 0.986 0.988 0.99 0.992 0.994 0.996 0.998
-5
0
5
FFT window: 1 of 50 cycles of selected signal
Time (s)
0 200 400 600 800 10000
20
40
60
80
100
3.3 Carga Tipo Rectificador Monofásico de TV
Com este tipo de carga não linear pretende-se simular o consumo de corrente de um receptor de
televisão convencional, de um leitor de CD/DVD ou de um computador. Qualquer uma destas cargas
apresenta semelhanças do ponto de vista da forma de onda de corrente que absorvem da rede na
medida em que todas elas possuem, à sua entrada, um rectificador monofásico em ponte não
comandado (díodos) cuja representação na plataforma Matlab/Simulink é aquela que se ilustra na figura
3.11.
Este tipo de rectificador existente em equipamentos electrónicos, embora tendo um filtro capacitivo
que reduz o tremor da tensão de alimentação e um filtro indutivo à sua entrada que limita a THDi
absorvida da rede, produz harmónicas ímpares e pares suficientes para causar perturbação na Q.E.E.
Figura 3.10 Análise FFT da onda de corrente absorvida pela carga tipo RL
Figura 3.11 Representação de uma carga tipo Rectificador Monofásico de TV na plataforma Matlab/Simulink
Ponte de díodos
Filtro
+
-
1F A
B2N
25
De modo a se obter formas de onda das tensões e correntes aos terminais deste tipo de carga tão
próximas quanto possível das verificadas experimentalmente é necessário dimensionar os seus
componentes , em função da potência dos aparelhos e que neste estudo se considera
que terá um valor médio de 210 W atribuído para o valor da tensão mínima de alimentação da
rede pública .
Considerando aos terminais do condensador uma variação de tensão de 10% o
valor da tensão de saída do rectificador , pode ser calculado pela expressão (3.8).
(3.8)
Com base nos valores de e determina-se a resistência equivalente de carga do
rectificador através da expressão (3.9).
(3.9)
A corrente em é dada por 3.10.
(3.10)
Tratando-se de um rectificador monofásico em ponte de onda completa, o período da tensão de
saída é metade do período da tensão da rede ou seja 10 ms e o valor de pode ser
determinado por (3.11).
(3.11)
A determinação do filtro indutivo de entrada é feito a partir de uma percentagem da carga
equivalente do rectificador . a forma de onda da corrente
consumida pela carga seja tão próxima quanto possível da que se verifica na realidade. Para este tipo de
carga é usual considerar- e o valor de é dado pela expressão (3.12).
(3.12)
De acordo com os critérios descritos no ponto 2.1 do capítulo 2, cada uma das moradias possui
41% da sua potência contratada destinada a alimentar cargas do tipo Rectificador Monofásico de TV e
na rede eléctrica rural que se desenvolve na sua vizinhança 29% da potência instalada corresponde
também a cargas do tipo Rectificador Monofásico de TV. Assim sendo, para se representar, em cada
uma das situações, várias cargas numa só carga equivalente altera-se o valor da potência de carga,
26
introduzindo o factor multiplicativo, , que representa o número total de cargas. A potência total é
assim obtida pela expressão (3.13).
(3.13)
Na tabela 3.3 são apresentados os valores relativos a uma única carga do tipo rectificador
monofásico de TV obtidos por simulação na plataforma Matlab/Simulink e as figuras 3.12 e 3.13
representam respectivamente as formas de onda da tensão e corrente na carga.
Carga tipo Rectificador Monofásico de TV Urede
(V) I
(A) THDi (%)
(W)
(VAr)
230,00 1,29 73,00 221,90 90,86 0,93
Tabela 3.3 Valores de uma carga tipo Rectificador Monofásico de TV obtidos por simulação na plataforma Matlab/Simulink
Figura 3.12 Forma de onda da tensão aplicada à carga tipo Rectificador Monofásico de TV
300
200
100
0
-100
-200
-300
[V]
[s] 0 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.1
Figura 3.13 Forma de onda da corrente absorvida pela carga tipo Rectificador Monofásico de TV
[A]
[s]
0
3
2
1
-3
-1
-2
0 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.1
27
0.48 0.482 0.484 0.486 0.488 0.49 0.492 0.494 0.496 0.498
-200
0
200
FFT window: 1 of 25 cycles of selected signal
Time (s)
0 200 400 600 800 10000
20
40
60
80
100
0.48 0.482 0.484 0.486 0.488 0.49 0.492 0.494 0.496 0.498
-2
0
2
FFT window: 1 of 25 cycles of selected signal
Time (s)
0 200 400 600 800 10000
10
20
30
40
50
60
70
Frequency (Hz)
Fundamental (50Hz) = 1.474 , THD= 73.00%
Mag
(%
of
Fun
dam
enta
l)
As figuras 3.14 e 3.15 representam, durante um período, respectivamente as ondas de tensão
aplicada à carga e corrente absorvida pela carga, no domínio do tempo (parte superior das figuras) e no
domínio da frequência (parte inferior das figuras).
Figura 3.14 Análise FFT da onda de tensão aplicada à carga tipo Rectificador Monofásico de TV
Figura 3.15 Análise FFT da onda de corrente absorvida pela carga tipo Rectificador Monofásico de TV
28
Tratando-se de uma carga não linear e como seria de esperar, pode-se observar na análise FFT
da figura 3.15 que a onda de corrente na carga tipo Rectificador Monofásico de TV possui uma THDi de
73%.
3.4 Carga Tipo Rectificador Monofásico de ML
Este tipo de carga não linear pretende simular o consumo de corrente de uma máquina de lavar
com uma potência de aproximadamente 2250 W. O tipo de rectificador utilizado é, conforme se
pode verificar na figura 3.16, análogo ao da carga tipo rectificador monofásico de TV diferindo apenas
nas condições de dimensionamento do filtro indutivo de entrada uma vez que os valores de potência
envolvidos são também diferentes.
Desta forma, substituindo na expressão (3.9) o valor da potência determina-se o
valor da resistência equivalente de carga . A capacidade do filtro de saída é calculado
a partir de (3.11) obtendo-se o valor , O cálculo da indutância é obtido utilizando
(3.12) mas considerando que o parâmetro corresponde a 7% do valor da carga aos terminais do
rectificador e nesta situação .
Conforme descrito em 2.1 do capítulo 2, 39 % da potência contratada para cada uma das
moradias destina-se a alimentar cargas do tipo Rectificador Monofásico de ML. Na rede eléctrica rural
30% da potência instalada corresponde também a cargas do tipo Rectificador Monofásico de ML pelo
que para se representar, em cada uma das situações, várias cargas numa só carga equivalente altera-se
o valor da potência de carga, introduzindo o factor multiplicativo, , que representa o número total de
cargas. A potência total é assim obtida pela expressão (3.14).
(3.14)
Na tabela 3.4 são apresentados os valores relativos a uma única carga do tipo rectificador
monofásico de ML obtidos por simulação na plataforma Matlab/Simulink.
Figura 3.16 Representação de uma carga tipo Rectificador Monofásico de ML na plataforma Matlab/Simulink
Ponte de díodos
Filtro
+
-
1F A
B2N
29
Carga tipo Rectificador Monofásico de ML Urede
(V) I
(A) THDi (%)
(W)
(VAr)
230,00 11,46 55,32 2037,00 1080,00 0,88
As figuras 3.17 e 3.18 ilustram respectivamente a forma de onda da tensão aplicada à carga e a
forma de onda da corrente absorvida pela carga.
As figuras 3.19 e 3.20 representam, durante um período, respectivamente as ondas de tensão
aplicada à carga e corrente absorvida pela carga, no domínio do tempo (parte superior das figuras) e no
domínio da frequência (parte inferior das figuras).
Tabela 3.4 Valores de uma carga tipo Rectificador Monofásico de ML obtidos por simulação na plataforma Matlab/Simulink
Figura 3.17 Forma de onda da tensão aplicada à carga tipo Rectificador Monofásico de ML
300
200
100
0
-100
-200
-300
[V]
[s] 0 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.1
Figura 3.18 Forma de onda da corrente absorvida pela carga tipo Rectificador Monofásico de ML
[s]
[A] 20
10
5
15
0
-5
-10
-15
-20
0 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.1
30
0.48 0.482 0.484 0.486 0.488 0.49 0.492 0.494 0.496 0.498
-200
0
200
FFT window: 1 of 25 cycles of selected signal
Time (s)
0 200 400 600 800 10000
20
40
60
80
100
0.48 0.482 0.484 0.486 0.488 0.49 0.492 0.494 0.496 0.498-20
0
20
FFT window: 1 of 25 cycles of selected signal
Time (s)
0 200 400 600 800 10000
10
20
30
40
50
Frequency (Hz)
Fundamental (50Hz) = 14.18 , THD= 55.32%
Mag
(%
of
Fun
dam
enta
l)
A análise FFT da figura 3.20 permite-nos observar que a onda de corrente absorvida pela carga
tipo Rectificador Monofásico de ML possui uma THDi de 55,32%.
Figura 3.19 Análise FFT da onda de tensão aplicada à carga tipo Rectificador Monofásico de ML
Figura 3.20 Análise FFT da onda de corrente absorvida pela carga tipo Rectificador Monofásico de ML.
31
3.5 Carga Tipo Rectificador Trifásico em Ponte de Onda Completa
Com este tipo de carga não linear pretende-se simular o consumo de corrente de alguns
equipamentos utilizados em pequenas indústrias. O tipo de rectificador utilizado tem uma potência
de 6600 W, é trifásico em ponte de onda completa não comandado (díodos) e é representado
na plataforma Matlab/Simulink conforme se ilustra na figura 3.21.
O dimensionamento dos componentes do rectificador , é feito para
atribuído para o valor da tensão composta mínima de alimentação da rede pública
. O valor da tensão de saída do rectificador , é dado por (3.15).
(3.15)
em que p é o índice de pulsação que para este tipo de rectificador, em que cada diodo conduz por 120º e
existe uma comutação em cada 60º, o número de pulsos é 6 (p=6).
Substituindo o valor da potência na expressão (3.9) determina-se o valor da
resistência equivalente de carga e a corrente na carga é determinada através de
(3.10).
O cálculo do filtro indutivo de saída é feito a partir da expressão (3.16) tendo-se
considerado que a corrente que o percorre é igual à corrente na carga ( e que
Figura 3.21 Representação de uma carga tipo Rectificador Trifásico em Ponte de Onda Completa na plataforma Matlab/Simulink
+
+
+
U1
U2
U3
D1 D3 D5
D2 D4 D6
32
a sua variação é da ordem dos 3% do valor nominal.
(3.16)
Considerando-se uma variação de tensão no filtro capacitivo de saída de 5% pode-se
determinar o valor de através de (3.17).
(3.17)
De acordo com o referido em 2.1 do capítulo 2, este tipo de carga é utilizado em pequenas
indústrias e representa 1% dos 60% das cargas não lineares existentes na rede eléctrica rural.
Na tabela 3.5 apresentam-se os valores relativos a uma única carga do tipo Rectificador Trifásico
em Ponte de Onda Completa obtidos por simulação na plataforma Matlab/Simulink.
Carga tipo Rectificador Trifásico em Ponte de Onda Completa Urede
(V) I
(A) THDi (%)
(W)
(VAr)
400,0 12,21 30,95 8079,00 22,45 0,96
A figura 3.22 representa a forma de onda da tensão aplicada à carga
Na figura 3.23 ilustra-se a forma de onda da corrente absorvida pela carga.
Tabela 3.5 Valores de uma carga tipo Rectificador Trifásico em Ponte de Onda Completa obtidos por simulação na plataforma Matlab/Simulink
Figura 3.22 Formas de onda da tensão composta aplicada à carga tipo Rectificador Trifásico em Ponte de Onda Completa
[s]
400
200
0
-200
-400
-600
[V]
0 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.1
600
33
2.98 2.982 2.984 2.986 2.988 2.99 2.992 2.994 2.996 2.998-500
0
500
FFT window: 1 of 150 cycles of selected signal
Time (s)
0 200 400 600 800 10000
20
40
60
80
100
Por se tratar de uma carga trifásica equilibrada a análise FFT da tensão composta aplicada à
carga e da corrente absorvida pela mesma são ilustradas nas figuras 3.24 e 3.25 apenas para a fase
e corrente que se consideram perfeitamente representativas do que se passa na carga em termos de
THDu e THDi.
Figura 3.24 Análise FFT da onda de tensão composta aplicada à carga tipo Rectificador Trifásico em Ponte de Onda Completa
[s]
[A]
15
5
0
-5
-10
0 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.1
10
-15
Figura 3.23 Formas de onda da corrente absorvida pela carga tipo Rectificador Trifásico em Ponte de Onda Completa
34
2.98 2.982 2.984 2.986 2.988 2.99 2.992 2.994 2.996 2.998
-10
0
10
FFT window: 1 of 150 cycles of selected signal
Time (s)
0 200 400 600 800 10000
5
10
15
20
Frequency (Hz)
Fundamental (50Hz) = 16.49 , THD= 30.95%
Mag
(%
of
Fun
dam
enta
l)
A observação da figura 3.25 permite-nos verificar, através da análise FFT, que a onda de corrente
absorvida pela carga tipo Rectificador Trifásico em Ponte de Onda Completa possui uma THDi de
30,95%.
Figura 3.25 Análise FFT da onda de corrente absorvida pela carga tipo Rectificador Trifásico em Ponte de Onda Completa
35
4. Microgeração
No presente capítulo implementa-se na plataforma Matlab/Simulink um modelo capaz de
caracterizar com rigor uma UM com características que se enquadrem nas especificadas num catálogo
de fabricante cujas UM fabricadas respeitem todos os requisitos exigidos pela DGGE.
Em termos eléctricos uma UM é aqui representada por um inversor monofásico que converte a
tensão contínua proveniente dos painéis fotovoltaicos numa tensão alternada sinusoidal capaz de ser
injectada na rede eléctrica de BT do S.E.P.
De acordo com o Decreto-Lei n.º 118-A/2010 de 25 de Outubro a potência de ligação à rede de BT
do S.E.P é limitada a 50% da potência contratada com um máximo de 3,68 kW. Cada uma das UM
instaladas no condomínio injecta na rede uma potência máxima de 3,45 kW e na rede eléctrica rural
cada UM injecta na rede a potência máxima de 3,68 kW. Na tabela 4.1 são descritas as características
técnicas relevantes, para este estudo, dum inversor homologado em Portugal da marca Sunny Boy
modelo 3800.
Características técnicas do Inversor Sunny Boy 3800 Entrada DC
Potência DC máx W 4040 Tensão DC máx V 500 Domínio de tensão fotovoltaica, MPPT V 200-400 Corrente máx. de entrada A 20
Entrada DC Potência nominal AC W 3680 Potência AC máx. W 3680 Corrente nominal de saída A 16 THDi % < 4 Tensão nominal AC / amplitude V 220-240/180-260 Frequência de rede AC (auto-ajustada) / amplitude Hz 50/60/±4,5 Factor de potencia (cos ) 1 Entrada AC monofásica
Grau de Rendimento
Máx. grau de rendimento ( ) % 95,6 Euro-eta ( ) % 94,7
O Inversor Monofásico em Ponte Completa é constituído por uma ponte de transístores IGBT
(Insulated Gate Bipolar Transistor) comandados por um controlador não linear de corrente e um filtro
indutivo de saída. A sua representação na plataforma Matlab/Simulink é feita na figura 4.1.
Para os IGBT usados na ponte considerou-se um tempo de queda
cauda é 360 W.
Tabela 4.1 Características técnicas do inversor fornecidas pelo fabricante
36
O dimensionamento do filtro de saída é feito para potência nominal
e é determinado através da expressão (4.1).
(4.1)
em que:
O período de comutação é determinado a partir de (4.2) e (corresponde
a 4% de ).
(4.2)
Para se verificar se o modelo ilustrado na figura 4.1 representa o inversor com o rigor pretendido
efectuaram-se duas simulações na plataforma Matlab/Simulink, uma em que a carga alimentada tem o
menor valor da impedância de Thevenin da rede eléctrica do condomínio (entrada da Moradia 3) e
outra com o maior valor de da rede eléctrica do condomínio (entrada da Moradia 12). Os valores
obtidos foram semelhantes em ambas as situações com a diferença da THDu que no caso mais
favorável (entrada da Moradia 3) apresenta um valor menor (0,69%).
Na tabela 4.2 apresentam-se os valores obtidos por simulação, na situação mais desfavorável
(entrada da Moradia 12), conjuntamente com os valores fornecidos pelo fabricante (tabela 4.1).
Inversor Sunny Boy 3800
Valores obtidos por simulação Valores de catálogo (Tabela 4.1)
(W)
(V)
(W)
(V)
(A)
(%) cos
(W)
(V)
(W)
(V)
(A)
(%)
cos
3783 500 3680 230 16,01 2,87 1 97,3 4040 500 3680 230 16 <4 1 95,6
Tabela 4.2 Valores comparativos dos parâmetros do Inversor Sunny Boy 3800 obtidos por simulação e catalogados pelo fabricante
Figura 4.1 Representação de um Inversor Monofásico em Ponte Completa de uma UM na plataforma Matlab/Simulink
Ponte de IGBT
1
F
2
N
g
A
B
+
-
4-pulses
Controlador não linear de corrente
Painéis Fotovoltaicos e
Elevador de Tensão
37
Ao analisar-se a tabela 4.2 observa-se que os valores obtidos por simulação são muito próximos
dos valores de catálogo do fabricante do inversor e por isso conclui-se que o modelo ilustrado na figura
4.1 representa com rigor o Inversor Monofásico em Ponte Completa na plataforma Matlab/Simulink.
As figuras 4.2 e 4.3 representam respectivamente a forma de onda da tensão à saída do inversor
e a forma de onda da corrente fornecida à carga.
Nas figuras 4.4 e 4.5 são representadas, durante um período, respectivamente as ondas de
tensão à saída do inversor e a onda de corrente fornecida pelo inversor à plena carga, no domínio do
tempo (parte superior das figuras) e no domínio da frequência (parte inferior das figuras).
Figura 4.3 Forma de onda da corrente fornecida pelo Inversor Monofásico em Ponte Completa
[s]
[A] 25
15
5
10
0
-5
-10
-15
-20
0 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.1
20
-25
Figura 4.2 Forma de onda da tensão à saída do Inversor Monofásico em Ponte Completa
0
[s]
300
200
100
0
-100
-200
-300
[V]
0 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.1
38
0.48 0.482 0.484 0.486 0.488 0.49 0.492 0.494 0.496 0.498
-200
0
200
FFT window: 1 of 25 cycles of selected signal
Time (s)
0 200 400 600 800 10000
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
Frequency (Hz)
Fundamental (50Hz) = 324.8 , THD= 1.74%
Mag
(%
of
Fun
dam
enta
l)
0.48 0.482 0.484 0.486 0.488 0.49 0.492 0.494 0.496 0.498
-20
0
20
FFT window: 1 of 25 cycles of selected signal
Time (s)
0 200 400 600 800 10000
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
Frequency (Hz)
Fundamental (50Hz) = 22.77 , THD= 2.87%
Mag
(%
of
Fun
dam
enta
l)
As análises FFT das figuras 4.4 e 4.5 permite-nos verificar respectivamente que a onda da tensão
fornecida pelo inversor na situação mais desfavorável (entrada da Moradia 12) possui uma THDu de
1,74% e que a onda de corrente fornecida pela Inversor Monofásico em Ponte Completa a funcionar à
plena carga possui uma THDi de 2,87% (menor que os 4% referenciados no catalogo do fabricante).
Figura 4.4 Análise FFT da onda de tensão fornecida à carga pelo Inversor Monofásico em Ponte Completa
Figura 4.5 Análise FFT da onda de corrente fornecida pela Inversor Monofásico em Ponte Completa à plena carga.
39
A potência de MG instalada na rede rural é obtida através da utilização, em cada uma das fases
(L1, L2 e L3), de um inversor equivalente cuja potência total é conseguida introduzindo o factor
multiplicativo que representa o número total de inversores. A potência total de cada inversor
equivalente instalado por fase é obtida pela expressão (4.2).
(4.2)
É importante realçar que, de acordo com o Decreto Lei nº 118 A/2010 de 25 de Outubro, o
somatório da potência total injectada pelas UM na rede eléctrica de BT (condomínio+rede rural) não
pode exceder os 25% da potência do P.S.T que a alimenta.
40
5. Ensaios
Este capítulo é dedicado à realização dos ensaios e avaliação da Q.E.E da rede eléctrica (rede de
MT, transformador MT/BT e rede eléctrica de BT) definida na plataforma Matlab/Simulink e conforme
representada no ANEXO A.
De acordo com os critérios definidos em 4) do ponto 1.2 do capítulo 1 os ensaios são realizados
através de simulação numérica em Matlab/Simulink em três cenários diferenciados de acordo com o
seguinte critério:
1) No primeiro cenário são realizados quatro ensaios da rede eléctrica, não se considerando a
presença de quaisquer harmónicas na rede de MT (Uh5=Uh7=0). Dois ensaios realizam-se
sem MG respectivamente nas condições do transformador estar a funcionar a 20% e 80% da
plena carga e os outros dois nas mesmas condições de carga do transformador mas com MG.
2) Um segundo cenário em que são considerados a presença de 3% de harmónica de 5ª ordem
(Uh5=3%) e 1% de harmónica de 7ª ordem (Uh7=1%) na rede de MT realizando-se os
mesmos quatro ensaios descritos em 1) e nas mesmas condições de carga do transformador
(20% e 80% da plena carga).
3) No terceiro cenário realizam-se os mesmos ensaios referidos em 1) e 2) mas agora
considerando-se a presença de 5% de harmónica de 5ª ordem (Uh5=5%) e 3% de harmónica
de 7ª ordem (Uh7=3%) na rede de MT.
De sublinhar o facto de que o cenário I (Uh5=Uh7=0) e o cenário III (Uh5=5% e Uh7=3%) são, o
primeiro por defeito e o segundo por excesso, os menos prováveis de ocorrerem. Pelo contrário, o
cenário II (Uh5=3% e Uh7=1%) é aquele que tem maior probabilidade de ocorrer. Por essa razão será
realizado neste cenário mais um ensaio suplementar nas condições mais desfavoráveis (aquela que
conduz a uma maior THDu) mas alterando-se os cabos de alimentação ao A.D.3 e à Moradia 11. O cabo
de alimentação ao A.D.3 será substituído por dois cabos do tipo LVAV3x185+95 mm² em paralelo e o
cabo de alimentação à Moradia 11 (LSVAV2x16 mm ²) será substituído por um cabo da mesma secção
mas tetrapolar (LSVAV4x16 mm²) de modo a permitir a ligação monofásica da moradia realizada por dois
condutores da mesma secção em paralelo.
Todos os ensaios realizados foram feitos para a tensão nominal secundária do transformador (420
V). A rede eléctrica do condomínio apresenta características de uma carga trifásica equilibrada na
medida em que são dezoito moradias de igual potência contratada ao distribuidor do S.E.P (10,35 kVA)
ficando seis moradias alimentadas por cada uma das fases (L1, L2 e L3). Intencionalmente, a carga
alimentada pela rede eléctrica rural é desequilibrada tendo a mesma sido distribuída por 25% na fase L1,
35% na fase L2 e 40% na fase L3. Os valores de base (tensões, correntes e potências) são os descritos
na tabela 2.3 sendo a tensão de base a tensão simples da rede (
41
A tensão nominal das UM utilizadas nos ensaios realizados com MG é a tensão nominal simples
da rede pública do S.E.P (230 V). Pelas mesmas razões referidas no parágrafo anterior, embora o
número de UM instaladas na rede eléctrica do condomínio seja o mesmo em cada uma das fases do
sistema trifásico de tensões (L1, L2 e L3), na rede eléctrica rural distribui-se de uma forma
desequilibrada as UM em cada uma das fases. Optou-se por se instalar nove UM na fase L1, sete UM na
fase L2 e dez UM na fase L3. A potência total de MG instalada no condomínio perfaz os 62100 W (18
UMx3450 W) e na rede eléctrica rural perfaz os 95680 W (26 UMx3680 W) perfazendo um total de
potência de MG instalada de 157780 W o que equivale a 25% da potência do transformador instalado no
P.S.T (630 kVA).
Nos subcapítulos seguintes serão apresentados os valores e figuras representativas dos
resultados obtidos nos vários ensaios efectuados em cada um dos três cenários anteriormente descritos.
5.1. Cenário I: sem harmónicas na rede de MT (Uh5=Uh7=0)
Conforme descrito em 1) do ponto 5 do presente capitulo, neste cenário são realizados quatro
ensaios dois com o transformador a 20% da plena carga sem e com MG e os outros dois com o
transformador a 80% da plena carga também sem e com MG.
5.1.1. 1º Ensaio com o transformador MT/BT a 20% da plena carga e sem MG
Os valores obtidos neste ensaio são os descritos nas tabelas 5.1.1 e 5.1.2, respectivamente para
as redes de MT e BT.
Valores obtidos por simulação na Rede de MT
Fases U12 Fases U23 Fases U31 Tensão (p.u) 1,000 1,000 1,000
THDu (%) 0,020 0,030 0,030 Ku (%) 0,007
Corrente (p.u) 0,200 0,189 0,219 THDi (%) 9,610 9,220 8,320 P (p.u) 0,180 Q (p.u) 0,091
FP 0,891
Tabela 5.1.1 Valores obtidos por simulação na Rede de MT com Uh5=Uh7=0, sem MG na rede de BT e com o transformador MT/BT a 20% da plena carga
42
Valores obtidos por simulação na Rede de BT Local na rede CA2 Moradia 3 Moradia 6 Moradia 11 Moradia 12
Fase L1 L2 L3 L3 L1 L1 L1 Tensão (p.u) 1,045 1,044 1,044 1,040 1,038 1,036 1,036
THDu (%) 0,860 1,030 1,075 1,490 1,380 1,920 2,220 Ku (%) 0,084 - - - -
Corrente (p.u) 0,177 0,214 0,233 0,010 0,010 0,010 0,010 THDi (%) 34,010 32,710 32,210 44,980 45,030 44,310 43,900
Corrente no neutro (p.u) 0,193 0,010 0,010 0,010 0,010 P (p.u) 0,178 0,003 0,003 0,003 0,003 Q (p.u) 0,080 0,001 0,001 0,001 0,001
FP 0,912 0,910 0,911 0,913 0,913
O desequilíbrio de tensões (Ku) é obtido através da expressão (5.1) e P representa a potência
activa total, Q a potência reactiva total e FP o factor de potência total. Tratando-se de uma carga trifásica
P, Q e FP são referentes ao conjunto das três fases.
(5.1)
onde,
(5.2) Na figura 5.1.1 representa-se a variação da THDu no CA2 e nos pontos relevantes da rede
eléctrica do condomínio (Moradia 3 que se encontra mais perto do CA2 e nas Moradias 6, 11 e 12 que se
encontram mais afastadas relativamente ao armário de distribuição que as alimenta respectivamente
A.D.1, A.D.2 e A.D.3).
No gráfico da figura 5.1.1, e como seria expectável, observa-se que a THDu aumenta nas
moradias que se encontram mais distantes do CA2. De realçar o facto da Moradia 3 embora estando a
Tabela 5.1.2 Valores obtidos por simulação na Rede de BT, sem MG, com o transformador MT/BT a 20% da plena carga e considerando Uh5=Uh7=0 na rede de MT
Figura 5.1.1 Evolução da THDu na rede eléctrica de BT, sem MG, com o transformador MT/BT a 20% da plena carga e com Uh5=Uh7=0 na rede de MT
43
uma menor distância do A.D.1 do que a Moradia 6 e consequentemente estar mais próxima do CA2,
apresenta uma THDu mais elevada. Tal deve-se ao facto de ser alimentada pela fase com mais carga
(L3) com uma THDu no CA2 de 1,075% e a Moradia 6 estar a ser alimentada pela fase com menos
carga (L1) com uma THDu no CA2 de 0,860%.
5.1.2. 2º Ensaio com o transformador MT/BT a 20% da plena carga e com MG
Este ensaio é realizado nas mesmas condições do 1º ensaio (transformador a 20% da plena
carga) mas considerando-se instaladas as UM. Na tabela 5.1.3 são descritos os valores obtidos para a
rede de MT.
Valores obtidos por simulação na Rede de MT
Fases U12 Fases U23 Fases U31 Tensão (p.u) 1,000 1,000 1,000
THDu (%) 0,060 0,060 0,060 Ku (%) 0,007
Corrente (p.u) 0,128 0,084 0,109 THDi (%) 13,990 18,830 16,080 P (p.u) -0,067 Q (p.u) 0,080
FP -0,644
As figuras 5.1.2 e 5.1.3 ilustram as formas de onda da corrente em cada uma das fases na rede de
MT, respectivamente, sem MG e com MG onde se observa perfeitamente, na situação com MG, a
perturbação causada pela injecção de corrente proveniente das UM instaladas na rede eléctrica de BT.
Este facto é devido à potência total fornecida pelas UM à rede eléctrica de BT ser superior em 5% à
potência fornecida à rede pelo transformador MT/BT.
Tabela 5.1.3 Valores obtidos por simulação na Rede de MT com Uh5=Uh7=0, com MG na rede de BT e com o transformador MT/BT a 20% da plena carga
[s]
[A]
10
0
-5
0 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.1
5
-10
Figura 5.1.2 Formas de onda da corrente na rede de MT com Uh5=Uh7=0, sem MG na rede de BT e com o transformador MT/BT a 20% da plena carga
44
Na tabela 5.1.4 são descritos os valores obtidos por simulação para a rede de BT donde se poderá
destacar o facto do desequilíbrio das tensões ter piorado ligeiramente em relação ao ensaio sem MG e
também a injecção de potência activa na rede eléctrica (MT/BT) devida às UM instaladas na rede de BT.
Valores obtidos por simulação na Rede de BT Local na rede CA2 Moradia 3 Moradia 6 Moradia 11 Moradia 12
Fase L1 L2 L3 L3 L1 L1 L1 Tensão (p.u) 1,048 1,047 1,047 1,050 1,055 1,056 1,056
THDu (%) 1,558 1,551 1,700 2,210 2,270 3,020 3,620 Ku (%) 0,097 - - - -
Corrente (p.u) 0,132 0,011 0,130 0,010 0,010 0,009 0,009 THDi (%) 52,650 87,720 72,940 50,380 52,030 49,560 43,900
Corrente no neutro (p.u) 0,209 0,010 0,010 0,009 0,009 P (p.u) -0,068 -0,003 -0,003 -0,003 -0,003 Q (p.u) 0,069 0,001 0,001 0,001 0,001
FP -0,702 -0,908 -0,905 -0,909 -0,912
As figuras 5.1.4 e 5.1.5 ilustram, durante um período, respectivamente a onda de tensão e a onda
de corrente à entrada da Moradia 12 no domínio do tempo (parte superior da figura) e no domínio da
frequência (parte inferior da figura).
A análise FFT das figuras 5.1.4 e 5.1.5 revela-nos que a onda da tensão à entrada da Moradia 12
possui uma THDu de 3,62%.
Tabela 5.1.4 Valores obtidos por simulação na Rede de BT, com MG, com o transformador MT/BT a 20% da plena carga e considerando Uh5=Uh7=0 na rede de MT
Figura 5.1.3 Formas de onda da corrente na rede de MT com Uh5=Uh7=0, com MG na rede de BT e com o transformador MT/BT a 20% da plena carga
[A]
4
-4
-10 [s]
6
0
-2
0 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.1
8
2
-6
-8
10
45
0.48 0.482 0.484 0.486 0.488 0.49 0.492 0.494 0.496 0.498
-200
0
200
FFT window: 1 of 25 cycles of selected signal
Time (s)
0 200 400 600 800 10000
0.5
1
1.5
2
2.5
Frequency (Hz)
Fundamental (50Hz) = 345 , THD= 3.62%
Mag
(%
of
Fun
dam
enta
l)
0.48 0.482 0.484 0.486 0.488 0.49 0.492 0.494 0.496 0.498
-10
0
10
FFT window: 1 of 25 cycles of selected signal
Time (s)
0 200 400 600 800 10000
10
20
30
40
50
Frequency (Hz)
Fundamental (50Hz) = 10.24 , THD= 50.92%
Mag
(%
of
Fun
dam
enta
l)
Figura 5.1.4 Análise FFT da onda de tensão à entrada da Moradia 12 com MG, com o transformador MT/BT a 20% da plena carga e com Uh5=Uh7=0 na rede de MT.
Figura 5.1.5 Análise FFT da onda de corrente à entrada da Moradia 12 com MG, com o transformador MT/BT a 20% da plena carga e com Uh5=Uh7=0 na rede de MT
46
O gráfico representado na figura 5.1.6 mostra, comparativamente, a variação da THDu, sem e com
MG, no CA2 e nos pontos relevantes da rede eléctrica do condomínio.
Na figura 5.1.7 ilustra-se, comparativamente, o FP sem e com MG, no CA2 e nos pontos
relevantes da rede eléctrica do condomínio. Verifica-se que a introdução das UM piora ligeiramente o FP
e por outro lado, devido à injecção de potência activa na rede eléctrica o FP passa a ser negativo.
5.1.3. 3º Ensaio com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e sem MG
Este ensaio é perfeitamente análogo ao 1º ensaio mas com o transformador a 80% da plena
carga.
Figura 5.1.6 Gráfico comparativo da THDu no CA2 e nos pontos relevantes da rede eléctrica do condomínio, com e sem MG, com o transformador MT/BT a 20% da plena carga e com Uh5=Uh7=0 na rede de MT.
Figura 5.1.7 Gráfico comparativo do FP no CA2 e nos pontos relevantes da rede eléctrica do condomínio, com e sem MG, com o transformador MT/BT a 20% da plena carga e com Uh5=Uh7=0 na rede de MT
47
Os valores obtidos para as redes de MT e BT são descritos nas tabelas 5.1.5 e 5.1.6. Na figura
5.1.8 representa-se a variação da THDu no CA2 e nos pontos relevantes da rede eléctrica do
condomínio.
Valores obtidos por simulação na Rede de MT
Fases U12 Fases U23 Fases U31 Tensão (p.u) 0,999 0,999 0,999
THDu (%) 0,060 0,060 0,060 Ku (%) 0,018
Corrente (p.u) 0,792 0,756 0,878 THDi (%) 5,480 5,230 4,650 P (p.u) 0,729 Q (p.u) 0,342
FP 0,905
Valores obtidos por simulação na Rede de BT Local na rede CA2 Moradia 3 Moradia 6 Moradia 11 Moradia 12
Fase L1 L2 L3 L3 L1 L1 L1 Tensão (p.u) 1,032 1,028 1,025 1,012 1,005 0,998 1,000
THDu (%) 2,710 3,010 3,110 4,640 4,690 6,540 7,500 Ku (%) 0,329 - - - -
Corrente (p.u) 0,700 0,855 0,920 0,039 0,039 0,038 0,037 THDi (%) 26,450 24,500 23,730 41,450 41,070 38,380 36,96
Corrente no neutro (p.u) 0,607 0,039 0,039 0,038 0,037 P (p.u) 0,721 0,011 0,010 0,010 0,010 Q (p.u) 0,306 0,005 0,005 0,004 0,004
FP 0,921 0,911 0,915 0,921 0,923
Tabela 5.1.5 Valores obtidos por simulação na Rede de MT com Uh5=Uh7=0, sem MG na rede de BT e com o transformador MT/BT a 80% da plena carga
Tabela 5.1.6 Valores obtidos por simulação na Rede de BT, sem MG, com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e com Uh5=Uh7=0 na rede de MT,
Figura 5.1.8 Evolução da THDu no CA2 e nos pontos relevantes da rede eléctrica do condomínio, sem MG, com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e com Uh5=Uh7=0 na rede de MT
48
5.1.4. 4º Ensaio com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e com MG
Este ensaio com o transformador a 80% da plena carga é no restante perfeitamente análogo ao 2º
ensaio e os valores obtidos são os descritos nas tabelas 5.1.7 e 5.1.8, respectivamente para as redes de
MT e BT.
Valores obtidos por simulação na Rede de MT
Fases U12 Fases U23 Fases U31 Tensão (p.u) 0,999 0,999 0,999
THDu (%) 0,070 0,060 0,070 Ku (%) 0,020
Corrente (p.u) 0,562 0,530 0,654 THDi (%) 7,515 6,791 6,096 P (p.u) 0,483 Q (p.u) 0,316
FP 0,837
Valores obtidos por simulação na Rede de BT Local na rede CA2 Moradia 3 Moradia 6 Moradia 11 Moradia 12
Fase L1 L2 L3 L3 L1 L1 L1 Tensão (p.u) 1,036 1,031 1,029 1,022 1,022 1,018 1,019
THDu (%) 2,850 3,060 3,210 4,730 4,860 6,660 7,630 Ku (%) 0,332 - - - -
Corrente (p.u) 0,484 0,656 0,683 0,027 0,026 0,025 0,025 THDi (%) 41,550 33,300 33,710 68,460 68,200 65,750 63,870
Corrente no neutro (p.u) 0,620 0,027 0,026 0,025 0,025 P (p.u) 0,479 0,005 0,005 0,005 0,005 Q (p.u) 0,293 0,005 0,005 0,004 0,004
FP 0,854 0,741 0,755 0,770 0,774
A análise da tabela 5.1.8 mostra que no cenário I este ensaio é aquele que apresenta maiores
valores na THDu. Revela também, e tal como aconteceu com o transformador a 20% da plena carga,
que com o transformador a 80% da plena carga a diferença na THDu com e sem MG é muito pequena.
Nas figuras 5.1.9 e 5.1.10 ilustra-se à entrada da Moradia 12, durante um período,
respectivamente a onda de tensão e a onda de corrente no domínio do tempo e no domínio da
frequência onde através da análise FFT se podem confirmar os valores de THDu e THDi descritos na
tabela 5.18.
O gráfico da figura 5.1.11 mostra, comparativamente, o Ku na rede eléctrica de MT e no CA2, nas
situações sem e com MG e com o transformador MT/BT a 20% e 80% da plena carga. Verifica-se que o
Tabela 5.1.7 Valores obtidos por simulação na Rede de MT com Uh5=Uh7=0, com MG na rede de BT e com o transformador MT/BT a 80% da plena carga
Tabela 5.1.8 Valores obtidos por simulação na Rede de BT, com MG, com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e com Uh5=Uh7=0 na rede de MT
49
0.48 0.482 0.484 0.486 0.488 0.49 0.492 0.494 0.496 0.498
-200
0
200
FFT window: 1 of 25 cycles of selected signal
Time (s)
0 200 400 600 800 10000
2
4
6
8
Frequency (Hz)
Fundamental (50Hz) = 331.9 , THD= 7.63%
Mag
(%
of
Fun
dam
enta
l)
0.48 0.482 0.484 0.486 0.488 0.49 0.492 0.494 0.496 0.498-40
-20
0
20
40FFT window: 1 of 25 cycles of selected signal
Time (s)
0 200 400 600 800 10000
10
20
30
40
50
60
Frequency (Hz)
Fundamental (50Hz) = 25.44 , THD= 63.87%
Mag
(%
of
Fun
dam
enta
l)
Ku na rede de MT não sofre praticamente alteração e que na rede de BT é bastante maior na situação
em que o transformador se encontra a 80% da plena carga.
Figura 5.1.9 Análise FFT da onda de tensão à entrada da Moradia 12 com MG, com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e com Uh5=Uh7=0 na rede de MT
Figura 5.1.10 Análise FFT da onda de corrente à entrada da Moradia 12 com MG, com o transformador MT/BT a 80% da plena carga com Uh5=Uh7=0 na rede de MT
50
A figura 5.1.12 mostra que, com o transformador a 80% da plena carga, quando se introduz as UM
na rede eléctrica de BT, o FP piora significativamente. No caso menos grave (CA2) piora 7,23% e no
mais grave (Moradia 3) piora 18,66%.
Na figura 5.1.13 representa-se a variação da tensão na rede eléctrica de BT, sem e com MG e
com o transformador MT/BT a 20% e a 80% da plena carga. Como seria de esperar constata-se que com
o transformador MT/BT a 20% da plena carga as tensões são mais elevadas do que com o
transformador MT/BT a 80% da plena carga e por outro lado que a introdução das UM originam um
ligeiro aumento da tensão que nos casos mais significativos (Moradias 11 e 12 sem e com MG) atinge os
+2,00%.
Figura 5.1.11 Gráfico comparativo do Ku na rede eléctrica de MT/BT e no CA2 com e sem MG, com o transformador MT/BT a 20% e 80% da plena carga e com Uh5=Uh7=0 na rede de MT
Figura 5.1.12 Gráfico comparativo do FP no CA2 e nos pontos relevantes da rede eléctrica do condomínio, com e sem MG, com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e com Uh5=Uh7=0 na rede de MT
51
O gráfico da figura 5.1.14 mostra que as correntes de neutro no CA2 nos quatro ensaios
realizados são bastante elevadas principalmente no ensaio com o transformador a 80% da plena carga e
que a introdução das UM acresce, no caso mais significativo (transformador a 20% da plena carga), a
corrente de neutro em +8,29%.
Na figura 5.1.15 ilustra-se a variação da THDu, sem e com MG, com o transformador MT/BT a
20% e 80% da plena carga, no CA2 e nos pontos relevantes da rede eléctrica do condomínio. Verifica-se
que a THDu é muito maior com o transformador a 80% da plena carga do que com o transformador a
20% da plena carga. Pelo contrário que o acréscimo da THDu devido à introdução das UM é mais
significativa com o transformador a 20% da plena carga do que com o transformador a 80% da plena
carga.
Figura 5.1.14 Gráfico representativo das correntes de neutro no CA2, com e sem MG, com o transformador MT/BT a 20% e 80% da plena carga e com Uh5=Uh7=0 na rede de MT
Figura 5.1.13 Gráfico representativo das tensões no CA2 e nos pontos relevantes da rede eléctrica do condomínio, com e sem MG, com o transformador MT/BT a 20% e 80% da plena carga e com Uh5=Uh7=0 na rede de MT
52
As figuras 5.1.16 e 5.1.17 representam, à entrada da Moradia 12, as formas de onda da tensão
nas duas situações mais desfavoráveis, respectivamente com MG e transformador a 20% da plena carga
e com MG e transformador a 80% da plena carga.
Figura 5.1.15 Gráfico comparativo da THDu no CA2 e nos pontos relevantes da rede eléctrica do condomínio, c/ e s/ MG, com o transformador MT/BT a 20% e 80% da plena carga e com Uh5=Uh7=0 na rede de MT
Figura 5.1.16 Forma de onda da tensão à entrada da Moradia 12 com MG, com o transformador MT/BT a 20% da plena carga e com Uh5=Uh7=0 na rede de MT.
[s]
300
200
100
0
-100
-200
-300
[V]
0 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.1
[s]
300
200
100
0
-100
-200
-300
[V]
0 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.1
Figura 5.1.17 Forma de onda da tensão à entrada da Moradia 12 com MG, com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e com Uh5=Uh7=0 na rede de MT.
53
As figuras 5.1.18 e 5.1.19 ilustram, à entrada da Moradia 12, as formas de onda da corrente nas
duas situações mais desfavoráveis, ambas com MG e nas situações do transformador se encontrar a
20% e 80% da plena carga.
5.2. Cenário II: com 3% de harmónica de 5ª ordem e 1% de harmónica de 7ª ordem na rede de MT (Uh5=3% e Uh7=1%)
Tal com referido em 2) do ponto 5 do presente capitulo, neste cenário, e tal como no cenário
anterior, são realizados quatro ensaios dois com o transformador a 20% da plena carga sem e com MG e
os outros dois com o transformador a 80% da plena carga também sem e com MG.
Figura 5.1.18 Forma de onda da corrente à entrada da Moradia 12 com MG, com o transformador MT/BT a 20% da plena carga e com Uh5=Uh7=0 na rede de MT.
[s]
[A]
15
5
10
0
-5
-10
-15
-20 0 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.1
20
[s]
[A]
40
20
0
-20
-40
-60 0 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.1
60
Figura 5.1.19 Forma de onda da corrente à entrada da Moradia 12 com MG, com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e com Uh5=Uh7=0 na rede de MT.
54
5.2.1. 1º Ensaio com o transformador MT/BT a 20% da plena carga e sem MG
Da mesma forma que se procedeu no cenário I, o primeiro ensaio é realizado sem MG e com o
transformador MT/BT a 20% da plena carga e os valores obtidos são os descritos nas tabelas 5.2.1 e
5.2.2, respectivamente para as redes de MT e BT.
Valores obtidos por simulação na Rede de MT
Fases U12 Fases U23 Fases U31 Tensão (p.u) 1,000 1,000 1,000
THDu (%) 3,152 3,145 3,174 Ku (%) 0,000
Corrente (p.u) 0,201 0,188 0,218 THDi (%) 9,080 12,080 6,720 P (p.u) 0,180 Q (p.u) 0,090
FP 0,893
Valores obtidos por simulação na Rede de BT
Local na rede CA2 Moradia 3 Moradia 6 Moradia 11 Moradia 12 Fase L1 L2 L3 L3 L1 L1 L1
Tensão (p.u) 1,046 1,045 1,044 1,041 1,039 1,037 1,037 THDu (%) 3,110 3,060 3,485 3,632 3,216 3,470 3,640
Ku (%) 0,058 - - - - Corrente (p.u) 0,172 0,215 0,232 0,010 0,010 0,010 0,010
THDi (%) 35,460 34,190 30,070 41,860 46,880 46,010 45,530 Corrente no neutro (p.u) 0,193 0,010 0,010 0,010 0,010
P (p.u) 0,178 0,003 0,003 0,003 0,003 Q (p.u) 0,079 0,001 0,001 0,001 0,001
FP 0,914 0,914 0,903 0,905 0,906
Se compararmos as tabelas 5.2.1 e 5.2.2 com as tabelas 5.1.1 e 5.1.2 do 1º ensaio do cenário I
verificamos que o Ku melhorou relativamente ao ensaio realizado nas mesmas condições, mas sem a
presença de harmónicas na rede de MT. Verifica-se também que o FP não sofre alteração significativa.
O gráfico da figura 5.2.1 mostra que a variação da THDu, no CA2 e nos pontos relevantes da rede
eléctrica do condomínio, aumenta o seu valor absoluto com a introdução de 3% de harmónica de 5ª
ordem e 1% de harmónica de 7ª ordem na rede de MT. Contudo, verifica-se também que a variação da
THDu é do mesmo tipo da variação obtida no ensaio feito nas mesmas condições mas sem a presença
de harmónicas na rede de MT (1º ensaio do cenário I).
Tabela 5.2.1 Valores obtidos por simulação na Rede de MT com Uh5=3%; Uh7=1%, sem MG na rede de BT e com o transformador MT/BT a 20% da plena carga
Tabela 5.2.2 Valores obtidos por simulação na Rede de BT, sem MG, com o transformador MT/BT a 20% da plena carga e com Uh5=3%; Uh7=1% na rede de MT
55
5.2.2. 2º Ensaio com o transformador MT/BT a 20% da plena carga e com MG
Este ensaio é perfeitamente análogo ao 2º ensaio realizado no cenário I mas agora considerando,
na rede de MT, a presença de 3% de harmónica de 5ª ordem e 1% de harmónica de 7ª ordem. Nas
tabelas 5.2.3 e 5.2.4 são descritos os valores obtidos respectivamente para as redes de MT e BT.
Valores obtidos por simulação na Rede de MT
Fases U12 Fases U23 Fases U31 Tensão (p.u) 1,000 1,000 1,000
THDu (%) 3,150 3,149 3,160 Ku (%) 0,000
Corrente (p.u) 0,131 0,085 0,105 THDi (%) 13,130 24,970 14,470 P (p.u) -0,067 Q (p.u) 0,079
FP -0,644
Valores obtidos por simulação na Rede de BT Local na rede CA2 Moradia 3 Moradia 6 Moradia 11 Moradia 12
Fase L1 L2 L3 L3 L1 L1 L1 Tensão (p.u) 1,049 1,048 1,047 1,050 1,055 1,056 1,056
THDu (%) 3,750 3,510 3,750 4,030 3,580 4,050 4,430 Ku (%) 0,111 - - - -
Corrente (p.u) 0,135 0,104 0,128 0,010 0,010 0,010 0,010 THDi (%) 53,610 100,010 67,420 46,080 51,870 50,730 50,490
Corrente no neutro (p.u) 0,207 0,010 0,010 0,010 0,010 P (p.u) -0,068 -0,003 -0,003 -0,003 -0,003 Q (p.u) 0,069 0,001 0,001 0,001 0,001
FP -0,703 -0,893 -0,902 -0,907 -0,909
Tabela 5.2.4 Valores obtidos por simulação na Rede de BT, com MG, com o transformador MT/BT a 20% da plena carga e com Uh5=3%; Uh7=1%, na rede de MT
Figura 5.2.1 Gráfico comparativo da THDu no CA2 e nos pontos relevantes da rede eléctrica do condomínio, sem MG, com o transformador MT/BT a 20% da plena carga e nas situações com Uh5=0; Uh7=0 e Uh5=3%; Uh7=1% na rede de MT,
Tabela 5.2.3 Valores obtidos por simulação na Rede de MT com Uh5=3%; Uh7=1%, com MG na rede de BT e com o transformador MT/BT a 20% da plena carga
56
A análise comparativa das tabelas 5.2.3 e 5.2.4 com as tabelas 5.1.3 e 5.1.4 do 2º ensaio do
cenário I, permite-nos constatar que o Ku melhorou na rede de MT e piorou no CA2 relativamente ao
ensaio realizado nas mesmas condições mas sem a presença de harmónicas na rede de MT. O FP
piorou insignificantemente relativamente ao ensaio realizado nas mesmas condições mas sem a
presença de harmónicas na rede de MT (1,65% no pior caso).
A figura 5.2.2 ilustra a variação da THDu no CA2 e nos pontos relevantes da rede eléctrica do
condomínio, com MG e transformador de MT/BT a 20% da plena carga, nas situações em que se
considera a rede de MT sem quaisquer harmónicas e com de 3% de harmónica de 5ª ordem e 1% de
harmónica de 7ª ordem.
A observação do gráfico da figura 5.2.2 permite-nos verificar que, tal como no ensaio anterior, a
THDu aumenta o seu valor absoluto e mantém o mesmo tipo de variação da obtida no ensaio feito nas
mesmas condições mas sem a presença de harmónicas na rede de MT (2º ensaio do cenário I).
Observa-se uma pequena excepção em relação à Moradia 6 que no ensaio realizado sem harmónicas
na rede de MT apresenta uma THDu ligeiramente superior à THDu da Moradia 3 (2,71%) e neste ensaio
com Uh5=3% e Uh7=1% apresenta uma THDu inferior em 11,17% relativamente à Moradia 3.
5.2.3. 3º Ensaio com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e sem MG
Este ensaio é perfeitamente análogo ao 1º ensaio mas com o transformador a 80% da plena carga
e é realizado como o 3º ensaio do cenário I mas agora com Uh5=3% e Uh7=1%.
Os valores obtidos para as redes de MT e BT são descritos nas tabelas 5.2.5 e 5.2.6.
Figura 5.2.2 Gráfico comparativo da THDu no CA2 e nos pontos relevantes da rede eléctrica do condomínio, sem MG, com o transformador MT/BT a 20% da plena carga e nas situações de Uh5=0; Uh7=0 e Uh5=3%; Uh7=1% na rede de MT
57
Valores obtidos por simulação na Rede de MT
Fases U12 Fases U23 Fases U31 Tensão (p.u) 1,000 1,000 0,999
THDu (%) 3,123 3,133 3,160 Ku (%) 0,018
Corrente (p.u) 0,794 0,757 0,876 THDi (%) 6,339 7,386 3,930 P (p.u) 0,729 Q (p.u) 0,341
FP 0,906
Valores obtidos por simulação na Rede de BT Local na rede CA2 Moradia 3 Moradia 6 Moradia 11 Moradia 12
Fase L1 L2 L3 L3 L1 L1 L1 Tensão (p.u) 1,032 1,029 1,026 1,013 1,000 0,998 1,000
THDu (%) 3,730 4,100 4,252 5,390 5,270 7,000 7,920 Ku (%) 0,313 - - - -
Corrente (p.u) 0,699 0,859 0,917 0,039 0,039 0,038 0,037 THDi (%) 26,790 26,110 22,430 38,850 42,270 39,030 37,390
Corrente no neutro (p.u) 0,609 0,039 0,039 0,038 0,037 P (p.u) 0,722 0,011 0,010 0,010 0,010 Q (p.u) 0,305 0,005 0,005 0,004 0,004
FP 0,921 0,916 0,911 0,918 0,921
Se compararmos os valores obtidos neste ensaio com os valores obtidos no ensaio realizado nas
mesmas condições mas sem a presença de harmónicas na rede de MT (tabelas 5.1.5 e 5.1.6 do 3º
ensaio do cenário I) verifica-se que o Ku sofre uma ligeira melhoria (4,86%), a THDu piora no caso mais
desfavorável +5,60% e o FP e In não sofrem alteração mencionável.
Tal como na figura 5.2.2, a figura 5.2.3 representa a variação da THDu no CA2 e nos pontos
relevantes da rede eléctrica do condomínio, com MG mas agora com o transformador de MT/BT a 80%
da plena carga, nas situações em que se considera a rede de MT com Uh5=Uh7=0 e com Uh5=3% e
Uh7=1%. Na sua observação constata-se igualmente que a THDu aumenta o seu valor absoluto
mantendo-se o mesmo tipo de variação da obtida no ensaio nas mesmas condições mas sem a
presença de harmónicas na rede de MT (3º ensaio do cenário I). A excepção continua a ser o caso da
Moradia 6 que no presente ensaio apresenta uma THDu ligeiramente inferior ao da Moradia 3 (-2,28%) e
no ensaio realizado sem harmónicas na rede de MT apresenta uma THDu ligeiramente superior à THDu
da Moradia 3 (+1,08%).
Tabela 5.2.5 Valores obtidos por simulação na Rede de MT com Uh5=3% e Uh7=1%, sem MG na rede de BT e com o transformador MT/BT a 80% da plena carga
Tabela 5.2.6 Valores obtidos por simulação na Rede de BT, sem MG, com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e com Uh5=3% e Uh7=1% na rede de MT
58
5.2.4. 4º Ensaio com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e com MG
Este ensaio com o transformador a 80% da plena carga é totalmente análogo ao 4º ensaio
realizado no cenário I mas neste caso com Uh5=3% e Uh7=1%. Os valores obtidos são os descritos nas
tabelas 5.2.7 e 5.2.8, respectivamente para as redes de MT e BT.
Valores obtidos por simulação na Rede de MT
Fases U12 Fases U23 Fases U31 Tensão (p.u) 1,000 1,000 0,999
THDu (%) 3,122 3,138 3,160 Ku (%) 0,020
Corrente (p.u) 0,562 0,530 0,654 THDi (%) 8,750 9,719 4,920 P (p.u) 0,484 Q (p.u) 0,315
FP 0,838
Valores obtidos por simulação na Rede de BT Local na rede CA2 Moradia 3 Moradia 6 Moradia 11 Moradia 12
Fase L1 L2 L3 L3 L1 L1 L1 Tensão (p.u) 1,036 1,032 1,029 1,023 1,022 1,019 1,020
THDu (%) 3,850 4,320 4,340 5,527 5,290 7,150 8,110 Ku (%) 0,339 - - - -
Corrente (p.u) 0,482 0,660 0,681 0,026 0,027 0,025 0,025 THDi (%) 41,850 35,740 31,840 64,640 69,830 66,610 64,220
Corrente no neutro (p.u) 0,681 0,026 0,027 0,025 0,025 P (p.u) 0,479 0,005 0,005 0,005 0,005 Q (p.u) 0,292 0,005 0,005 0,004 0,004
FP 0,854 0,747 0,743 0,762 0,770
Tabela 5.2.7 Valores obtidos por simulação na Rede de MT com Uh5=3% e Uh7=1%, com MG na rede de BT e com o transformador MT/BT a 80% da plena carga
Tabela 5.2.8 Valores obtidos por simulação na Rede de BT, com MG, com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e com Uh5=3% e Uh7=1% na rede de MT
Figura 5.2.3 Gráfico comparativo da THDu no CA2 e nos pontos relevantes da rede eléctrica do condomínio, sem MG, com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e nas situações de Uh5=0; Uh7=0 e Uh5=3%; Uh7=1% na rede de MT
59
0.48 0.482 0.484 0.486 0.488 0.49 0.492 0.494 0.496 0.498
-200
0
200
FFT window: 1 of 25 cycles of selected signal
Time (s)
0 200 400 600 800 10000
2
4
6
8
Frequency (Hz)
Fundamental (50Hz) = 331.8 , THD= 8.11%
Mag
(%
of
Fun
dam
enta
l)
A observação da tabela 5.2.8 revela que este ensaio é, dentro do cenário II (com Uh5=3% e
Uh7=1% na rede de MT), aquele que apresenta maiores valores da THDu. Nesta situação e tal como se
tinha também verificado no mesmo ensaio sem a presença de quaisquer harmónicas na rede de MT (4º
ensaio do cenário I) a introdução de UM não contribui muito significativamente para o aumento da THDu
sendo o caso mais significativo verificado no CA2 com um aumento de +5,37% na fase L2. De notar que
embora não sendo a fase mais carregada (L2) o valor da corrente é muito próximo do da fase mais
carregada (L3) e em contra partida a THDi nesta fase (L2) apresenta um valor superior em +12,25%.
A figura 5.2.4 ilustra à entrada da Moradia 12, durante um período, a análise FFT da onda de
tensão no domínio do tempo e no domínio da frequência.
Na figura 5.2.5 pode se ver à entrada da Moradia 12, durante um período, a análise FFT da onda
de corrente no domínio do tempo e no domínio da frequência.
No gráfico da figura 5.2.6 pode-se verificar que o Ku para além de ser bastante maior na situação
em que o transformador se encontra a 80% da plena carga sofre ainda um aumento na situação em que
se considera a presença de Uh5=3% e Uh7=1% na rede de MT, particularmente na situação em que o
transformador MT/BT se encontra a 20% da plena carga (+14,43%).
Figura 5.2.4 Análise FFT da onda de tensão à entrada da Moradia 12, com MG, com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e com Uh5=3% e Uh7=1% na rede de MT
60
0.48 0.482 0.484 0.486 0.488 0.49 0.492 0.494 0.496 0.498-40
-20
0
20
40FFT window: 1 of 25 cycles of selected signal
Time (s)
0 200 400 600 800 10000
10
20
30
40
50
60
Frequency (Hz)
Fundamental (50Hz) = 25.2 , THD= 64.22%
Mag
(%
of
Fun
dam
enta
l)
Na figura 5.2.7 pode se verificar que o FP nos pontos da rede eléctrica do condomínio mais
distantes do CA2 piorou ligeiramente com a introdução de harmónicas na rede de MT.
Figura 5.2.5 Análise FFT da onda de corrente à entrada da Moradia 12 com MG, com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e com Uh5=3% e Uh7=1% na rede de MT.
Figura 5.2.6 Gráfico comparativo do Ku na rede eléctrica de MT, com Uh5=Uh7=0 e Uh5=3%; Uh7=1%, e no CA2 com MG na rede de MT e com o transformador MT/BT a 20% e 80% da plena carga
61
O gráfico da figura 5.2.8 mostra que a introdução de harmónicas na rede de MT não altera o valor
da tensão na rede eléctrica de BT.
De igual forma, a figura 5.2.9 mostra que a introdução de harmónicas na rede de MT não implica
nenhuma alteração significativa nas correntes de neutro, mantendo-se as mesmas bastante elevadas
devido ao desequilíbrio da repartição das cargas pelas três fases (L1, L2 e L3) e também pelas elevadas
THDi em cada uma delas.
Figura 5.2.7 Gráfico comparativo do FP no CA2 e nos pontos relevantes da rede eléctrica do condomínio, com MG, com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e com Uh5=Uh7=0 e Uh5=3%; Uh7=1% na rede de MT
Figura 5.2.8 Gráfico representativo das tensões no CA2 e nos pontos relevantes da rede eléctrica do condomínio, com MG, com Uh5=Uh7=0 e Uh5=3%; Uh7=1% na rede de MT e com o transformador MT/BT a 20% da plena carga
62
A figura 5.2.10 representa a variação da THDu no CA2 e nos pontos relevantes da rede eléctrica
do condomínio verificando-se que a mesma aumenta com a introdução de harmónicas na rede de MT e
que esse aumento é mais significativo quando o transformador MT/BT se encontra a 20% da plena
carga.
Nas figuras 5.2.11 a 5.2.14 representam-se, na situação mais desfavorável em termos de THDu
(com MG e transformador MT/BT a 80% da plena carga), as formas de onda da tensão no CA2 e no
Figura 5.2.9 Gráfico representativo das correntes de neutro no CA2, com MG, com o transformador MT/BT a 20% e 80% da plena carga e com Uh5=Uh7=0 e Uh5=3%; Uh7=1% na rede de MT
Figura 5.2.10 Gráfico comparativo da THDu no CA2 e nos pontos relevantes da rede eléctrica do condomínio, com MG, com Uh5=Uh7=0 e Uh5=3%; Uh7=1% na rede de MT, e com o transformador MT/BT a 20% e 80% da plena carga
63
ponto da rede mais afastado (Moradia 12) nas situações em que se considera Uh5=Uh7=0 e Uh5=3% e
Uh7=1%.
Figura 5.2.11 Formas de onda da tensão no CA2, com MG, com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e com Uh5=Uh7=0 na rede de MT
400
300
200
100
-100
-200
-300
-400 [s]
[V]
0
0 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.1
Figura 5.2.12 Formas de onda da tensão no CA2, com MG, com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e com Uh5=3% e Uh7=1% na rede de MT
400
300
200
100
-100
-200
-300
-400 [s]
[V]
0
0 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.1
Figura 5.2.13 Forma de onda da tensão à entrada da Moradia 12, com MG, com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e com Uh5=Uh7=0 na rede de MT
[s]
300
200
100
0
-100
-200
-300
[V]
0 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.1
64
As figuras 5.2.15 e 5.2.16 ilustram, no CA2 e à entrada da Moradia 12, as formas de onda da
corrente considerando-se Uh5=3% e Uh7=1% na rede de MT e rede de BT com MG e transformador
MT/BT a 80% da plena carga.
Figura 5.2.14 Forma de onda da tensão à entrada da Moradia 12, com MG, com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e com Uh5=3% e Uh7=1% na rede de MT
[s]
300
200
100
0
-100
-200
-300
[V]
0 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.1
Figura 5.2.15 Formas de onda da corrente no CA2, com MG, com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e com Uh5=3% e Uh7=1% na rede de MT
1000
-1000
500
-500
[s]
[V]
0
0 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.1
Figura 5.2.16 Forma de onda da corrente à entrada da Moradia 12, com MG, com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e com Uh5=3% e Uh7=1% na rede de MT
[s]
[A]
40
20
0
-20
-40
-60 0 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.1
60
65
5.2.5. Ensaio Suplementar com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e com MG alterando os cabos de alimentação do A.D.3 e Moradia 11
Conforme referido no ponto 5, o cenário II (Uh5=3% e Uh7=1%) é aquele que tem maior
probabilidade de ocorrer. Tendo se verificado que a pior situação em termos de THDu ocorre na situação
com MG e com o transformador MT/BT a 80% da plena carga surgiu a necessidade de se realizar este
ensaio suplementar para se verificar se, alterando os cabos de alimentação ao A.D.3 e à Moradia 11, se
consegue melhorar a THDu para valores inferiores ao máximo previsto na NP 50160 ( ).
Desta forma, o cabo de alimentação ao A.D.3 será substituído por dois cabos do tipo
LVAV3x185+95 mm² em paralelo e o cabo de alimentação à Moradia 11 será substituído por um cabo da
mesma secção mas tetrapolar do tipo LSVAV4x16 mm². Os valores obtidos são os descritos nas tabelas
5.2.9 e 5.2.10, respectivamente para as redes de MT e BT.
Valores obtidos por simulação na Rede de MT
Fases U12 Fases U23 Fases U31 Tensão (p.u) 1,000 1,000 0,999
THDu (%) 3,121 3,136 3,161 Ku (%) 0,020
Corrente (p.u) 0,564 0,532 0,655 THDi (%) 8,810 9,916 4,860 P (p.u) 0,484 Q (p.u) 0,317
FP 0,837
Valores obtidos por simulação na Rede de BT
Local na rede CA2 Moradia 3 Moradia 6 Moradia 11 Moradia 12 Fase L1 L2 L3 L3 L1 L1 L1
Tensão (p.u) 1,036 1,032 1,029 1,023 1,022 1,025 1,022 THDu (%) 3,830 4,210 4,300 5,460 5,390 6,760 6,630
Ku (%) 0,323 - - - - Corrente (p.u) 0,485 0,662 0,682 0,026 0,027 0,026 0,026
THDi (%) 42,240 35,750 32,150 64,020 70,070 66,830 67,710 Corrente no neutro (p.u) 0,626 0,026 0,027 0,026 0,026
P (p.u) 0,480 0,005 0,005 0,005 0,005 Q (p.u) 0,294 0,005 0,005 0,005 0,005
FP 0,853 0,748 0,744 0,754 0,753
Os valores obtidos quando comparados com os do ensaio anterior, permite-nos verificar que a
única alteração significativa se passa ao nível da THDu da Moradia 11 e Moradia 12 uma vez que esta
ultima é alimentada pelo A.D.3 cujo cabo de alimentação foi alterado. A comparação dos valores da
THDu com os obtidos no 4º ensaio é reapresentada no gráfico da figura 5.2.17.
Tabela 5.2.10 Valores obtidos por simulação na Rede de BT, com MG, com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e com Uh5=3% e Uh7=1% na rede de MT mas alterando os cabos de alimentação ao A.D.3 e Moradia 11.
Tabela 5.2.9 Valores obtidos por simulação na Rede de MT com Uh5=3% e Uh7=1%, com MG na rede de BT e com o transformador MT/BT a 80% da plena carga mas alterando os cabos de alimentação ao A.D.3 e Moradia 11.
66
Os valores da tensão nas Moradias 11 e 12 aumentaram ligeiramente o que é perfeitamente
compreensível na medida em que a THDu diminuiu 5,45% na Moradia 11 e 21,95% na Moradia 12.
Verifica-se uma diminuição quatro vezes maior obtida na THDu da Moradia 12 (alimentada pelo
A.D.3) que se deve essencialmente ao facto da corrente de serviço que circula no cabo de alimentação
ao A.D.3 ser substancialmente superior (dobro) à que circula no cabo de alimentação da Moradia 11. Por
outro lado os dois cabos LVAV3x185+95 mm² em paralelo apresentam um valor de reactância por
quilómetro praticamente igual à do cabo LSVAV4x16 usado numa alimentação monofásica (2 condutores
de 16 mm² em paralelo) e a distância métrica ao A.D.3 (258 m) é muito superior à distância entre o A.D.2
e a Moradia 11 (54 m).
As figuras 5.2.18 e 5.2.19 mostram respectivamente, à entrada da Moradia 11 e Moradia 12,
durante um período, a análise FFT da onda de tensão no domínio do tempo e no domínio da frequência
obtida neste ensaio suplementar.
Tendo-se em consideração que a potência eléctrica total a contratar ao distribuidor do S.E.P para
o condomínio é 93,09 kVA e que a escolha do transformador de potência a instalar no PST depende
exclusivamente da decisão do distribuidor do S.E.P, é muito provável que o transformador instalado no
PST seja de 250 kVA e não o de 630 kVA que, por razões de conduzir a maiores correntes de curto-
circuito, foi considerado no dimensionamento do projecto das Instalações de Utilização de Energia
Eléctrica do condomínio.
A verificar-se esse facto, a THDu fica ainda mais agravada e por isso realizou-se mais um ensaio
nas mesmas condições do ensaio suplementar mas considerando um transformador MT/BT de 250 kVA.
Figura 5.2.17 Gráfico comparativo da THDu no CA2 e nos pontos relevantes da rede eléctrica do condomínio no 4º ensaio e ensaio suplementar
67
0.48 0.482 0.484 0.486 0.488 0.49 0.492 0.494 0.496 0.498
-200
0
200
FFT window: 1 of 25 cycles of selected signal
Time (s)
0 200 400 600 800 10000
1
2
3
4
5
Frequency (Hz)
Fundamental (50Hz) = 333 , THD= 6.33%
Mag
(%
of
Fun
dam
enta
l)
0.48 0.482 0.484 0.486 0.488 0.49 0.492 0.494 0.496 0.498
-200
0
200
FFT window: 1 of 25 cycles of selected signal
Time (s)
0 200 400 600 800 10000
1
2
3
4
5
6
Frequency (Hz)
Fundamental (50Hz) = 333.5 , THD= 6.76%
Mag
(%
of
Fun
dam
enta
l)
Os resultados obtidos são apresentados no ANEXO D e revelam que a solução adoptada no
cenário suplementar (2 cabos LVAV3x185+95 mm² para alimentar o A.D.3 e 1 cabo LSVAV4x16 mm²
para a Moradia 11) continua a garantir o cumprimento da NP 50160.
Figura 5.2.19 Análise FFT da onda de tensão à entrada da Moradia 12, no ensaio suplementar
Figura 5.2.18 Análise FFT da onda de tensão à entrada da Moradia 11, no ensaio suplementar
68
5.3. Cenário III: com 5% de harmónica de 5ª ordem e 3% de harmónica de 7ª ordem na rede de MT (Uh5=5% e Uh7=3%)
Neste cenário, e tal como referido em 3) do ponto 5 do presente capitulo, realizam-se mais quatro
ensaios em condições perfeitamente idênticas às dos dois primeiros cenários mas neste caso
considerando-se, na rede de MT, 5% de harmónica de 5ª ordem e 3% de harmónica de 7ª ordem.
5.3.1. 1º Ensaio com o transformador MT/BT a 20% da plena carga e sem MG
Este ensaio é realizado da mesma forma que se procedeu nos dois primeiros cenários e os
valores obtidos são os descritos nas tabelas 5.3.1 e 5.3.2, respectivamente para as redes de MT e BT.
Valores obtidos por simulação na Rede de MT
Fases U12 Fases U23 Fases U31 Tensão (p.u) 1,001 1,001 1,001
THDu (%) 5,818 5,808 5,830 Ku (%) 0,000
Corrente (p.u) 0,201 0,188 0,219 THDi (%) 9,832 14,290 7,170 P (p.u) 0,180 Q (p.u) 0,090
FP 0,894
Valores obtidos por simulação na Rede de BT Local na rede CA2 Moradia 3 Moradia 6 Moradia 11 Moradia 12
Fase L1 L2 L3 L3 L1 L1 L1 Tensão (p.u) 1,047 1,046 1,046 1,042 1,040 1,038 1,038
THDu (%) 5,690 5,620 5,893 5,957 5,740 5,880 5,980 Ku (%) 0,057 - - - -
Corrente (p.u) 0,172 0,216 0,231 0,010 0,010 0,010 0,010 THDi (%) 36,550 34,950 29,120 40,330 48,590 47,490 46,910
Corrente no neutro (p.u) 0,192 0,010 0,010 0,010 0,010 P (p.u) 0,178 0,003 0,003 0,003 0,003 Q (p.u) 0,079 0,001 0,001 0,001 0,001
FP 0,915 0,920 0,899 0,902 0,903
Os valores obtidos quando comparados com os obtidos nos ensaios homólogos dos dois primeiros
cenários (Uh5=Uh7=0 e Uh5=3% e Uh7=1%) facilmente se verifica que a alteração significativa é ao
nível da THDu na rede eléctrica de BT devendo-se esse facto essencialmente ao aumento da THDu na
rede eléctrica de MT.
Tabela 5.3.1 Valores obtidos por simulação na Rede de MT com Uh5=5%; Uh7=3%, sem MG na rede de BT e com o transformador MT/BT a 20% da plena carga
Tabela 5.3.2 Valores obtidos por simulação na Rede de BT, sem MG, com o transformador MT/BT a 20% da plena carga e com Uh5=5%; Uh7=3%, na rede de MT
69
No gráfico da figura 5.3.1 mostra-se a variação da THDu no CA2 e nos pontos relevantes da rede
eléctrica do condomínio, sem MG e com o transformador a 20% da plena carga, nos cenários I, II e III
(Uh5=Uh7=0; Uh5=3% e Uh7=1%; Uh5=5% e Uh7=3%).
O gráfico da figura 5.3.2 mostra em primeiro lugar que o Ku tem um valor muito baixo em qualquer
um dos três cenários e em segundo lugar que a introdução de harmónicas na rede de MT melhorou o Ku
em 30,95%. Verifica-se também que o Ku não sofre alteração do cenário II (Uh5=3% e Uh7=1%) para o
cenário III (UH5=5% e Uh7=3%).
Figura 5.3.1 Gráfico comparativo da THDu no CA2 e nos pontos relevantes da rede eléctrica do condomínio, sem MG, e com o transformador MT/BT a 20% da plena carga e com Uh5=Uh7=0, Uh5=3%; Uh7=1% e Uh5=5%; Uh7=3% na rede de MT
Figura 5.3.2 Gráfico comparativo do Ku no CA2, com Uh5=Uh7=0, Uh5=3%; Uh7=1% e Uh5=5%; Uh7=3% na rede de MT, e com a rede eléctrica de BT sem MG e com o transformador MT/BT a 20% da plena carga
70
5.3.2. 2º Ensaio com o transformador MT/BT a 20% da plena carga e com MG Este ensaio é em tudo análogo aos ensaios homólogos realizados nos cenários I e II mas agora
com a introdução de 5% de harmónica de 5ª ordem e 3% de harmónica de 7ª ordem. Os valores obtidos
estão descritos nas tabelas 5.3.2 e 5.3.3, respectivamente para as redes de MT e BT.
Valores obtidos por simulação na Rede de MT
Fases U12 Fases U23 Fases U31 Tensão (p.u) 1,001 1,002 1,001
THDu (%) 5,814 5,814 5,833 Ku (%) 0,067
Corrente (p.u) 0,133 0,084 0,103 THDi (%) 16,440 30,590 16,440 P (p.u) -0,061 Q (p.u) 0,081
FP -0,597
Valores obtidos por simulação na Rede de BT
Local na rede CA2 Moradia 3 Moradia 6 Moradia 11 Moradia 12 Fase L1 L2 L3 L3 L1 L1 L1
Tensão (p.u) 1,050 1,049 1,048 1,051 1,055 1,056 1,055 THDu (%) 5,790 5,690 5,910 5,960 5,900 6,320 6,610
Ku (%) 0,120 - - - - Corrente (p.u) 0,133 0,010 0,131 0,009 0,009 0,009 0,009
THDi (%) 53,750 110,290 63,520 49,130 57,430 56,520 56,400 Corrente no neutro (p.u) 0,202 0,009 0,009 0,009 0,009
P (p.u) -0,062 -0,002 -0,002 -0,002 -0,002 Q (p.u) 0,072 0,001 0,001 0,001 0,001
FP -0,657 -0,848 -0,867 -0,872 -0,876
Tal como no ensaio anterior sem MG, a comparação dos valores obtidos com os dos ensaios
homólogos dos dois primeiros cenários (Uh5=Uh7=0 e Uh5=3% e Uh7=1%) permite-nos uma vez mais
constatar que a alteração mais significativa se verifica na THDu da rede eléctrica de BT. A introdução
das UM provoca um aumento da THDi e, neste ensaio com o transformador MT/BT a 20% da sua plena
carga, uma injecção de potência activa nas redes eléctricas de MT e BT.
O gráfico da figura 5.3.3 ilustra a variação da THDu no CA2 e nos pontos relevantes da rede
eléctrica do condomínio, com MG e com o transformador a 20% da plena carga, nos cenários I, II e III
(Uh5=Uh7=0; Uh5=3% e Uh7=1%; Uh5=5% e Uh7=3%). Verifica-se que o aumento da THDu é
substancialmente maior do cenário I (Uh5=Uh7=0) para o cenário II (Uh5=3% e Uh7=1%) nos casos do
CA2 e Moradia 3 e que o aumento passa a ser mais significativo do cenário II para o cenário III (Uh5=5%
e Uh7=3%) nos casos das moradias mais afastadas do CA2 (Moradias 6, 11 e 12).
Tabela 5.3.3 Valores obtidos por simulação na Rede de BT, com MG, com o transformador MT/BT a 20% da plena carga e com Uh5=5%; Uh7=3%, na rede de MT
Tabela 5.3.2 Valores obtidos por simulação na Rede de MT com Uh5=5%; Uh7=3%, com MG na rede eléctrica de BT e com o transformador MT/BT a 20% da plena carga
71
5.3.3. 3º Ensaio com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e sem MG
Os valores obtidos neste ensaio para as redes eléctricas de MT e BT são os descritos
respectivamente nas tabelas 5.3.4 e 5.3.5. Tal como nos 1º e 2º ensaios, este ensaio é realizado nas
mesmas condições que os seus homólogos dos cenários I e II mas agora com a introdução de 5% de
harmónica de 5ª ordem e 3% de harmónica de 7ª ordem.
Valores obtidos por simulação na Rede de MT
Fases U12 Fases U23 Fases U31 Tensão (p.u) 1,001 1,001 1,000
THDu (%) 5,783 5,778 5,801 Ku (%) 0,067
Corrente (p.u) 0,791 0,756 0,873 THDi (%) 7,879 9,210 5,374 P (p.u) 0,726 Q (p.u) 0,339
FP 0,906
A análise da tabela 5.3.5 permite-nos verificar que, na eventualidade da rede de MT possuir 5% de
harmónica de 5ª ordem e 3% de harmónica de 7ª ordem, a THDu nas Moradias mais afastadas do CA2
(11 e 12) ultrapassa os 8% máximos previstos na norma NP 50160. Uma vez mais, na comparação dos
valores obtidos com os dos ensaios homólogos dos cenários I e II, verifica-se que a alteração mais
significativa acontece na THDu.
Figura 5.3.3 Gráfico comparativo da THDu no CA2 e nos pontos relevantes da rede eléctrica do condomínio, com MG, com Uh5=Uh7=0, Uh5=3%; Uh7=1% e Uh5=5%; Uh7=3% na rede de MT, e com o transformador MT/BT a 20% da plena carga
Tabela 5.3.4 Valores obtidos por simulação na Rede de MT com Uh5=5%; Uh7=3%, sem MG na Rede de BT e com o transformador MT/BT a 80% da plena carga
72
Valores obtidos por simulação na Rede de BT Local na rede CA2 Moradia 3 Moradia 6 Moradia 11 Moradia 12
Fase L1 L2 L3 L3 L1 L1 L1 Tensão (p.u) 1,034 1,030 1,027 1,014 1,007 0,999 1,001
THDu (%) 5,750 6,060 5,860 6,640 6,769 8,160 8,880 Ku (%) 0,313 - - - -
Corrente (p.u) 0,695 0,860 0,913 0,039 0,039 0,038 0,037 THDi (%) 26,880 27,110 22,220 37,620 43,100 39,290 37,390
Corrente no neutro (p.u) 0,605 0,039 0,039 0,038 0,037 P (p.u) 0,719 0,011 0,010 0,010 0,010 Q (p.u) 0,303 0,005 0,005 0,004 0,004
FP 0,921 0,918 0,909 0,919 0,922
No gráfico da figura 5.3.4 ilustra-se a variação da THDu no CA2 e nos pontos relevantes da rede
eléctrica do condomínio e com o transformador a 80% da plena, nos cenários I, II e III (Uh5=Uh7=0;
Uh5=3% e Uh7=1%; Uh5=5% e Uh7=3%). O gráfico mostra que a variação da THDu com a introdução
de harmónicas de 5ª e 7ª ordem na rede de MT é mais significativa no CA2 do que nas Moradias que
estão mais afastadas.
5.3.4. 4º Ensaio com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e com MG
Este ensaio é realizado nas mesmas condições do ensaio anterior tendo-se apenas introduzido na
rede eléctrica de BT as UM. Como seria de esperar a THDu piorou registando-se no caso mais
desfavorável (Moradia 12) uma THDu superior em 22,38% em relação ao valor máximo estipulado na
norma NP 50160 (THDu Os valores obtidos são os descritos nas tabelas 5.3.6 e 5.3.7
respectivamente para as redes de MT e BT.
Tabela 5.3.5 Valores obtidos por simulação na Rede de BT sem MG, com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e com Uh5=5%; Uh7=3%, na rede de MT
Figura 5.3.4 Gráfico comparativo da THDu no CA2 e nos pontos relevantes da rede eléctrica do condomínio, sem MG, com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e com Uh5=Uh7=0, Uh5=3%; Uh7=1% e Uh5=5%; Uh7=3% na rede de MT
73
Valores obtidos por simulação na Rede de MT
Fases U12 Fases U23 Fases U31 Tensão (p.u) 1,001 1,001 1,001
THDu (%) 5,776 5,773 5,819 Ku (%) 0,000
Corrente (p.u) 0,590 0,557 0,688 THDi (%) 12,710 18,210 10,020 P (p.u) 0,514 Q (p.u) 0,314
FP 0,854
Valores obtidos por simulação na Rede de BT
Local na rede CA2 Moradia 3 Moradia 6 Moradia 11 Moradia 12 Fase L1 L2 L3 L3 L1 L1 L1
Tensão (p.u) 1,037 1,033 1,030 1,023 1,022 1,019 1,020 THDu (%) 5,993 5,884 6,500 7,530 7,260 8,880 9,790
Ku (%) 0,331 - - - - Corrente (p.u) 0,491 0,676 0,700 0,027 0,028 0,026 0,025
THDi (%) 45,270 41,690 34,470 71,290 81,470 74,850 71,880 Corrente no neutro (p.u) 0,664 0,027 0,028 0,026 0,025
P (p.u) 0,510 0,006 0,006 0,006 0,006 Q (p.u) 0,289 0,005 0,005 0,004 0,004
FP 0,870 0,790 0,773 0,799 0,808
O gráfico da figura 5.3.5 ilustra a variação da THDu no CA2 e nos pontos relevantes da rede
eléctrica do condomínio, com MG e com o transformador a 80% da plena carga, nos cenários I, II e III
(Uh5=Uh7=0; Uh5=3% e Uh7=1%; Uh5=5% e Uh7=3%).
Tabela 5.3.7 Valores obtidos por simulação na Rede de BT, com MG, com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e com Uh5=5%; Uh7=3%, na rede de MT
Tabela 5.3.6 Valores obtidos por simulação na Rede de MT com Uh5=5%; Uh7=3%, com MG na rede de BT e com o transformador MT/BT a 80% da plena carga
Figura 5.3.5 Gráfico comparativo da THDu no CA2 e nos pontos relevantes da rede eléctrica do condomínio, com MG, com Uh5=Uh7=0, Uh5=3%, Uh7=1% e Uh5=5%; Uh7=3% na rede de MT, e com o transformador MT/BT a 80% da plena carga
74
De forma perfeitamente idêntica à do ensaio anterior sem MG, os valores obtidos, quando
comparados com os dos ensaios homólogos dos cenários I e II (Uh5=Uh7=0 e Uh5=3% e Uh7=1%),
permite-nos constatar que a alteração mais significativa se verifica uma vez mais na THDu da rede
eléctrica de BT tendo esta aumentado com a introdução das UM.
75
6. Conclusões e Sugestões de Trabalhos Futuros
Face ao principal objectivo a atingir com a realização deste trabalho pode-se dizer que o mesmo
foi conseguido.
O modelo criado em Matlab/Simulink representa com rigor a rede eléctrica estudada tendo por isso
permitido a realização das simulações numéricas necessárias ao seu estudo nos três cenários definidos
e com os pressupostos estipulados.
A análise dos resultados obtidos no capítulo 5 permite-nos concluir o seguinte:
1) Com a introdução de harmónicas de 5ª e 7ª ordem na rede de MT verifica-se o aumento global
da THDu nas redes de MT e BT.
2) A instalação de UM na rede de BT tem como principais consequências piorar o FP, aumentar a
THDu, aumentar a corrente de neutro e aumentar o valor eficaz da tensão, em particular nos
pontos da rede onde são inseridas. O impacto causado pelas UM é maior com o transformador
a 20% da plena carga do que com o transformador a 80% da sua plena carga.
3) Quando a potência total instalada de MG atinge o valor de 25% da potência nominal do
transformador MT/BT e este por sua vez se encontra a 20% da sua plena carga, passa a existir
injecção de potência activa na rede eléctrica (BT e MT) ficando o FP com valores negativos.
4) A THDu é causada essencialmente pela elevada presença de cargas não lineares existentes na
rede de BT (80% na rede eléctrica do condomínio e 60% na rede eléctrica rural) sendo o valor
mais elevado obtido quando o transformador se encontra a 80% da plena carga e a rede de BT
possui instaladas as UM.
5) As elevadas correntes de neutro verificadas, em especial nos ensaios com o transformador a
80% da plena carga, são devidas essencialmente às elevadas THDi das cargas não lineares
existentes na rede de BT.
6) O Desequilíbrio de tensões é mais significativo com o transformador a 80% da plena carga e
com as UM instaladas mas mesmo assim com valores muito inferiores ao limite dos 2%
máximos admissíveis.
7) No caso de existir 3% de harmónica de 5ª ordem e 1% de harmónica de 7ª ordem na rede de
MT, estando o transformador MT/BT a 80% da plena carga e as UM instaladas na rede de BT,
verifica-se que o valor da THDu (8,110%) no ponto da rede eléctrica do condomínio mais
afastado do CA2 (Moradia 12) ultrapassa o máximo previsto na NP 50160. Nestas mesmas
condições mas sem UM instaladas na rede de BT, a THDu continua com valores muito elevados
e próximos do máximo admissível (THDu=7,920% na Moradia 12) nas situações em que as
cargas se encontram a distâncias excessivas do transformador de potência.
76
8) Na situação em que se considera a rede de MT com 5% de harmónica de 5ª ordem e 3% de
harmónica de 7ª ordem, com o transformador MT/BT a 80% da plena carga e a rede de BT sem
UM instaladas, constata-se que para além da Moradia 12 (THDu=8,880%) o valor da THDu na
Moradia 11 (8,160%) ultrapassa também o máximo previsto na NP 50160.
9) A solução preconizada (colocação de 2 cabos LVAV3x185+95 mm² em paralelo para alimentar
o A.D.3 e um cabo LSVAV4x16 mm² para alimentar a Moradia 11) é eficaz para uma redução
efectiva da THDu nos pontos da rede de BT mais distantes do CA2. Com esta solução verifica-
se que, mesmo com um transformador de 250 kVA a funcionar nas mesmas condições (80% da
plena carga, rede de BT com MG e rede de MT com Uh5=3% e Uh7=1%) os valores da THDu
continuam a estar abaixo do estipulado na NP 50160.
A principal ilação a retirar deste trabalho é alertar para o facto de que para se dar cumprimento à
norma NP 50160, nomeadamente nos valores máximos permitidos de THDu, não basta cumprir, na fase
de projecto, os regulamentos exigidos e já descritos no ponto 2.1 do capítulo 2 da presente Dissertação.
Embora o Distribuidor do S.E.P tenha como prática corrente a utilização de um cabo
LVAV3x185+95 mm² por cada 300 A de corrente de serviço e distâncias que não excedam os 200 m em
distribuição em BT, por questões impostas pela localização do P.S.T, no caso do condomínio em estudo
existem distâncias superiores a 200 m como é o caso do A.D.3 (258 m). Mais grave ainda, se
contabilizarmos a distância total a que a Moradia 12 se encontra do CA2 chegamos a um valor de 308 m
o que é excessivo para uma alimentação em BT. Contudo, o facto de se ter considerado no
dimensionamento um transformador de 630 kVA e as correntes de serviço serem substancialmente
inferiores às máximas admissíveis nos cabos, foi possível adoptar esta solução na medida em que todos
os requisitos regulamentares foram cumpridos desde o poder de corte das protecções (superior à
corrente de curto-circuito máxima), ao tempo de actuação das mesmas no caso da corrente de curto-
circuito mínima (inferior ao máximo estipulado) assim como os valores das quedas de tensão inferiores
ao permitido regulamentarmente (A.D.3 2,07% e Moradia 12 4,30%) [12].
6.1 Sugestões de Trabalhos Futuros
Como sugestão futura, seria interessante desenvolver um trabalho de campo, com aparelhos de
medida adequados, para se verificar se os pressupostos considerados neste trabalho são efectivamente
reais. Através do número do P.S.T poder-se-á saber, junto do Distribuidor do S.E.P, qual a potência
nominal do transformador de potência instalado. A medição e caracterização do tipo de cargas existentes
no condomínio assim como as THDu e THDi no CA2 é fundamental para efectivamente se perceber até
que ponto os valores considerados neste trabalho reflectem a realidade.
Após a obtenção dos valores das leituras efectuadas e de se caracterizar com rigor os vários tipos
de cargas eléctricas existentes no condomínio, penso que, independentemente dos requisitos que tem
de ser satisfeitos na fase de projecto no dimensionamento dos cabos de alimentação (protecção das
77
canalizações, quedas de tensão, etc), seria da máxima importância fazer um estudo aprofundado sobre
quais as distâncias máximas que deverão ser permitidas numa alimentação em BT assim como o tipo de
cabos a utilizar nomeadamente em relação à secção do condutor de neutro, de modo a garantir-se o
cumprimento da norma NP 50160.
Eventualmente em termos de regulamento deveria existir condicionalismos no tipo de cabo a
utilizar e as distâncias máximas admissíveis em distribuição em BT dependendo tratar-se de uma zona
urbana ou rural.
78
Referências Bibliográficas
[1] Silva, José Fernando Alves, Sistemas de Energia em Telecomunicações: Texto de apoio (SETel
2008/2009), Instituto Superior Técnico, Lisboa.
[2] Silva, José Fernando Alves, Projecto de Conversores Comutados, Instituto Superior Técnico, 2007,
Lisboa
[3] Norma Portuguesa EN 50160, Características da tensão fornecida pelas redes de distribuição pública
de energia eléctrica, Homologação em Diário da República, III Série n.º 170, de 25 de Julho de 1995,
Instituto Português da Qualidade, (EDP e DGE)/IEP.
[4] Decreto-Lei n.º 363/2007 de 2 de Novembro, Diário da República n.º211 1ª série, Ministério da
Economia da Inovação e do Desenvolvimento.
[5] Decreto Lei nº 118 A/2010 de 25 de Outubro, Diário da República n.º207 1ª série, Ministério da
Economia, da Inovação e do Desenvolvimento.
[6] Novo Regime Jurídico da Microprodução, DGEG Renato Romano, Outubro de 2010
[7] Sucena Paiva, J. P., Redes de Energia Eléctrica: uma análise sistémica, IST Press, 2005, Lisboa.
[8] Norma DMA-C33-200/N, Cabos Isolados para Redes de Distribuição de Baixa Tensão, E.D.P
Distribuição, Março de 2002, Modificação n.º 1 Maio de 2003
[9] Norma DMA-C52-125/N, Transformadores Trifásicos de Média/Baixa Tensão, E.D.P Distribuição,
Junho de 2001.
[10] Tabela General Cable. Cabos de Energia Baixa Tensão de açor do com a norma DMA-C33-200/N
da E.D.P Distribuição
[11] Efacec, Catálogo de transformadores de distribuição herméticos, de acordo com a norma DMA-C52-
125/N da E.D.P Distribuição
[12] Projecto de Licenciamento das Instalações de Utilização de Energia Eléctrica de um Condomínio
Privado de Habitação em Morelinho Sintra, propriedade de Rui Dias Lopes, Outubro de 2000
79
[13] Regulamento de Segurança de Redes de Distribuição de Energia Eléctrica em Baixa Tensão da
Direcção Geral de Geologia e Energia.
[14] Guia Técnico de Instalações Eléctricas Estabelecidas em Condomínios Privados da Direcção Geral
de Geologia e Energia.
[15] Regras Técnicas das Instalações Eléctricas de Baixa Tensão da Direcção Geral de Geologia e
Energia
[16] SMA Technology AG, Sunny Boy 3800 Catálogo feito para Portugal.
80
ANEXO A Modelo da Rede Eléctrica na Plataforma Matlab/Simulink
81
N2
L 1
Total carga tipo RLTotal carga tipo R
InversorSunny Boy 3800
L3 N
Carga total tipo TV
F
NCarga total tipo ML
F
N
ANEXO B Modelo de uma Moradia com UM na Plataforma Matlab/Simulink
82
N4L33L22L11
Rectificador Rede Rural
L1
L2
L3
Carga total tipo TVrural
L1 N L2 N L3 N
Carga total tipo Rrural
L1 L2 L3
N N
N
Carga total tipo RLrural
L1 L2 L3
N N
N
Carga total tipo MLrural
L1 N L2 N L3
N
ANEXO C Modelo da Rede Eléctrica Rural na Plataforma Matlab/Simulink
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ANEXO D Ensaio Realizado nas Condições do Ensaio Suplementar mas com Transformador MT/BT de 250 kVA
Este ensaio é realizado nas mesmas condições do ensaio suplementar realizado no cenário II
(rede de MT com Uh5=3%; Uh7=1%, transformador MT/BT a 80% da plena carga, rede de BT com UM
instaladas, o A.D.3 alimentado por 2 cabos LVAV3x185+95 mm² em paralelo e a Moradia 11 alimentada
com um cabo LSVAV4x16 mm²) mas utilizando-se um transformador MT/BT com uma potência nominal
de 250 kVA cujas características principais são as descritas nas tabelas D.1, D.2 e D.3:
Características técnicas do Tansformador de acordo com norma DMA-C52-125/N do Distribuidor do S.E.P
Potência nominal kVA 250 Frequência Hz 50 Tensão primária nominal V 10000 Regulação fora de tensão % ±2x2,5 Tensão secundária nominal V 420 Grupo de ligação Dyn5 Perdas em vazio W 390 Perdas devidas à carga W 2760 Tensão CC (75º C) % 4 Corrente nominal (BT) A 437,7 Corrente CC (BT) kA 8,6
Rendimentos ( ) (75º C) carga (%) 25% 98,74 50% 98,96 75% 99,14 100 % 99,10 = 0,8 25% 98,43 50% 98,71 75% 98,92 100% 98,88
5º C) carga (%) 25% 0,28 50% 0,57 75% 0,87 100 % 1,17 25% 0,80 50% 1,60 75% 2,41 100% 3,22 Potência sonora dB(A) 55
A tabela D.1 representa, em p.u, os valores das resistências e reactâncias de dispersão dos
Tabela D.1 Características técnicas do transformador de 250 kVA fornecidas pelo fabricante
84
enrolamentos do primário, secundário e de magnetização do transformador calculados de acordo com as
expressões (2.3), (2.5), (2.9) e (2.10) descritas no ponto 2.3 do capitulo 2.
Parâmetros do transformador Valor de catálogo Valor de base Valor em p.u Potência nominal
Tensão primária nominal
Tensão secundária nominal
Tensão de CC -
Corrente nominal (MT)
Corrente nominal (BT)
Corrente de magnetização -
Perdas em Vazio -
Perdas em CC -
Valores das resistências e reactâncias de dispersão dos enrolamentos do primário, secundário e de magnetização do transformador em p.u
Primário Ramo de magnetização Secundário
0,0055 p.u 0,0192p.u 641,0256 p.u 112,8188 p.u 0,0055 p.u 0,0192p.u
Nas tabelas D.4 e D.5 são descritos os valores obtidos neste ensaio, respectivamente para as
redes de MT e BT.
Valores obtidos por simulação na Rede de MT
Fases U12 Fases U23 Fases U31 Tensão (p.u) 1,000 1,000 1,000
THDu (%) 3,143 3,142 3,176 Ku (%) 0,000
Corrente (p.u) 0,591 0,560 0,620 THDi (%) 11,390 14,490 8,640 P (p.u) 0,481 Q (p.u) 0,334
FP 0,821
Tabela D.3 Valores das resistências e reactâncias de dispersão dos enrolamentos do primário, secundário e de magnetização do transformador em p.u
Tabela D.4 Valores obtidos por simulação na Rede de MT com Uh5=3%; Uh7=1%, com MG e cabos de alimentação ao A.D.3 e Moradia 11 alterados na rede de BT e com transformador MT/BT de 250 kVA a 80% da plena carga
Tabela D.2 Resumo dos parâmetros do transformador em p.u
85
0.48 0.482 0.484 0.486 0.488 0.49 0.492 0.494 0.496 0.498
-200
0
200
FFT window: 1 of 25 cycles of selected signal
Time (s)
0 200 400 600 800 10000
1
2
3
4
5
6
Frequency (Hz)
Fundamental (50Hz) = 332.7 , THD= 7.19%
Mag
(%
of
Fun
dam
enta
l)
Valores obtidos por simulação na Rede de BT Local na rede CA2 Moradia 3 Moradia 6 Moradia 11 Moradia 12
Fase L1 L2 L3 L3 L1 L1 L1 Tensão (p.u) 1,033 1,032 1,030 1,024 1,020 1,022 1,020
THDu (%) 4,430 4,660 5,430 6,520 5,980 7,190 6,850 Ku (%) 0,132 - - - -
Corrente (p.u) 0,555 0,630 0,656 0,062 0,062 0,061 0,061 THDi (%) 52,050 50,230 43,690 62,210 68,170 65,130 65,340
Corrente no neutro (p.u) 0,783 0,062 0,062 0,061 0,061 P (p.u) 0,475 0,013 0,013 0,013 0,013 Q (p.u) 0,312 0,012 0,012 0,011 0,011
FP 0,836 0,746 0,742 0,751 0,752
A figura D.1 ilustra à entrada da Moradia 11, durante um período, a análise FFT da onda de tensão
no domínio do tempo e no domínio da frequência.
As figuras D.2 e D.3 representam a forma de onda da tensão à entrada da Moradia 11 (situação
mais desfavorável em termos de THDu), respectivamente no ensaio suplementar realizado no ponto
5.2.5 do capítulo 5 (com transformador MT/BT de 630 kVA) e neste ensaio realizado nas mesmas
condições mas agora com o transformador MT/BT de 250 kVA.
Na figura D.4 ilustra-se a THDu no ensaio suplementar com o transformador de 630 kVA e neste
ensaio com o transformador de 250 kVA.
Tabela D.5 Valores obtidos por simulação na Rede de BT com os cabos de alimentação ao A.D.3 e Moradia 11 alterados, com MG, com transformador MT/BT de 250 kVA a 80% da plena carga e considerando Uh5=3%; Uh7=1% na rede de MT
86
Figura D.2 Forma de onda da tensão à entrada da Moradia 11, com MG, com transformador
MT/BT de 630 kVA a 80% da plena carga e com Uh5=3% e Uh7=1% na rede de MT
[s]
300
200
100
0
-100
-200
-300
[V]
0 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.1
Figura D.3 Forma de onda da tensão à entrada da Moradia 11, com MG, com transformador MT/BT de 250 kVA a 80% da plena carga e com Uh5=3% e Uh7=1% na rede de MT
[s]
300
200
100
0
-100
-200
-300
[V]
0 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.1
Figura D.4 Gráfico comparativo da THDu no CA2 e nos pontos relevantes da rede eléctrica do condomínio no ensaio suplementar e no ensaio com o transformador MT/BT de 250 kVA