Bancos de Capacitores para Compensação de Fator de Potência

a tensão de operação da rede de distribuição objetivando compensar os efeitos do carregamento variável da rede ao longo do dia. Este é um aspecto importante no controle de tensão, mas não é o único. Além de adequar a operação da rede em função da curva de carregamento, outro aspecto importante do controle de tensão diz respeito ao fornecimento da potência reativa demandada pelas cargas e pela própria rede de distribuição.

Embora a potência reativa não seja capaz de exercer trabalho, ela é fundamental para a operação de uma série de equipamentos, que está associada, por exemplo, à formação dos campos magnéticos fundamentais para a operação de motores de indução. O equilíbrio entre o suprimento e a demanda por reativos na rede de distribuição está intimamente ligado com o controle de tensão. Operação com excesso de oferta de reativos implica em aumento no perfil da tensão, ao passo que déficit de reativos resulta em diminuição no perfil de tensão. A potência reativa demandada pelas cargas pode ser localmente fornecida. De fato, para melhor operação

da rede de distribuição, o ideal é que a infraestrutura de distribuição não seja utilizada para transporte de energia reativa, deixando a capacidade apenas para transporte da energia ativa demandada pelas cargas. No contexto das redes de distribuição de energia elétrica, as instalações consumidoras quase sempre demandam potência reativa, que pode ser localmente fornecida por bancos de capacitores instalados na rede de distribuição.

Banco de capacitores são compostos de conjuntos de unidades de células de capacitores, que têm como principal função a compensação reativa capacitiva, compensando o fator de potência, e melhorando alguns aspectos no sistema, como aumento da tensão nos terminais da carga, redução das perdas na transmissão, entre outros.

O ideal é instalar capacitores junto às cargas indutivas, de forma que a circulação de energia reativa fique limitada a estes equipamentos. Na prática, a energia reativa pode ser fornecida pelos capacitores, liberando parte da capacidade do sistema elétrico e das instalações da unidade consumidora. Isso é comumente chamado de “compensação de energia reativa”.

Os bancos de capacitores podem ser instalados de duas maneiras: em derivação (paralelo) ou em série nos alimentadores de distribuição. Os bancos de capacitores no sistema de distribuição que operam em derivação (paralelo) são amplamente utilizados pela sua facilidade de instalação e operação e consequentemente baixo custo. Contudo, quanto menor é a tensão no sistema, menor é a capacidade de compensação de potência reativa do capacitor em derivação, uma vez que sua geração de reativos é proporcional ao quadrado da tensão. Os bancos de capacitores conectados em série compensam a reatância indutiva da linha proporcionando uma elevação da tensão instantânea com o aumento da carga reativa, podendo ser comparado com um regulador de tensão que se relaciona proporcionalmente com as variações de corrente indutiva. Normalmente estas unidades são instaladas em locais bem distantes das subestações para possibilitar um casamento perfeito do fator de compensação e quantidade de unidades capacitivas. Por ser conectados em série, é necessário algum cuidado na energização colocando as unidades capacitivas em curto-circuito e posteriormente abre-se este para o início da operação evitando problemas com os consumidores. Na atuação da proteção por alguns problemas de sobrecorrente, há necessidade de fechar a chave by-pass para evitar danos no sistema elétrico e, também, nas unidades capacitivas. Devido a todas estas preocupações, a utilização de bancos capacitores em série é raramente empregado nas redes de distribuição.

2.2.4.1 Banco de Capacitores em Derivação

Bancos em derivação são constituídos normalmente de 3 a 6 unidades capacitivas monofásicas (tipicamente com unidades na faixa de 200-300-400 kvar), com ligação em estrela com neutro isolado para classe 15 kV ou não isolado para classe 24,2 kV.

A instalação dos bancos de capacitores na rede de distribuição tipicamente pode ser realizada de dois modos, a saber: operação em modo fixo e em modo chaveado (automático). O primeiro modo consiste em operar o banco de capacitores de forma fixa, ou seja, durante todo o tempo com potência plena independente do carregamento da rede. Esta abordagem é mais adequada para compensação de reativos para consumidores cuja demanda é razoavelmente constante ao longo do dia, como por exemplo, algumas instalações industriais. Nas redes de distribuição, a definição da capacidade de bancos capacitores fixos necessários por alimentador é interessante verificar o valor mínimo da potência reativa que geralmente ocorre ao longo dos dias para servir como referência para ter o fator de potência próximo de unitário neste horário. Isto assegura a não ultrapassagem excessiva neste valor mínimo de reativo.

O segundo modo consiste em operar o banco de capacitores de modo chaveado, isto é, pode ser ligado ou desligado conforme a necessidade e programado de modo otimizado, acompanhando a demanda de reativos da instalação, a fim de tentar maximizar a disponibilidade da infraestrutura de distribuição para transporte de energia ativa, onde o ideal é que o fator de potência do alimentador opere o mais próximo possível da unidade.

Assim, nos horários de maior demanda (ponta ou horário comercial), quando há grandes solicitações de carga, o reativo fornecido pelo banco de capacitor fixo pode não ser suficiente para ter o fator de potência maior que 0,92 indutivo, assim é desejável que sejam implantados os bancos de capacitores chaveados ou automáticos que possam ser energizados em um determinado período utilizando as lógicas existentes nos relés controladores de acordo com a necessidade do sistema para a correção deste. Isto evitaria no horário da carga leve, principalmente no período noturno, um excesso de reativo injetado no sistema, o qual se manifesta uma elevação da tensão.

Uma preocupação existente no controle dos bancos de capacitores chaveados é minimizar o número de ligamentos e desligamentos dos bancos no sistema, pois além do desgaste provocado no equipamento, gera distúrbios eletromagnéticos na rede. Assim, no caso de utilização de um banco de capacitores automático, não devem ser considerados apenas

aspectos relacionados ao desgaste de equipamentos, mas também potenciais impactos na rede de distribuição decorrentes de tais operações. A operação chaveada tem por desvantagem o maior custo de aquisição e manutenção em relação ao capacitor fixo. A filosofia convencional consiste em verificar a necessidade de corrigir os reativos dos alimentadores individualmente, sem considerar bancos de capacitores na subestação.

2.2.4.2 Cuidados Básicos para utilização de Banco de Capacitores

Basicamente, na utilização de bancos de capacitores, é necessária atenção nos seguintes aspectos: corrente de inrush, ressonância e sobretensão.

a) Corrente de inrush [22]

A energização de um banco de capacitores quer pelo fechamento de um disjuntor, quer por fechamento de uma chave, implica sempre no aparecimento de uma corrente transitória denominada “corrente de inrush” que flui para o banco. O valor máximo, bem como a frequência dessa corrente, depende da tensão aplicada (ponto da onda de tensão em que se dá no fechamento), da reatância do circuito (capacitância e indutância), da carga armazenada no capacitor a ser energizado e do amortecimento provocado pela existência de resistores de pré- inserção e/ou outras resistências no circuito [22].

Para amenizar o problema da corrente de inrush, deve-se instalar os primeiros bancos de capacitores nas redes de distribuição a uma distância superior a 500 m da subestação e preferencialmente no tronco dos alimentadores, para possibilitar a utilização de chaves fusíveis para proteção. Caso contrário, a corrente de inrush pode ser tão elevada que não é possível utilizar chaves fusíveis para proteção do banco de capacitores, tendo em vista que tais dispositivos de proteção atuariam sempre que houvesse a energização do banco, sendo necessária a utilização de disjuntores com bloqueio para o período de duração do transitório, uma solução mais onerosa. Para evitar a elevação desta corrente de inrush quando da energização, recomenda-se que as unidades capacitivas estejam descarregadas. Nesta situação, ainda faz com que a corrente de energização seja elevada devido à baixa impedância (praticamente nula) que os capacitores possuem nesta condição. Desta forma, pela lei de Ohm a corrente tende a ser extremamente alta.

Assim, a energização de um capacitor descarregado em uma rede elétrica assemelha-se a um curto-circuito por um breve período, devido ao fato de um capacitor não variar sua tensão instantaneamente. Desta forma, a tensão do barramento onde o capacitor é conectado sofre uma

queda e se normaliza através de uma oscilação em frequências mais altas que a nominal, o que gera correntes transitórias de energização.

Apesar disto, em sistemas com bancos singelos (únicos no barramento) a corrente de

inrush normalmente é inferior à corrente de curto-circuito do sistema, o que já não ocorre com múltiplos bancos, pois o chaveamento do tipo back-to-back (um banco é chaveado na existência de outro banco já energizado e conectado ao mesmo barramento) as correntes de energização são normalmente maiores. Ao chavear um banco de capacitor (ou um novo estágio de um mesmo banco), havendo outro já energizado na barra (chaveamento “back-to-back”), praticamente, a única impedância que irá limitar o chaveamento será a impedância dada pela indutância entre os bancos (visto que esta é muito menor que a indutância da rede). Dessa maneira, a corrente de chaveamento que aparece atinge valores elevados. Assim, quando ocorre o chaveamento back-to-back, a corrente de inrush poderá exceder o valor da corrente de curto- circuito no ponto onde está o banco de capacitores. Para que seja evitada esta situação é interessante aumentar a distância entre os bancos de capacitores para aumentar a impedância.

b) Frequência de ressonância

É necessário evitar instalar os bancos de capacitores onde a frequência de ressonância do conjunto impedâncias da rede com as dos capacitores fiquem próximos de frequências harmônicas de ordens ímpares (5, 7, 11 e 13), para evitar assim queima de elos fusíveis.

c) Sobretensão

Uma vez definido o local da instalação, é necessário analisar cuidadosamente se a instalação do banco provocará sobretensão nos consumidores, tanto na configuração normal como de emergência do alimentador.

2.2.4.3 Princípios Básicos para Definição do Local da Instalação

Para evitar que o fluxo de reativo venha do sistema de transmissão, o ideal é que os bancos de capacitores estejam localizados geralmente o mais próximo dos centros de carga onde se tenha certeza de que o montante a ser instalado não exceda em demasia a potência reativa requerida em qualquer horário dos dias da semana. Como o sistema elétrico é bastante dinâmico com cargas variadas ao longo dos dias, começa a dificuldade em definir a melhor estratégia de alocar os bancos de capacitores na rede de modo a não haver excesso nos horários de carga leve ou ter capacidade suficiente para superar o fator de potência de 0,95 pelo menos [12].

Quanto à instalação de banco de capacitores na rede de distribuição para melhorar o fator de potência, adota-se primeiramente a instalação de unidades fixas em local mais distante da subestação (considerando a distância mínima de 500 m) de modo a não exceder os limites durante o horário da madrugada, que corresponde ao menor carregamento do circuito (carga leve). Caso seja necessário instalar bancos de capacitores em ramais protegidos por chaves fusíveis, deve-se retirar este dispositivo de proteção, pois em caso de abertura involuntária em uma das fases no lado da fonte, provocar-se-á a energização da fase aberta através dos capacitores conectados em estrela com neutro isolado. Caso a capacidade do banco de capacitor fixo seja superior ao mínimo necessário correspondente a carga mínima do alimentador, é interessante instalá-lo próximo da saída de alimentadores da subestação, pois neste caso o retorno do reativo não provoca alteração significativa no perfil de tensão.

Para complementar e conseguir a melhoria do fator de potência na hora da demanda máxima adota-se em geral a utilização de bancos automáticos horários ou por reativos, que pode ser localizado próximo de grandes consumidores industriais ou comerciais para amenizar o fluxo de potência reativa do sistema de transmissão, obedecendo a restrição de distância mínima.

2.2.4.4 Tipos de Controle dos Bancos de Capacitores

Para o chaveamento automático dos bancos de capacitores, as unidades capacitivas são as mesmas utilizadas nos bancos de capacitores fixos e existem várias estratégias de controle como: tensão, hora, temperatura; “var” e corrente são opcionais. A filosofia básica dos controladores automáticos de banco de capacitores chaveados na rede de distribuição é do tipo horário devido a característica das cargas que variam praticamente da mesma maneira ao longo dos dias, mesmo nos finais de semana e feriados. Este tipo de controle é mais utilizado devido ao melhor custo benefício. Para situação em que não se consiga ser eficiente para o controle horário, pode-se utilizar o controle por verificação da potência reativa passante. Neste caso é necessário utilizar um sensor de corrente/tensão no poste com sensoriamento de potência reativa. Na maioria dos controles utilizados, sempre a faixa de tensão de operação permissível é prioritária. Nestes relés há ainda um controle que evita o religamento imediato após desligamento, com uma espera de algum tempo (minutos) para religar, de modo que os capacitores estejam descarregados totalmente para evitar problemas. Para a manobra de bancos de capacitores, utilizam-se chaves monofásicas sob carga (a óleo ou a vácuo).

2.3 Uma Alternativa ao Controle de Tensão e Potência Reativa

em Sistemas de Energia Elétrica

A alternativa ao controle de tensão e potência reativa que será explorada neste trabalho, consiste na instalação de bancos de capacitores adequadamente projetado nas subestações, que serão operados de forma coordenada com o OLTC dos transformadores instalados na subestação. A hierarquia dessa alternativa de controle é apresentada na subseção 2.3.1.

Essa alternativa surgiu no seguinte contexto: subestações com capacidade de transformação mais elevada, notadamente a partir de 40 MVA, em condições normais e ideais, possuiriam nível de curto-circuito no lado de média tensão que começa a superar o valor de 10 kA. Toda a filosofia de proteção das redes de distribuição a jusante deste ponto, é baseada na premissa de que a corrente de curto-circuito na subestação seja limitada em 10 kA. Para evitar a necessidade de substituição de todo os equipamentos de proteção ao longo dos alimentadores, para continuarem operando com segurança e sem superação dos limites, é necessário aumentar a impedância do transformador como forma de limitar sua corrente de curto-circuito ao padrão de 10 kA.

Todavia, como efeito colateral desse aumento da impedância do transformador, há maior queda de tensão no transformador em situações de operação normal, e passa a ser relevante a necessidade de ser compensada. É neste momento que surge a alternativa de concentrar os bancos de capacitores para compensação de reativos na barra de média tensão da subestação, pois esta passa a ser o lugar mais apropriado para compensação de potência reativa e também amenizar a queda de tensão no transformador, conforme ilustrado na Figura 2.11. Ressalta-se que esta alternativa está mais associada a subestações de maior capacidade, em virtude da questão do nível de curto-circuito. Todavia, aplicações para subestações de menor capacidade podem ser estudadas [23]-[25].

Tradicionalmente, conforme apresentado nas subseções anteriores, é possível utilizar bancos de capacitores na alta tensão em uma subestação estrategicamente posicionada (e.g. um banco na faixa de 15 a 30 Mvar compensando o consumo de reativos de um conjunto de subestações) ou um conjunto de bancos de menor potência distribuídos ao longo dos alimentadores de média tensão desse conjunto de subestações (e.g. diversos bancos de 600 a 1200 kvar). No caso alternativo discutido nesta seção, os bancos de capacitores são posicionados na barra de média tensão da subestação, normalmente fixos com potência variando de 1,2 até 3,6 Mvar, cuja proteção é feita através de disjuntores semelhantes aos

utilizados nas saídas de alimentadores, com relés apropriados. Diferentemente dos distribuídos ao longo dos alimentadores, cuja proteção é feita apenas com fusíveis, por serem mais baratos. A necessidade de disjuntores para a proteção dos bancos decorre da possibilidade da corrente de inrush ser elevada e para obter uma melhor confiabilidade de manobra.

A conexão destes bancos na barra de média tensão da subestação permite que tais equipamentos possam desempenhar papel importante no controle de tensão e potência reativa, de modo alternativo ao controle convencional descrito na seção 2.2. Tanto as necessidades do sistema de transmissão, quanto de correção do fator de potência nas subestações e de amenizar a queda de tensão nos transformadores passa a ser desempenhada por este banco de capacitores conectados na barra de média tensão da subestação. A operação do banco, ou seja, a energização ou desligamento dos seus estágios passa a ser de modo automático, controlada em conjunto com o OLTC, de tal modo que tenha a capacidade de alterar a tensão na mesma proporção quando se altera o tap do OLTC em uma posição.

Figura 2.11 – Diagrama unifilar da subestação com banco de capacitores.