de 24 horas anterior à alteração da Fase 1 do COINTER
2.2 Práticas Relacionadas ao Controle de Tensão e Potência Reativa em Sistemas de
2.3.2 Potenciais Impactos do Controle Alternativo
O principal benefício do controle alternativo discutido é ter a tensão corrigida na saída da subestação e ao mesmo tempo ter um fator de potência próximo do unitário, diminuindo a utilização de potência reativa fornecida pela rede de transmissão, cuja consequência é evitar o pagamento de multa por consumo excessivo de reativo pela concessionária nos pontos de compras. Contudo, necessitam-se alguns cuidados com relação a instalação e operação de tais capacitores de modo a evitar problemas de qualidade de energia elétrica para os consumidores.
2.3.2.1 Corrente de inrush
Um fato muito importante a ser considerado é a corrente de inrush na energização dos bancos de capacitores. A corrente de inrush é um fenômeno transitório eletromagnético que se traduz pelo aumento dos valores da magnitude e da frequência da corrente logo após a energização do banco. Os valores atingidos nesse transitório e sua duração dependem do instante na forma de onda da tensão que ocorre o fechamento do disjuntor de energização, da
capacitância (kvar dos bancos), da indutância do circuito equivalente, da carga inicial do capacitor no instante da energização e dos amortecimentos promovidos pelas resistências do circuito equivalente no ponto de conexão.
Estes sistemas, então, devem ser configurados para operar apenas com capacitores descarregados, por meio de resistores de descarga, prevenindo o aumento da corrente de inrush, para evitar que ultrapasse o montante recomendado de 100 vezes a corrente nominal do banco conforme estabelece a NBR 5282 [26]. Em casos extremos onde não haja nenhuma limitação para sua formação, a corrente de inrush pode chegar a dezenas de vezes a corrente nominal do banco, e essa atenção é essencial para a proteção tanto da rede como dos próprios bancos capacitivos [22].
Com o banco de capacitores descarregados, sua impedância é praticamente nula e assim os valores de corrente de inrush podem atingir valores expressivos. 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 mesmo não ocorre no caso do controle de tensão que envolve a conexão dos múltiplos bancos de capacitores no barramento de média tensão da subestação. Com o chaveamento do tipo back-to-back (ou seja, quando um banco é chaveado na presença de outro banco já energizado e conectado ao mesmo barramento) as correntes de energização são normalmente maiores e, dependendo do caso, a corrente de inrush pode exceder o valor da corrente de curto-circuito no ponto onde está o banco de capacitores.
Outro fato que deve ser considerado nesta alternativa de utilização de banco de capacitores para auxiliar no controle de tensão em conjunto com OLTC é a necessidade de
nunca religar o último banco que acabou de ser desconectado, revezando a sequência de energização destes para minimizar os riscos de carga residual que possa existir. Esse revezamento evita que a corrente de inrush tenha amplitude ainda maior, o que pode ser prejudicial para o sistema elétrico. Mais detalhes podem ser verificados na Recomendação Técnica de Distribuição do CODI [22].
2.3.2.2 Benefícios
A alternativa de controle de tensão discutida nesta seção apresenta uma série de benefícios para a operação do sistema de distribuição. Além da operação com fator de potência próximo do unitário na subestação, cuja consequência é a redução do fluxo de potência reativa proveniente do sistema de transmissão, o que acarreta redução de perdas ativas (RI2) e reativas
transmissão tem por consequência assegurar uma operação mais eficiente, que faz melhor aproveitamento da utilização dos ativos da rede elétrica, uma vez que a rede de transmissão é priorizada para transferência de potência ativa, evitando o pagamento de multas pelas empresas distribuidoras de energia elétrica.
Outro benefício decorrente da utilização da alternativa ao controle de tensão e potência reativa discutido nesta seção é a redução no número de operações diárias de comutação dos
taps do OLTC. Em consequência desta redução, a periodicidade de manutenção preventiva do comutador de taps pode ser dilatada e sua vida útil prolongada, o que é muito bem-vindo do ponto de vista da manutenção. É importante salientar que, no período da manutenção preventiva do OLTC há necessidade do transformador seja totalmente desconectado da rede, e para isso, é necessário transferir toda carga atendida por este para outros transformadores desta ou de outras subestações, o que requer um planejamento da operação bem elaborada para evitar falta de energia nos consumidores.
A manutenção dos bancos de capacitores em si é outro aspecto beneficiado pela adoção do controle alternativo em questão. Como os bancos de capacitores instalados nas subestações começam a ser relevantes para a operação do sistema e devido ao constante monitoramento da tensão por sistemas supervisórios remotos, a manutenção destes equipamentos ocorre com mais cuidado do que em relação aos localizados ao longo dos alimentadores de distribuição. A manutenção de banco de capacitores na rede de distribuição é, historicamente, uma das tarefas menos prioritárias para as concessionárias, principalmente pelo fato de que a perda de seu funcionamento não resulta na interrupção de fornecimento de energia às unidades consumidoras. Devido ao fato de não envolverem diretamente reclamação de consumidores, problemas nos bancos de capacitores são normalmente detectados apenas durante a inspeção de rotina que ocorre anualmente. Como no esquema alternativo de controle volt/var discutido nesta seção pode ocorrer mais atuação de bancos de capacitores na subestação para corrigir a tensão do que OLTC do transformador. É importante que a manutenção desses capacitores seja mais bem acompanhada do que no caso comum típico das distribuidoras. A atuação de mais ou menos unidades dos bancos de capacitores nas subestações está também diretamente associada ao estado dos conjuntos instalados na rede de distribuição (ligados ou desligados), isto é, a quantidade de comutações dos bancos depende também do fator de potência dos alimentadores conectados nesta.
2.3.2.3 Qualidade de Energia Elétrica
A alternativa ao controle de tensão e potência reativa apresentada nesta seção, apesar das vantagens discutidas anteriormente, pode trazer impactos à qualidade de energia elétrica suprida aos consumidores em decorrência dos chaveamentos excessivos dos bancos de capacitores na subestação. Tais impactos foram, de fato, verificados em um caso real envolvendo dois transformadores de 50 MVA de uma subestação central de uma concessionária onde o controle de tensão discutido nesta seção é adotado, como será mais bem discutido na sequência desta dissertação.
No caso desta concessionária de distribuição de energia elétrica, desde a década de 1990 vinha sendo adotada com sucesso nesta subestação a prática de regulação de tensão e potência reativa que prioriza a atuação de bancos de capacitores seguida pela atuação do regulador de tensão da subestação, em uma estrutura de controle hierárquico similar à explicitada na subseção 2.3.1. No entanto, em meados de 2007, começaram a surgir reclamações de clientes cujas cargas estavam sendo prejudicadas por oscilações de tensão na região atendida por um dos alimentadores desta subestação, o que resultou na necessidade da concessionária investigar o que estava ocorrendo nessa região. Inspeções visuais e termográficas, verificações da influência de cargas especiais na região, mapeamento geoelétrico dos reclamantes e medições e análises do perfil de tensão foram realizados, porém, mesmo diante de reclamações dos consumidores, não foram constatadas anomalias, ou seja, o módulo de tensão permaneceu dentro da faixa adequada, definida pelas recomendações da ANEEL [2].
Como a reclamação por parte dos consumidores persistiu, optou-se pela instalação de um medidor de Qualidade de Energia Elétrica (QEE) no ponto de entrega de energia mais afetado, o que possibilitou verificar a existência de oscilações ou de possíveis anomalias de tensão no sistema que porventura estivessem causando problemas. Após o monitoramento com o medidor de QEE concluiu-se que os problemas de oscilação de tensão estavam relacionados ao chaveamento excessivo dos bancos de capacitores da subestação que desempenhavam o controle de tensão e potência reativa. Esse caso que evidenciou um aspecto de QEE que não fora anteriormente identificado serviu para aprimorar o esquema de controle de tensão utilizado, mitigando o impacto decorrente nos consumidores afetados. Maiores detalhes sobre a identificação desses distúrbios de QEE e como o problema foi solucionado serão discutidos no decorrer desta dissertação.
3 Estudo de Caso dos Impactos na Qualidade de Energia
Causados pelo Chaveamento de Bancos de Capacitores
em uma Subestação Real
Neste capítulo analisa-se detalhadamente um caso real ocorrido em 2007, no qual reclamações de vários consumidores com respeito à qualidade de energia elétrica levaram à conclusão de que o esquema de controle de tensão e potência reativa descrito na seção 2.3 era, em partes, responsável pelos problemas que vinham afetando tais consumidores. As reclamações de vários consumidores de média tensão relatavam que oscilações bruscas de tensão estavam causando mau funcionamento de parte das cargas. Esse fenômeno ocorria numa área urbana central densamente povoada e ocasionava interrupções de energia para alguns consumidores. Como o problema estava concentrado em uma pequena área da região que atingia os consumidores em questão, foi necessário fazer o levantamento de toda a situação para chegar ao diagnóstico da causa das oscilações. A partir disso, foram feitas várias análises que identificaram a causa do problema, a solução e permitiram que melhorias contínuas no esquema de regulação de tensão e controle de potência reativa da subestação (SE) central fossem propostas.
Este capítulo está dividido como segue. A seção 3.1 apresenta os estudos realizados para o diagnóstico e a caracterização do problema identificado. Na seção 3.2 possíveis alternativas para a solução do problema identificado são discutidas. Na seção 3.3 são apresentadas as medidas corretivas que de fato foram escolhidas para solução do problema. Um sumário sintetizando os passos deste estudo de caso analisado é apresentado finalmente na seção 3.4.