Preço e desempenho Considerações para soluções harmônicas

Achei este excelente artigo escrito em 2000 e resolvi compartilhar com você.

Autores

Daniel J. Carnovale, P.E. E**************@***em.com Eaton | Cutler-Hammer Moon Township, PA

Thomas J. Dionise, P.E. O************@***em.com Eaton | Cutler-Hammer Warrendale, PA

Thomas M. Florescente, P.E. O*************@***em.com Eaton | Cutler-Hammer Minneapolis, MN

Introdução

Este trabalho pressupõe que o leitor tenha algum conhecimento básico de harmônicos do sistema de potência. Como uma reciclagem simples - a explicação geral aceitável é que o fluxo de correntes harmônicas ou são "origem" de cargas e criar distorções de tensão (ou tensões harmônicas) à medida que passam através de alimentação a montante os componentes do sistema, tais como cabos de impedância, transformadores, e geradores. Em geral, o mais longe da fonte de correntes harmónicas (I.e.. as cargas), a distorção menos tensão que você vai ver. Certamente existem exceções e tensões harmônicas podem ser "produzido" por algum equipamento (alguns geradores, por exemplo) mas a discussão geral deste artigo lida com considerações padrão quando se trata de cargas típicas harmônicas produzem em sistemas de energia comerciais e industriais.

Muitas vezes, quando o assunto da qualidade da energia surge, pessoas automaticamente assumem que o assunto está relacionado com harmônicos. Estes dois termos foram trocados e confusão, infelizmente, muito tem ocorrido como resultado. O objecto de harmónicas é um sub-conjunto da Qualidade de Energia (PQ). Outras considerações de qualidade de energia incluem variações de tensão (afundamentos, interrupções, tremer, etc), transientes (surtos, relâmpago, eventos de chaveamento), e aterramento - que são assuntos importantes por conta própria. Portanto, cada problema PQ não está relacionado com harmônicos.

Com relação aos problemas harmônicos, o resultado final é este: Harmônicos não são um problema, a menos que sejam um problema. Tal como acontece com todas as preocupações com a qualidade da energia, você não deve considerar algo como um problema de QP, a menos que o problema seja uma despesa (em termos de penalidades de utilidade, perdas monetárias, perdas de produção ou operação incorreta).

Só porque você tem correntes harmônicas fluindo em seu sistema e está medindo a distorção de tensão, você não tem necessariamente um problema. Muitas vezes, questões de harmônicos são levantadas porque os níveis excederam o IEEE Std 519-1992 limites recomendados em algum lugar em um sistema de energia.

O fato é que a maioria dos equipamentos pode suportar níveis de distorção harmônica bem acima desses limites conservadores recomendados.. Harmônicos são interessantes e podem ser problemáticos, mas muitas vezes são responsabilizados por problemas sem provas reais. Reserve um tempo para aprender sobre harmônicos e como os sistemas e equipamentos de energia são realmente afetados e você evitará muitos problemas e certamente muito dinheiro.!

Depois de identificar que você realmente tem um problema de qualidade de energia relacionado a harmônicos, considere isto – há pelo menos dez maneiras de resolver seu problema. Qual é o certo para você e será a solução mais econômica e qual aliviará claramente os problemas que você está enfrentando? A discussão econômica (escolhendo qual solução é menos “melhor”) requer uma análise muito detalhada e este artigo fornecerá diretrizes para auxiliar na tomada dessa decisão. Além, selecionar uma solução harmônica nem sempre é uma decisão econômica em todos os casos. Price and performance are definitely interrelated and considerations for both are necessary to clearly select the “best” solution.

Harmonic Sources

Where do harmonics come from? The general categories of harmonic producing loads (also called non-linear loads) são:

• Power electronic equipment (unidades, retificadores, informática, etc)
• Arcing devices (welders, fornos de arco, florescent lights, etc)
• Iron saturating devices (transformadores)
• Rotating machines (geradores)

Today, the most prevalent and growing harmonic sources are:

• Adjustable frequency drives (AFD)
• Switch-mode power supplies (informática)
• Fluorescent lightning

Harmonics Symptoms

How do you know you have a problem? The onlyway to know is to identify symptoms of harmonics. Muitas vezes, if you recognize specific symptoms of harmonics, the problem has already created issues on your power system. The trick is to recognize “potential” symptoms and identify potential harmonic issues before they occur or to implement correction into the system design. Sometimes modeling and simple calculations will help identify the issues before they become a problem.

Symptoms of harmonic problems can be divided into four major areas: Equipment failure and misoperation, economic considerations, application of power factor correction capacitors and other issues. The following symptoms are examples of equipment failure and misoperation associated with harmonics on a power system.

• Voltage notching
• Erratic electronic equipment operation
• Computer and/or PLC lockups
• Overheating (motores, cabos, transformadores, neutrals)
• Motor vibrations
• Audible noise in transformers and rotating machines
• Nuisance circuit breaker operation
• Voltage regulator malfunctioning
• Generator regulator malfunctioning
• Timing or digital clock errors
• Electrical fires

The following are economic considerations that should be evaluated with regard to harmonics.

• Losses/inefficiency (motores)
• kW losses in cables and transformers
• Low total power factor
• Generator sizing considerations
• UPS sizing consideration
• Capacity concerns (transformadores, cabos)
• Utility imposed penalties

Applying power factor correction capacitors requires special considerations with regard to harmonics.

• Capacitor failures
• Fuse or breaker (feeding capacitors) nuisance tripping
• Calculated or measured harmonic resonance conditions (series or parallel resonance)

Other significant issues are typically raised with regard to harmonics. Interestingly, these issues are often not real problems but rather hype created by a lack of understanding of harmonics. Many “harmonics problems” are specification issues rather than real problems.

• Metering – do you really have a problem or did you just install a new meter that can show you the waveform and it “looks like” you should have a problem?
• Marketing hype based upon a product spec – do you even have a problem or is somebody scaring you into believing that a problem exists so you buy their product?
• Specmanship – “Thou shall follow IEEE-519…”. While IEEE519 is a recommended practice (note that the key word is “RECOMMENDED”), some thought must be given to the practical side of the standard. Além, applying the IEEE519 limits at other locations in the power system (other than the point-of-common-coupling, or PCC) é normalmente um exagero e muitas vezes caro ou problemático.

Cada um desses sintomas ou questões poderia ser discutido em seu próprio artigo técnico, mas basta dizer que a magnitude do “custo” desses sintomas é normalmente proporcional à complexidade e ao custo da solução..

IEEE STD 519-1992

IEEE Std 519-1992 é “As práticas e requisitos recomendados pelo IEEE para controle harmônico em sistemas de energia elétrica”. Muitas pessoas usam as tabelas de limite de distorção de tensão e corrente para ajudar a determinar se os harmônicos causarão um problema em seu sistema de energia. (ou o sistema de energia do seu cliente, se for um consultor). Este padrão foi seriamente mal utilizado e citado erroneamente ao longo dos anos. Many times economic solutions are “selected” based on the misapplication of the standard and at a significant cost to the end user.

Sample specifications in excess of the IEEE recommendations

The following is wording from a sample specification. Nota: this is not a recommendation but rather a sample of misinterpretation of the IEEE 519 standard for a drive installation.

The harmonic distortion values resulting from the operation of all or any variable frequency drive-driven motor load combinations operating at full load shall be limited as defined in the latest edition of IEEE Standard 519.

This statement is OK but, by the standard, applies only to the PCC (point-of-common-coupling) with the utility – not as defined here. This brings up the broader discussion of the location of the PCC (see following section on PCC). Interestingly, even with this statement as a header (in the same specification), statements 1, 3 e 4 below contradict the IEEE 519 recomendações.

1. Maximum allowable total harmonic voltage distortion (THD): 3% dos direitos fundamentais
2. Maximum allowable individual frequency harmonic voltage distortion: 3% dos direitos fundamentais
3. Maximum allowable individual frequency and total harmonic current demand distortion (TDD): 5% dos direitos fundamentais
4. The harmonic distortion levels shall be specific to the switchboard bus supplying one unit or a group of variable frequency drives
5. The cost of any and all corrective equipment to limit the harmonic levels to these values shall be the responsibility of the manufacturer.

While this specification will significantly minimize any power system harmonics well below any desirable levels, it is clearly beyond the recommendations put forth by the standard. As it turns out, the specifying engineer will cover any potential problems before they occur but will significantly increase the cost of the job. A more practical approach is recommended. That being said, the cost of corrective equipment after the fact is typically higher so the required limitations should be considered and some concessions should be made to both fulfill the IEEE requirements while implementing a practical solution.

Voltage or current harmonics?

Another statement related to IEEE 519 that often causes significant controversy is the following:

The selected firm is to design and implement remedies that would reduce the total harmonic distortion on the secondary side of the main service transformer to less than 5%.

The question in this case is – voltage or current harmonics? The main concern of the standard is voltage distortion. In some cases where the ISC/IL is low (I.e.. the loading is a high percentage of the system capacity), the current distortion limit is 5% (but merely to minimize the voltage distortion). O IEEE 519 Standard clearly states that harmonic currents should be reduced to minimize voltage distortion. Harmonic currents should also be reduced to minimize loading on the system but even the maximum allowable (20%) distortion will only increase the total root-mean-square (rms) current by approximately 2%.

Point of common Coupling (PCC)

By the Standard, the PCC is where other utility customers can be served and is not necessarily the secondary of the main service transformer and is certainly not a downstream panelboard, MCC, feeder or load. Note that sometimes in utility contracts, the PCC can be explicitly defined at locations other than as defined in IEEE 519, such as a metering point.

Também, be wary of equipment manufacturer, contractors or engineers insisting that a single load must comply with the IEEE-519 voltage and current recommendations. This was never the intention of the standard.

HARMONIC SOLUTIONS

The following are harmonic solutions that are commercially available products or combinations of products for reducing harmonic currents and minimizing harmonic voltage distortion on a power system. The harmonic solutions are divided into three major categories: drive and rectifier solutions (typical for industrial facilities), solutions for commercial facilities and harmonic solutions to correct power factor.

Drives and Rectifier Solutions

The following solutions are for drive or three-phase rectifier (large UPSs, por exemplo) applications where a significant amount of harmonic current is generated.

Line Reactors

A Line Reactor (choke) is a 3-phase series inductance on the line side of a drive. If a line reactor is applied on all AFDs, it is possible to meet IEEE guidelines where up to 15% para 40% of system loads are AFDs, depending on the stiffness of the line and the value of line reactance. Line reactors are available in various values of percent impedance, most typically 1-1.5%, 3%, e 5%.

IEEE 519A shows an example of the benefit of using line reactors in Figure 2. Mesa 1 is a summary of the typical current distortion for a drive with a line reactor of varying sizes.

Mesa 1 – Line Reactor vs. Expected Harmonics

Vantagens

• Low cost
• Pode fornecer redução moderada em harmônicos de tensão e corrente
• Disponível em vários valores de impedância percentual
• Fornece maior proteção de entrada para AFD e seus semicondutores contra transientes de linha

Desvantagens

• Pode exigir montagem separada ou gabinete AFD maior
• Não pode reduzir os níveis harmônicos abaixo da norma IEEE519 1992 diretrizes

Transformadores de Fator K e Isolamento de Drive

Laboratórios de Subscritores (UL) e fabricantes de transformadores estabeleceram um método de classificação, o Fator K, para transformadores do tipo seco avaliarem sua adequação para serviço em um ambiente harmônico. O fator K relaciona a capacidade do transformador de fornecer vários graus de carga não linear sem exceder os limites nominais de aumento de temperatura do transformador.. O fator K é baseado nas perdas previstas conforme especificado no método simplificado da IEEE Std C57.110-1986, Prática recomendada pelo IEEE para estabelecer a capacidade do transformador ao fornecer correntes de carga não senoidais (ANSI). O fator limitante relacionado ao superaquecimento é novamente assumido como sendo as perdas por correntes parasitas nos enrolamentos.

Os transformadores com classificação de fator K não oferecem meios de reduzir as magnitudes da corrente harmônica (exceto que eles oferecem reatância de linha – veja Reatores de Linha). Mas o método Kfactor permite ao engenheiro escolher um transformador do tipo seco que possa suportar a carga harmônica sem danos ou perda de desempenho.. As classificações padrão do fator K são 4, 9, 13, 20, 30, 40, e 50.

Os transformadores de isolamento do inversor são semelhantes aos transformadores de fator K, pois oferecem impedância de linha semelhante a um reator de linha e reduzem a quantidade de corrente harmônica que é “permitida” fluir para a carga, mas por outro lado não reduzem os harmônicos do inversor.. Geralmente, eles são um 1:1 transformador de relação e são usados ​​para proteger outras cargas das altas frequências criadas pelo inversor e são usados ​​em combinações para criar um sistema de distribuição de 12 pulsos.

Vantagens

• Pode fornecer redução moderada em harmônicos de tensão e corrente adicionando reatância de fonte
• Pode adquirir vários valores de impedância percentual de acordo com as necessidades
• Fornece maior proteção de entrada para AFD e seus semicondutores contra transientes de linha
• Pode ser usado em combinações com reatores de linha e transformadores para cancelamento de harmônicos.

Desvantagens

• Os transformadores de fator K por si só são um método para “conviver com” harmônicos, mas não reduzirão significativamente os harmônicos em relação à solução de reator mais barata.
• Deve ser dimensionado (totalmente avaliado) para corresponder a cada unidade ou grupo de unidades.
• Normalmente não é possível aproveitar a diversidade de cargas.
• Pode não reduzir os níveis harmônicos abaixo
IEEE519 1992 diretrizes

Estrangulador DC

Esta é simplesmente uma indutância em série (reator) no lado DC do circuito da ponte semicondutora na extremidade frontal do AFD. De muitas maneiras, o indutor CC é comparável a um reator de linha equivalente do lado CA, embora a % Distorção Harmônica Total (THD) é um pouco menos. O indutor DC proporciona uma redução maior principalmente do 5º e 7º harmônicos. Em harmônicos de ordem superior, o reator de linha é superior, então, em termos de atender às diretrizes do IEEE, o indutor DC e o reator de linha são semelhantes. Se um indutor DC (ou reator de linha) é aplicado em todos os AFDs, it is possible to meet IEEE guidelines where up to 15% para 40% of system loads are AFDs, dependendo da rigidez da linha, a quantidade de cargas lineares e o valor da indutância do estrangulamento.

Vantagens

• Embalado integralmente no AFD
• Pode fornecer redução moderada em harmônicos de tensão e corrente
• Menor queda de tensão que um reator de linha equivalente

Desvantagens

• Menos proteção do que outros métodos para os semicondutores de entrada AFD
• Pode não reduzir os níveis harmônicos abaixo do padrão IEEE 519-1992 diretrizes
• A impedância do indutor DC normalmente é fixa por projeto (não selecionável em campo)
• Não disponível como opção para muitos AFDs.

12-Conversores de pulso

A 12 O conversor de pulso incorpora duas pontes semicondutoras de entrada AFD separadas, que são alimentados de 30 grau fontes de energia com mudança de fase com impedância idêntica. The sources may be two isolation transformers, where one is a delta/wye design (which provides the phase shift) and the second a delta/delta design (which does not phase shift). It may also be a “three-winding” transformer with a delta primary and delta and wye secondary windings. A line reactor of equal impedance to the delta/wye transformer may also be used in lieu of the delta/delta transformer.

The 12-pulse arrangement allows certain harmonics (primarily 5th and 7th) from the first converter to cancel the harmonics of the second. Up to approximately 85% reduction of harmonic current and voltage distortion may be achieved (over standard 6-pulse converter). This permits a facility to use a larger percentage of AFD loads under IEEE Std 519-1992 guidelines than allowable using line reactors or DC chokes.

Vantagens

• Custo razoável, embora significativamente mais do que reatores ou estranguladores
• Redução substancial (até aprox.. 85%) em harmônicos de tensão e corrente
• Fornece maior proteção de entrada para AFD e seus semicondutores contra transientes de linha

Desvantagens

• A correspondência de impedância de fontes com mudança de fase é crítica para o desempenho
• Os transformadores geralmente exigem montagem separada ou gabinetes AFD maiores
• Pode não reduzir os níveis harmônicos de distribuição abaixo do padrão IEEE 519-1992 diretrizes

Transformadores Mitigadores de Harmônicos ou Distribuição Multipulso

Isso é semelhante a um conversor de 12 pulsos, em escala macro. Se dois AFDs de iguais HP e carga forem deslocados de fase alimentando um AFD de um transformador delta/estrela, e alimentar o segundo através de um transformador delta/triângulo ou um reator de linha de impedância equivalente, desempenho semelhante ao de 12 pulsos pode ser alcançado. O cancelamento será degradado à medida que as cargas variam de AFD para AFD, embora à medida que a carga em um único AFD diminui, a percentagem de contribuição de distorção individual diminui, resultando em menos necessidade de cancelamento. É possível que uma instalação com um grande número de AFDs alimente duas metades da distribuição a partir de transformadores defasados, produzindo uma grande redução nos níveis harmônicos com custo mínimo, e permitindo uma porcentagem maior de cargas AFD sob IEEE Std 519-1992 diretrizes.

Vários transformadores podem ser usados ​​para desenvolver diferentes mudanças de fase entre fontes de correntes harmônicas. Por exemplo, dois transformadores com 60 Mudança de fase Hz de 30 graus entre eles resultará no cancelamento do 5º , 7ª , 17ª , e 19º, etc. harmônicos e se parecerá 12 sistema de acionamento por pulso.

Quatro transformadores deslocados por 15 graus entre si resultará em uma distribuição de 24 pulsos e minimizará significativamente os harmônicos resultantes a montante do barramento comum.

Vantagens

• O custo pode ser baixo ou alto dependendo da implementação
• Fornece redução substancial (50-80%) em harmônicos de tensão e corrente
• Fornece maior proteção de entrada para AFD e seus semicondutores contra transientes de linha

Desvantagens

• O custo pode ser baixo ou alto dependendo da implementação
• A correspondência de impedância de fontes com mudança de fase é crítica para o desempenho
• O cancelamento máximo ocorre somente se a carga da unidade estiver equilibrada
• Os transformadores exigirão montagem separada
• Pode não reduzir os níveis harmônicos abaixo do padrão IEEE 519-1992 diretrizes

Filtros de Harmônicas Tuned

Os filtros harmônicos sintonizados consistem na combinação de um reator e elementos capacitivos. A correção do fator de potência pode ser incorporada em um projeto de filtro, mas deve-se tomar cuidado se um filtro for aplicado em um nível de sistema, de modo que o 60 A compensação capacitiva Hz não aumenta significativamente a tensão do sistema durante condições de carga leve. Freqüentemente, um filtro harmônico comutado (em passos de 50 esquerda, por exemplo) pode ser usado para regular a quantidade de 60 Hz e filtragem necessária para cargas que mudam dinamicamente.

Esses filtros são instalados em um arranjo shunt no lado da linha do AFD ou em um barramento comum para múltiplas cargas de acionamento. O filtro sintonizado é um curto-circuito ou impedância muito baixa na frequência “sintonizada”. Para cargas de acionamento, filtros sintonizados são sintonizados um pouco abaixo do 5º harmônico, que é o maior componente da distorção harmônica. O filtro também absorverá alguma corrente de 7º harmônico. Um filtro de 7ª harmônica ou filtros adicionais sintonizados para harmônicos de ordem superior também podem ser usados.. É necessário mais cuidado com a aplicação de filtros harmônicos sintonizados do que com outros métodos. O filtro pode ficar sobrecarregado se não for tomado cuidado para levar em conta todas as fontes harmônicas em um sistema. Se AFD adicional ou cargas não lineares forem adicionadas sem filtragem, os filtros instalados anteriormente podem ficar sobrecarregados (eles geralmente são fundidos para proteção). Para aplicações industriais, um reator de linha opcional usado em conjunto com o filtro minimiza a possibilidade de isso ocorrer e melhora o desempenho do filtro (a reatância total é frequentemente dividida entre o AFD/reator interno e o reator opcional).

Muitas vezes, se a correção do fator de potência for necessária em um sistema de potência com fontes harmônicas, um filtro harmônico sintonizado será aplicado no lugar de capacitores para suprir os requisitos de potência reativa e, ao mesmo tempo, fornecer uma frequência ressonante previsível.

Vantagens

• Permitir uma porcentagem maior de cargas do sistema AFD do que reatores de linha e bobinas
• Fornece correção do fator de potência
• Um único filtro pode compensar vários drives

Desvantagens

• Custo mais elevado
• Dispositivo de montagem e proteção separado (disjuntor/fusível) necessário
• Pode não reduzir os níveis harmônicos abaixo do padrão IEEE 519-1992 diretrizes
• É necessário cuidado na aplicação para garantir que o filtro não fique sobrecarregado
• É necessário cuidado na aplicação para garantir que a sobrecompensação não aumentará a tensão
significativamente
• Pode resultar em fatores de potência avançados durante condições de carga leve

Filtros de bloqueio de banda larga

Esses filtros são semelhantes aos filtros sintonizados, mas apresentam algumas diferenças importantes de design. Como os filtros sintonizados são conectados em paralelo às cargas harmônicas, Os filtros de banda larga são conectados em série com o AFD e transportam toda a corrente AFD. Esta diferença fornece proteção adicional para a seção de potência de entrada do AFD. Filtros de banda larga não requerem ajuste, melhorar o fator de potência do sistema e minimizar todas as frequências harmônicas, incluindo o 3º harmônico. Adicionalmente, eles evitam a ressonância do sistema e não são sobrecarregados por harmônicos de outras cargas.

Vantagens

• Permite uma porcentagem maior de cargas do sistema AFD do que reatores de linha e bobinas
• Fornece maior proteção de entrada para AFD e seus semicondutores contra transientes de linha
• Fornece proteção adicional para a seção de alimentação de entrada AFD
• Fornece correção do fator de potência do sistema
• Filtros de bloqueio típicos simulam 12/18 harmônicos de impulso

Desvantagens

• Alto custo
• É necessária montagem separada
• Requer um filtro por unidade
• Pode não reduzir os níveis harmônicos abaixo do padrão IEEE 519-1992 diretrizes
• Pode resultar em fatores de potência avançados durante condições de carga leve

18 Conversor de Pulsos – Delta Diferencial

Este método é semelhante aos conversores de 12 pulsos, embora em vez de usar fontes de energia com mudança de fase e pontes semicondutoras, três são usados. Um fabricante usa um autotransformador especialmente enrolado (Delta Diferencial) e 18 semicondutores de entrada. Quando este arranjo é usado, sobre 90% das correntes harmônicas são canceladas (Distorção típica de corrente harmônica total de 2-3%).

Vantagens

• Praticamente garante conformidade com IEEE Std 519-1992 – excelente para unidades >100 HP
• Fornece maior proteção de entrada para AFD e seus semicondutores contra transientes de linha
• Até 4 vezes a redução harmônica de 12 métodos de pulso
• Transformador menor que o transformador de isolamento usado no conversor de 12 pulsos

Desvantagens

• Custo mais elevado (mas desempenho muito melhor)
• Magnético maior e mais pesado do que alguns outros métodos

Filtros ativos

Este método usa eletrônica sofisticada e IGBTs de seção de potência para injetar harmônicos iguais e opostos no sistema de potência para cancelar aqueles gerados por outras cargas.. Esses filtros monitoram as correntes não lineares exigidas de cargas não lineares (como AFDs) e gerar eletronicamente correntes que correspondam e cancelem as correntes harmônicas de carga. Os Filtros Ativos são inerentemente não ressonantes e são facilmente conectados em paralelo com as cargas do sistema. Filtros harmônicos ativos podem ser usados ​​para compensar harmônicos, harmônicos e fator de potência ou simplesmente para fator de potência. Eles também podem ser usados ​​com capacitores de correção de fator de potência existentes sem preocupação com ressonância harmônica.

Paralelo (o tipo mais comum) filtros harmônicos ativos compensam correntes de carga harmônicas.
Paralelo (desvio) active filters compensate for voltage distortion caused by the load by canceling harmonic load currents. Series active harmonic filters compensate for source harmonics (tensão) but do not compensate for harmonic load currents. Series filters are generally used to protect the load from damaging source harmonics whereas the shunt filters are designed to protect the system from the load harmonics. The shunt active filter will compensate for harmonics and power factor up to its maximum capability and it cannot be overloaded.

Vantagens

• Guarantees compliance with IEEE Std 519-1992 if sized correctly
• Shunt unit cannot be overloaded even as future harmonic loads are added
• Harmonic cancellation from the 2nd to 50th harmonic
• A unidade conectada por derivação proporciona fácil instalação sem grandes retrabalhos no sistema
• Fornece reação (nosso) correntes melhorando o fator de potência do sistema
• Pode ser projetado em um CCM para compensar vários AFDs

Desvantagens

• Normalmente mais caro que outros métodos devido às seções de controle e potência de alto desempenho
• A unidade em série deve ser dimensionada para carga total

Soluções para Instalações Comerciais

Em uma fase trifásica, 4-sistema de energia com fio que fornece energia para fontes de alimentação comutadas monofásicas (fontes de alimentação de computador, por exemplo) ou iluminação fluorescente, harmônicos significativos (todos os harmônicos estranhos, geralmente) fluxo nos condutores de fase como resultado da corrente não linear consumida pelas cargas. No condutor neutro, as correntes do 3º harmônico (e todos os múltiplos ímpares do 3º harmônico, 9ª, 15ª, etc. – também chamado de triplens) de cada fase são somados e podem sobrecarregar os condutores neutros, conexões em painéis e transformadores se a situação não for resolvida. A corrente neutra pode se aproximar 175% da corrente do condutor de fase.

Existem várias maneiras de eliminar os harmônicos ou “conviver com” os harmônicos resultantes. Cada solução tem vantagens e desvantagens económicas e técnicas.

A seguir estão soluções típicas e comercialmente disponíveis para problemas associados a terceiros harmônicos em sistemas de potência.

Filtro de bloqueio neutro

Um filtro de bloqueio neutro é uma combinação de capacitor e reator conectado em série com o condutor neutro. Esses componentes são “ressonantes paralelos” no 3º harmônico permitindo 60 Hz (carga normal) corrente flua, mas têm uma impedância extremamente alta para a corrente de 3º harmônico e não permitem que a carga “fonte” de corrente nessa frequência.

A aplicação deste tipo de filtro a um transformador de distribuição bloqueia todas as cargas a jusante de
gerando 3º harmônicos. Isto tem o benefício adicional de reduzir a corrente de carga (rms) de todas as cargas e pode reduzir significativamente as perdas no transformador e nos condutores entre o transformador e as cargas.

Vantagens

• Reduz as correntes neutras em mais de 80% (impedindo o fluxo de corrente de 3º harmônico)
• Diminui a corrente de fase eficaz em 10-30%
• Libera capacidade não utilizável em até 30%
• Remove a corrente de 3ª harmônica de todos os neutros do sistema, do transformador para fora
the furthest outlet • Best potential for energy savings

Desvantagens

• Alto custo
• Sized for transformer neutral maximum expected load
• May increase voltage distortion at load terminals.

Zig-zag Transformers (Zero-Sequence Traps)

The third harmonics generated by single-phase nonlinear loads flow back throughout the shared neutral. If the transformer is not designed to “handle” the excessive harmonic currents or if the upstream neutral circuit is not oversized, the harmonics must be addressed prior to the transformer. A zig-zag transformer either externally applied (also called a “zero-sequence trap”) to an existing delta-wye transformer or built into the transformer itself (the winding configuration would then be delta zig-zag, tipicamente), provides very low impedance for 3rd harmonic (and odd multiples of the 3rd) correntes.

The application of a zig-zag transformer or a delta/zig-zag distribution transformer simply
provides an alternate path for the 3rd harmonic currents to flow and do not allow the current to flow back through the main step down transformer. This reduces the overall voltage distortion upstream of the transformer and/or for other parallel loads, in some cases, downstream. An optional line reactor is sometimes applied to reduce the current division between the original transformer and the new zig-zag transformer and to force most of the 3rd harmonic current through the zig-zag.

Vantagens

• May be retrofitted to existing systems or may be specified on new construction where
significant single-phase harmonic currents are expected.
• May or may not increase system cost significantly depending upon the application
and design.

Desvantagens

• May or may not increase system cost significantly depending upon the application
and design.
• Allows harmonics to flow but simply provides a low impedance path back to source.
• May increase available fault current by reducing the zero sequence impedance.
• May increase harmonics by reducing the source impedance from the load standpoint.

Oversized Neutral, K-rated Transformers and/or Transformer De-rating

Understanding that magnitude of the current in the neutral circuit can approach 175% of the current in the phases when significant 3rd order harmonics are present, several methods have been developed to “live with” the increased current without spending a significant amount of money. Esses métodos envolvem aumentar a capacidade harmônica dos componentes do sistema de potência ou desclassificar os componentes para acomodar as correntes harmônicas..

Um método de desclassificação dos componentes do sistema de potência é dobrar o tamanho do neutro
condutor. Isso envolve aumentar o tamanho do condutor neutro para duas vezes o tamanho da fase
condutor em qualquer circuito onde um “neutro compartilhado” é usado. Isso inclui painéis e circuitos neutros compartilhados, como os encontrados em subcircuitos de cubículos em edifícios de escritórios., por exemplo. Today, para muitas instalações, cada circuito inclui um condutor de fase e seu próprio condutor neutro.

Portanto, o único neutro verdadeiramente “compartilhado” está no painel e no transformador. Contudo, para instalações existentes, este definitivamente não é o caso. K-rated transformers are designed to “live with” excessive harmonic currents while maintaining typical values of impedance as described earlier in this paper (ou seja,, these are not simply oversized transformers). Tipicamente, the windings and neutral have a significantly higher rating compared to a standard transformer and the standard connection is delta/wye. The delta winding is said to “trap” the triplen harmonics (3rd’s and multiples of the 3rd) but both sets of windings must be rated to accommodate the harmonic currents.

For systems supplying primarily switch-mode power supply loads, a K13 or K20 may be required in order to utilize the entire rated capacity (kVA).

Finalmente, se um transformador estiver alimentando principalmente cargas não lineares e o transformador não for um transformador com classificação K ou outros transformadores projetados para lidar com harmônicos, o transformador deve ser desclassificado de acordo com a recomendação do IEEE Emerald Book na Figura 14.

Vantagens

• Geralmente, estes são os métodos menos dispendiosos de lidar com correntes harmônicas em
o sistema de potência assumindo que o sistema e outras cargas podem lidar com o excesso
distorção de corrente e/ou tensão. Como a maioria dos transformadores normalmente não são carregados até
classificação em kVA (a carga típica do transformador está na faixa de 30-40%), a desclassificação é muitas vezes o
solução mais razoável e menos dispendiosa.

Desvantagens

• Todas essas soluções simplesmente “convivem” com as correntes harmônicas excessivas na fonte de alimentação
sistema. Eles não reduzem inerentemente a distorção de corrente ou tensão.

Soluções Harmônicas para Correção do Fator de Potência

Muitas vezes, soluções harmônicas são substituídas por capacitores de correção do fator de potência. Os capacitores são geralmente aplicados a um sistema de potência por uma das três razões:
• Melhorar o fator de potência
• Aumentar a capacidade do sistema, especialmente em transformadores ou cabos (reduzindo o kVA total)
• Melhorar a eficiência em kW – ou seja,. reduzir a corrente de carga total, resultando na redução das perdas I2R.

Quando existem harmônicos em um sistema de potência com capacitores, ressonância harmônica pode danificar os capacitores ou outros componentes do sistema de potência. Além, harmônicos normalmente aparecem como componentes de potência reativa - ou seja. mais harmônicos = menor fator de potência

Às vezes, se você está tentando melhorar o fator de potência, o resultado pode ser ressonância harmônica (um resultado negativo). Às vezes, se você está tentando reduzir o fluxo de harmônicos no sistema de energia, você pode realmente melhorar o fator de potência (um resultado positivo). Deve-se ter cuidado para compreender a complexa relação entre capacitores e harmônicos [4].

Evitando a ressonância harmônica

Para evitar ressonância harmônica, corrija ainda o fator de potência, duas opções estão disponíveis:

1. Aplique outro método de compensação kvar para corrigir o fator de potência. Outras soluções harmônicas que compensarão a fundamental (50 ou 60 Hz) corrente reativa inclui; filtros de harmônicas, filtros ativos e filtros de unidade de banda larga em série. Além, a maioria dos drives hoje que usam um circuito retificador de diodo no front-end tem um fator de potência relativamente alto, então acione soluções com outras soluções de mitigação de harmônicos (reatores, 18 pulso, mudança de fase, etc) tendem a melhorar o fator de potência. Além, condensadores síncronos podem fornecer correção do fator de potência e evitar ressonância harmônica.
2. Altere o tamanho do banco de capacitores para compensar demais ou subcompensar o kvar necessário e conviver com as ramificações. Deve-se tomar cuidado para garantir que este método não cause outros problemas (especialmente problemas de sobretensão se a sobrecompensação for feita).

A escolha correta realmente depende da situação. Se uma solução harmônica pudesse aliviar a penalidade do fator de potência e reduzir os harmônicos gerais do sistema, talvez esta seja sua melhor escolha. Caso contrário, simplesmente alterar o tamanho do capacitor é normalmente a solução menos dispendiosa, desde que a sobretensão resultante da sobrecompensação ou a penalidade do fator de potência do transformador resultante da subcompensação sejam aceitáveis.

Soluções de Baixa Tensão versus Média Tensão

Um fator importante para a aplicação de capacitores ou soluções harmônicas para correção do fator de potência é se a solução deve ser aplicada na baixa tensão. (LV) ou média tensão (VM) nível. Se a penalidade do fator de potência for a única preocupação, uma solução de média tensão é normalmente a escolha mais econômica para bancos maiores (tipicamente > 1500 kVA). Além, a ressonância harmônica é muitas vezes mais fácil de evitar no nível MT, o que significa que capacitores retos podem ser aplicados. Contudo, para bancos multiestágios, A comutação de MT acrescenta custos significativos e, portanto,, os bancos em MV normalmente têm estágios maiores comutados ou fixos.

Se melhorar a capacidade do sistema ou melhorar a eficiência em kW são preocupações significativas, então aplicar soluções de BT é sempre a escolha mais económica. Além, para requisitos de kvar menores, Os bancos LV são quase sempre a solução mais económica.

COMO A REDUÇÃO DE HARMÔNICOS PODE ECONOMIZAR DINHEIRO?

A correção de um problema harmônico pode economizar dinheiro de maneiras óbvias se o problema resultar em danos físicos ao equipamento ou operação incorreta do equipamento. O alívio desses problemas mostra um retorno imediato se o dano ou o custo associado à operação incorreta for mais substancial do que o custo da solução. Outros problemas sutis, mas às vezes significativos, surgem como resultado de correntes harmônicas fluindo por todo o sistema de energia, distorcendo a tensão.. Estas questões referem-se principalmente aos custos associados à eficiência reduzida dos equipamentos do sistema de energia que operam em frequências diferentes da 50 ou 60 Hz para os quais foram projetados.

A seguir estão algumas maneiras pelas quais os harmônicos podem custar-lhe dinheiro sem você perceber.

1. Transformadores, motores, geradores, cabos e sistemas UPS são frequentemente superprojetados quando há harmônicos presentes e o custo associado a esse projeto excessivo é ou pode ser significativo.

Considere o seguinte exemplo.

Se um gerador de backup for dimensionado para kW ou kVA de carga e fornecer energia para cargas harmônicas, a distorção de tensão resultante será substancialmente maior do que quando as mesmas cargas são alimentadas pela fonte da concessionária (transformar). Figura 15 mostra a diferença entre a distorção de tensão quando a fonte é a concessionária e o gerador de backup. Observe que o gerador normalmente tem pelo menos três vezes a impedância do transformador, causando significativamente mais distorção. Por esta razão, os geradores são frequentemente superdimensionados para “lidar” com a distorção da corrente, aumentando o custo de geração por kW de carga.

2. perdas de kW em cabos, transformar, geradores e motores são significativos quando você considera que a raiz quadrada média (rms) a corrente pode ser normalmente 10-40% maior com a presença de harmônicos do que seria com o 50 ou 60 Corrente Hz fazendo o “trabalho”. Reduzindo a corrente harmônica em cargas a jusante (usando um filtro de bloqueio em um circuito com cargas substanciais de 3º harmônico, por exemplo) pode reduzir as perdas do sistema 3-8%. As poupanças associadas a esta redução nas perdas podem normalmente pagar pela solução num período de tempo razoável.

3. Se a tensão do sistema ficar distorcida como resultado de cargas harmônicas significativas, e uma quantidade apreciável de tensão de “sequência negativa” está presente (5o harmônico, por exemplo), motores consumirão uma corrente de 5º harmônico. Esta corrente produz um torque reverso e pulsante oposto à direção preferida dos motores que o motor deve superar para realizar o trabalho necessário..

Lutar constantemente contra esse torque reverso torna o motor quente e muito ineficiente. Falhas prematuras do motor e perdas substanciais resultarão. Neste caso, a distorção de tensão deve ser corrigida, mas pode não ser imediatamente evidente que existe um problema.

4. O baixo fator de potência como resultado de correntes harmônicas pode contribuir para uma penalidade de fator de potência da concessionária. Dependendo do método de cálculo que a concessionária usa, o fator de potência total (incluindo harmônicos) ou fator de potência de deslocamento (tensão e corrente fundamentais apenas) pode resultar em uma diferença significativa no fator de potência em sua conta. Como observado anteriormente, distorção harmônica significativa muitas vezes resultará em um baixo fator de potência total e o resultado poderá ser uma penalidade imposta pela concessionária no fator de potência hoje ou no futuro.
VTHD = 2.3% VTHD = 5.8%
Fonte Geradora de Fonte Utilitária

ABORDAGEM DE CARGA ÚNICA VERSUS SISTEMAS PARA SOLUÇÕES HARMÔNICAS

A decisão de aplicar uma solução harmônica em detrimento de outra é tipicamente econômica, mas também depende muito da eficácia da solução.. Mesa 2 mostra a eficácia “geral” de várias soluções harmônicas. Para cada solução o ITHD típico resultante é mostrado. Por exemplo, um reator de linha é certamente muito mais barato que um filtro ativo, mas um reator de linha típico apenas reduzirá os harmônicos de corrente para aproximadamente 35% enquanto um filtro ativo reduzirá a distorção de corrente para menos de 5% garantindo que os problemas harmônicos provavelmente serão eliminados.

Figura 16(um) e 16(b) demonstrar o custo de várias soluções harmônicas para uma única carga versus uma abordagem de sistemas. Figura 16(c) mostra que quando o custo de um drive é adicionado ao custo de várias soluções, o custo das soluções é muito mais comparável e a eficácia de cada solução torna-se o principal critério de decisão.

Resumo

Tabelas 2 e 3 resumir as soluções harmônicas discutidas neste artigo. Mesa 2 define as soluções com referência ao tipo de equipamento de correção harmônica e Tabela 3 descreve as soluções com referência aos tipos de carga. As tabelas indicam as vantagens e desvantagens mais significativas de cada tecnologia. Detalhes de outras vantagens e desvantagens de cada solução são mostrados no corpo principal deste artigo..

A decisão de aplicar soluções harmônicas em BT ou MT e se essa solução deve ser aplicada a uma carga individual ou como uma solução de “sistema”, depende da economia da situação, bem como da eficácia da solução(s). Cada solução tem mérito dadas diferentes circunstâncias. Selecionar a solução certa requer experiência com cada tipo de tecnologia para garantir que é a melhor solução técnica e económica para a aplicação.

Referências

1. D. J. Carnovale, “Aplicação de soluções harmônicas a sistemas de energia comerciais e industriais.” Globalcon, 2003, Boston, MA.
2. Padrão EEE 1100-1999 – Práticas recomendadas pelo IEEE para alimentação e aterramento de equipamentos eletrônicos (Esmeralda Livro)
3. IEEE Standard 519-1992 – Práticas recomendadas e requisitos para harmônicos do IEEE
   Controle em Sistemas Elétricos de Potência
4. D. J. Carnovale, “Correção do Fator de Potência e Ressonância Harmônica: Uma mistura volátil,” CE&M
   Revista, Junho, 2003.
5. T. Chave e J. Que, “Custo e benefício da redução de corrente harmônica para fontes de alimentação comutadas em um edifício de escritórios comerciais,”em Transações IEEE em Aplicações Industriais, Vôo. 32, Não 5, Setembro/Outubro 1996.
6. J. K. Piel e D. J. Carnovale, “Benefícios Econômicos e Elétricos dos Métodos de Redução Harmônica em Instalações Comerciais.” EPRI PQA 2003, Monterrey, CA
7. IEEE P519A – Rascunho 7. Grupo de Trabalho de Harmônicos – “Práticas Recomendadas e Guia para Aplicação de Limites Harmônicos em Sistemas de Potência”,