Adequação dos níveis de tensão em um sistema elétrico de distribuição em média tensão: estudo de caso

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UNIJUI – UNIVERSIDADE REGIONAL DO NOROESTE DO ESTADO DO RIO GRANDE DO SUL

CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA

JOEL ALBERTO DALCIN

ADEQUAÇÃO DOS NÍVEIS DE TENSÃO EM UM SISTEMA ELÉTRICO DE DISTRIBUIÇÃO EM MÉDIA TENSÃO – ESTUDO DE CASO

Ijuí 2013

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JOEL ALBERTO DALCIN

Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Curso de Engenharia Elétrica da Universidade Regional do Estado do Rio Grande do Sul – Unijuí, como requisito parcial para obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.

Orientador: Eliseu Kotlinski

Ijuí 2013

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DEPARTAMENTO DE CIÊNCIAS EXATAS E ENGENHARIA - DCEEng CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA

A COMISSÃO ABAIXO ASSINADA APROVA O PRESENTE TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO INTITULADO:

ELABORADO POR: JOEL ALBERTO DALCIN

COMO REQUISITO PARCIAL PARA OBTENÇÃO DO TÍTULO DE ENGENHEIRO ELETRICISTA

COMISSÃO EXAMINADORA:

__________________________________ Orientador: Prof. Eliseu Kotlinski

__________________________________ Banca: Prof. Moises Santos

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DEDICATÓRIA

Aos meus pais Diomar José Bonaldo Dalcin e Albertina Inês Dalcin pelo incentivo que sempre me deram, e também por terem dedicado suas vidas a mim, pelo seu grande amor, carinho e apoio, dedico-lhes essa conquista em agradecimento.

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AGRADECIMENTOS

Agradeço primeiramente a Deus por ter me dado saúde para realizar esse trabalho. Ao Meu pai Diomar e minha mãe Albertina, por me ajudarem em tudo para que eu pudesse chegar ao final deste trabalho, amo vocês e sempre levarei algo de vocês em meu coração e em minha vida.

A minha namorada Deisiana, pelo carinho e incentivo.

Agradeço, de forma especial, meu orientador e amigo, professor Eliseu Kotlinski, pela dedicação e paciência;

A Eng.ª Lisandra Flores Martins, pelo apoio e amizade.

Aos meus colegas de trabalho na RGE, especialmente ao Helder Franceschetto, Marciano André Knebel e os Gestores Mauricio Tolfo, Celso Arnold e Fernando Busanelo que, de alguma forma, auxiliaram ou contribuíram com ajustes de horários para que eu pudesse desenvolver as atividades.

Aos meus colegas do curso de Engenharia Elétrica.

Aos professores e funcionários do Departamento de Tecnologia.

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RESUMO

Um perfil de tensão adequado traz benefícios tanto para as distribuidoras quanto para os consumidores, pois com isso as perdas de potência do sistema de distribuição diminuem e os equipamentos operam corretamente, além disso, as penalidades as quais a concessionária é submetida caso não satisfaça os limites estabelecidos pelo órgão regulador podem ser evitadas. O controle do perfil de tensão nas redes de distribuição é uma tarefa rotineira em distribuidoras de energia. Com uma legislação rígida sobre os níveis de tensão, as unidades consumidoras que estão com o fornecimento fora dos padrões estipulados pela ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) recebem compensação financeira pelo serviço inadequado, ou seja, descontos em sua conta de energia elétrica. O ajuste coordenado dos equipamentos, a alocação de banco de capacitores e reguladores de tensão, bem como a substituição de condutores ao longo dos alimentadores são ações práticas para garantir níveis de tensão adequados aos consumidores. Foi utilizado a base de cadastro georeferenciado de um alimentador que atende a área rural e urbana das cidades de Palmeira das Missões e Novo Barreiro. O mesmo possui configuração radial com recurso, atende a 1.766 clientes com uma extensão total de 158,32 Km. Neste trabalho são realizadas simulações a fim de otimizar os níveis de tensão no referido alimentador, considerando as redes primárias de distribuição, o qual se encontra em inconformidade com a atual legislação. Os resultados obtidos são comparados e analisados sob o ponto de vista técnico, a fim de obter as diferenças entre as alternativas propostas, se visualizando então a mais eficiente para a concessionária.

Palavras chaves: Rede de Distribuição; Níveis de Tensão; Banco de Capacitores; Reguladores de Tensão.

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ABSTRACT

A voltage profile suitable benefits both as distributors to consumers, because with this the power losses in the distribution system reduces equipment operating properly and, in addition, the penalties which the utility is subjected case does not satisfy the thresholds established by the regulatory body can be avoided. The control voltage profile in distribution networks is a routine task in power distribution. With strict legislation on voltage levels, consumer units that are providing out the standards required by ANEEL (National Electric Energy Agency) receive financial compensation for inadequate service, or discounts on your electricity bill. The coordinated set of equipment, allocation of capacitor banks and voltage regulators, and the replacement of conductors over the feeders are practical actions to ensure proper voltage levels to consumers. Based on the georeferenced registration of a feeder that serves rural and urban areas of Palmeira das Missões and Novo Barreiro, using the radial configuration, which serves 1,766 customers, with a total length of 158.32 km, this work simulations are performed in order to optimize voltage levels on said feeder, considering the primary distribution, which is in disagreement with the current legislation. The results are compared and analyzed from the technical point of view, in order to get the differences between alternative proposals, then visualizing it more efficient for the dealership.

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LISTA DE ILUSTRAÇÕES

Figura 1- Estrutura institucional do setor elétrico brasileiro. ... 21

Figura 2 - Relação entre agentes e consumidores. ... 23

Figura 3 - Faixas de tensões em relação a tensão de referência. ... 26

Figura 4- Distribuição das perdas técnicas. ... 30

Figura 5 - Diagrama unifilar sistema radial simples. ... 34

Figura 6 – Diagrama unifilar sistema radial simples com seccionamento. ... 34

Figura 7 – Diagrama unifilar do sistema radial com recurso. ... 35

Figura 8 – Diagrama unifilar do sistema em Anel na mesma barra aberto. ... 36

Figura 9 – Diagrama unifilar do sistema em anel na mesma barra fechado. ... 36

Figura 10 – Comportamento da lâmpada incandescente a variação de tensão... 39

Figura 11 – Comportamento da lâmpada fluorescente a variação de tensão. ... 40

Figura 12 – Comportamento da lâmpada de vapor de mercúrio a variação de tensão. ... 40

Figura 13 - Motor de indução em função da variação de tensão. ... 41

Figura 14 - Potência em função da tensão em uma carga resistiva. ... 43

Figura 15- Perfil de tensão de um regulador de tensão. ... 45

Figura 16 - Operação do RT em função da demanda da rede. ... 47

Figura 17 - Efeito da operação de um capacitor Fixo. ... 49

Figura 18 - Efeito da operação de um capacitor automático. ... 49

Figura 19 - Comportamento carga indutiva com um banco de capacitor. ... 50

Figura 20 – Comportamento da queda de tensão numa rede elétrica. ... 51

Figura 21 - Triângulo das Potências. ... 51

Figura 22 - Influência do capacitor no perfil de tensão do alimentador. ... 52

Figura 23 - Características elétricas das cargas capacitivas. ... 53

Figura 24 - Localização do banco de capacitor. ... 54

Figura 25 - Risco de energização da fase aberta ... 55

Figura 26- Modelamento de um alimentador de curta distância. ... 56

Figura 27- Melhoria máxima da queda de tensão com troca de condutor. ... 58

Figura 28 - Área de concessão da RGE. ... 59

Figura 29 - Distribuição das regionais. ... 60

Figura 30 – Configuração dos alimentadores da SE PMI ... 61

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Figura 32 - Situação madrugada 2013. ... 67

Figura 33 - Tensão x Distância – madrugada 2013. ... 68

Figura 34 - Situação manhã 2013. ... 69

Figura 35 - Tensão x Distância - Manhã 2013. ... 70

Figura 36 - Situação tarde 2013. ... 71

Figura 37 - Tensão x Distância - Tarde 2013. ... 72

Figura 38 - Situação noite 2013. ... 73

Figura 39 - Tensão x Distância - Noite 2013. ... 74

Figura 40 - Situação 2014. ... 76

Figura 41 - Tensão x Distância – 2014. ... 77

Figura 42 - Carregamento dos condutores – 2014. ... 78

Figura 54 - Carregamento condutores – 2018. ... 90

Figura 55 - Trechos com carregamento acima do estabelecido... 93

Figura 56 - Recondutoramento do trecho 1. ... 94

Figura 60 - Comparativo Pré-alternativa 1 x Pós-alternativa 1. ... 99

Figura 61 - Tensão x Distância – Pós-alternativa 1. ... 100

Figura 62 – Novo local do RT existente. ... 103

Figura 63 - Situação após o deslocamento do RT existente. ... 104

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Figura 65 - Situação após instalação no novo RT. ... 106

Figura 67 - Tensão x Distância – Pós-alternativa 2. ... 108

Figura 68 - Local de instalação do BC1. ... 111

Figura 69 – Situação após instalação do BC1. ... 112

Figura 70 - Local de instalação do BC2. ... 113

Figura 71 - Situação após instalação BC1 e BC2. ... 114

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LISTA DE TABELAS

Tabela 1 – Faixas de tensões em conexão com tensão nominal superior a 1kV e inferior a

69Kv. ... 26

Tabela 2 – Capacidade de condução nominal dos condutores. ... 58

Tabela 3 - Carregamento atual do alimentador. ... 63

Tabela 4 - Tensões de linha atual no barramento do alimentador. ... 63

Tabela 5 - Tipo de condutores existentes no alimentador. ... 64

Tabela 6 – Perdas atuais no alimentador ... 64

Tabela 7 - Patamares de horários. ... 65

Tabela 8 – Ponto máx. e mín. de tensão – 2013 x 2018. ... 89

Tabela 9 - Carregamento do alimentador – 2013 x 2018. ... 90

Tabela 10 - Tensão na barra inicial – 2013 x 2018. ... 91

Tabela 11 - Perdas no alimentador – 2018 x 2018. ... 91

Tabela 12 - Fator de Potência – 2013 x 2018. ... 92

Tabela 13 – Pontos máx. e mín. de tensão – Pré-alternativa 1 x Pós-alternativa 1. ... 100

Tabela 14 - Carregamento do alimentador – Pré-alternativa 1 x Pós-alternativa 1. ... 101

Tabela 15 - Perdas no alimentador – Pré-alternativa 1 x Pós-alternativa 1. ... 101

Tabela 16 - Fator de potência – Pré-alternativa 1 x Pós-alternativa 1. ... 101

Tabela 17 – Pontos Máx. e Mín. de tensão – Pré-alternativa 2 x Pós-alternativa 2. ... 108

Tabela 18 - Carregamento do alimentador - Pré-alternativa 2 x Pós-alternativa 2. ... 109

Tabela 19 - Perdas no alimentador - Pré-alternativa 2 x Pós-alternativa 2. ... 109

Tabela 20 - Fator de Potência - Pré-alternativa 2 x Pós-alternativa 2. ... 109

Tabela 21 – Pontas Máx. e Mín. de tensão – Pré-alternativa 3 x Pós-alternativa 3. ... 116

Tabela 22 - Carregamento do alimentador – Pré-alternativa 3 x Pós-alternativa 3. ... 117

Tabela 23 - Perdas no alimentador – Pré-alternativa 3 x Pós-alternativa 3. ... 117

Tabela 24 - Fator de Potência – Pré-alternativa 3 x Pós-alternativa 3. ... 117

Tabela 25 - Comparativo de tensões após simulações das alternativas. ... 120

Tabela 26- Comparativo de Perdas após as simulações das alternativas. ... 120

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LISTA DE ABREVIATURAS E SIMBOLOS

RGE Rio Grande Energia S.A

CEEE Companhia Estadual de Energia Elétrica ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica

BT Baixa Tensão

MT Média Tensão

AT Alta Tensão

CA Cabo de Alumínio sem Alma de Aço CAA Cabo de Alumínio com Alma de Aço CAZ Cabo de Alumínio Zincado

COMP Compacta

PRODIST Procedimento de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional

kW Kilo Watts

MW Mega Watts

GW Giga Watts

TUSD Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição TUST Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão

kV Kilo Volts

V Volts

KVA Kilo Volts Ampère MVA Mega Volts ampère

ABNT Associação Brasileiras de Normas Técnicas SIN Sistema Interligado Nacional

AL’s Alimentador

BNDE Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico CEEE Companhia Estadual de Energia Elétrica

CNOS Centro Nacional de Operação do Sistema COD Centro de Operação da Distribuição COS Centro de Operação do Sistema

DNAEE Departamento de Águas e Energia Elétrica ET’s Estações Transformadoras

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IUEE Imposto Único sobre Energia Elétrica LT’s Linhas de Transmissão

MME Ministério de Minas e Energia NBR Norma Brasileira Regulamentadora ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico QEE Qualidade da Energia Elétrica

RD Redes de Distribuição

SEP Sistemas Elétricos de Potência SE’s Subestações de Energia TR’s Transformadores de Força RT`s Reguladores de tensão BC`s Banco de capacitores

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SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO ... 14

2 ASPECTOS HISTÓRICOS E REGULATÓRIOS DO SETOR ELÉTRICO ... 18

2.1 HISTÓRICO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO ... 18

2.2 O NOVO MODELO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO ... 20

2.3 CARACTERÍSTICAS DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO BRASILEIRO ... 21

2.4 PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO - PRODIST ... 23

2.4.1 Módulo 2 – Planejamento da Expansão do Sistema de Distribuição ... 24

2.4.2 Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica ... 25

2.4.3 Módulo 7 – Cálculos de Perdas na Distribuição ... 28

2.4.4 Cálculos de Redução de Perdas ... 29

2.4.5 Fator de Potência ... 31

3 SISTEMAS ELÉTRICOS DE DISTRIBUIÇÃO ... 32

3.1 TOPOLOGIAS USUAIS EM REDES PRIMÁRIAS ... 33

3.1.1 Topologia Radial ... 33

3.1.2 Topologia em Anel ... 35

3.2 CONCEITOS BÁSICOS SOBRE TENSÃO ... 37

3.3 EFEITOS DA VARIAÇÃO DE TENSÃO EM EQUIPAMENTOS ELÉTRICOS ... 38

3.4 MEDIDAS CORRETIVAS PARA ADEQUAR OS NÍVEIS DE TENSÃO NA REDE PRIMÁRIA ... 43

3.4.1 Reguladores de Tensão ... 44

3.4.1.1 Local da instalação do RT ... 47

3.4.2 Banco de Capacitores ... 48

3.4.2.1 Local de Instalação dos bancos de capacitores ... 53

3.4.3 Recondutoramento de linhas de distribuição ... 56

4 CARACTERISTICAS E DIAGNÓSTICOS DO SISTEMA EM ESTUDO ... 59

4.1 CONHECENDO A SUBESTAÇÃO DE PALMEIRA DAS MISSÕES ... 59

4.2 ANÁLISE DO SISTEMA DE POTÊNCIA EXISTENTE... 61

4.2.1 Dados Gerais do alimentador ... 62

4.2.2 Definições dos parâmetros de simulação ... 64

4.3 DEFINIÇÃO DO PERÍODO CRÍTICO ... 66

4.3.1 Situação atual - Madrugada 2013 ... 66

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4.3.3 Situação atual - Tarde 2013 ... 70

4.3.4 Situação atual - Noite 2013 ... 72

5. MODELAGEM E SIMULAÇÕES ... 75

5.1 ESTUDO DE EXPANSÃO E ADEQUAÇÃO DO ALIMENTADOR PMI 202 ... 75

5.1.1 Simulação das deficiências previstas ... 75

5.1.1.1 Situação – Ano 2014 ... 76

5.1.1.2 Situação - Ano 2015 ... 78

5.1.1.3 Situação – Ano 2016 ... 81

5.1.1.4 Situação – Ano 2017 ... 84

5.1.1.5 Situação – Ano 2018 ... 87

5.2 ANÁLISE TÉCNICA DAS ALTERNATIVAS ... 92

5.2.1 Alternativa 1 – Recondutoramento da linha ... 93

5.2.1.1 Recondutoramento do trecho 1 ... 94

5.2.1.5 Situação final - Alternativa 1 ... 98

5.2.2 Alternativa 2 – Recondutoramento e instalação de regulador de tensão ... 102

5.2.2.1 Deslocamento do RT existente ... 102

5.2.2.2 Instalação do novo RT ... 104

5.2.2.3 Situação final – Alternativa 2 ... 106

5.2.3 Alternativa 3 – Recondutoramento e instalação de Banco de Capacitores ... 110

5.2.3.1 Instalação do BC 1 ... 110

5.2.3.2 Instalação do BC2 ... 112

5.2.3.3 Situação final - Alternativa 3 ... 114

CONCLUSÕES ... 118

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1 INTRODUÇÃO

Nos últimos anos o setor elétrico brasileiro tem passado por grandes mudanças, principalmente com relação à qualidade dos serviços prestados pelas concessionárias, e permissionárias. Neste novo ambiente onde a qualidade é fundamental, as concessionária e recentemente as permissionárias de serviço público, devem buscar métodos para otimizar seus sistemas, garantindo a eficiência almejada sem com isto inviabilizar seus negócios, ou seja, manter o equilíbrio econômico-financeiro das empresas (GANIM, 2009).

Pode-se dizer, que o setor de distribuição é um dos mais regulados e fiscalizados do setor elétrico, além de prestar serviço público sob contrato com o órgão regulador do setor, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), esta agência edita resoluções, portarias e outras normas para o funcionamento adequado do setor de distribuição, sendo muito rigorosa com sua fiscalização (ABRADEE, 2013).

A regulamentação do setor elétrico versa sobre vários aspectos quantitativos e qualitativos do fornecimento de energia, destaca-se o PRODIST (Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional). Principalmente em seu Módulo 8, que regulamenta a qualidade do produto e do serviço, ressaltando as especificações de conformidade dos níveis de tensão em regime permanente. Tendo em vista o nível de qualidade exigido por este módulo e as condições técnicas dos alimentadores das distribuidoras, não concebidos com tal prerrogativa de qualidade, é que se faz necessário estudos de técnicas e métodos de otimização que auxiliem o planejamento das empresas a investirem da forma mais adequada e eficiente.

Os sistemas de distribuição do interior do estado do Rio Grande do Sul possuem características muito particulares, as quais destacam-se alimentadores extensos com carga concentrada nas extremidades são comuns, principalmente quando se trata de alimentadores rurais. O fato de um alimentador possuir estas características construtivas e operacionais indesejáveis não exime a concessionária ou permissionária de manter os níveis de tensão dentro dos valores preconizados pelo órgão regulador. Assim, redes com tais características exigem um controle de reativos e de níveis de tensão mais eficientes, com o propósito de garantir a qualidade dos níveis de tensão e postergar investimentos financeiros mais onerosos (BARROS; BORELLI; GEDRA, 2010).

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O sistema de distribuição tem importância fundamental dentro do contexto de um sistema elétrico, não só pelo volume de investimento que ele exige, mas também pela sua elevada responsabilidade na qualidade do serviço prestado ao consumidor.

A atividade de planejamento de expansão de sistema de Distribuição com tais características é extremamente desafiante, dada a complexidade de se equacionar os aspectos econômicos e técnicos. O planejamento, que é essencial a qualquer sistema, torna-se imprescindível à distribuição, de forma a se atender ao crescimento da carga em níveis de qualidade compatíveis com suas características procurando-se aperfeiçoar a aplicação dos recursos financeiros disponíveis relativamente escassos.

O planejamento de sistemas de distribuição de energia elétrica é uma atividade na qual o principal objetivo é adequar, ao menor custo, o sistema elétrico e o sistema-suporte de distribuição às futuras solicitações do mercado consumidor, garantindo um suprimento de energia elétrica com níveis de qualidade compatíveis com esse mercado (ELETROBRAS, 1982).

Motivação

O planejamento necessário para garantir adequados níveis de tensão e a necessidade de se avaliar o reflexo das intervenções adotadas, bem como levar em conta restrições de equipamentos nos sistemas de distribuição foram os principais motivos para o desenvolvimento deste trabalho.

Devido às normas estabelecidas pela ANEEL, com exigência no controle dos níveis de tensão em regime permanente, as concessionarias, cada vez mais, necessitam de estudos para a adequação do sistema.

Tais normas induzem as concessionárias de energia a investir em novas tecnologias, melhoria das redes para uma melhor qualidade do sistema e a investir em profissionais capacitados para a realização das análises e estudos voltados para essa área.

Para se analisar os níveis de tensão em um sistema de distribuição, vários aspectos devem ser levados em consideração. São eles: quedas de tensão, fluxo de potência, capacidade dos condutores, estrutura física das redes e equipamentos de regulação de tensão, sendo estes o assunto abordado ao longo do trabalho.

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Diante disso, os estudos se tornam interessantes ao considerarmos as perdas de um sistema de distribuição de energia elétrica que não possuem níveis de tensão adequados.

Objetivos

O objetivo deste trabalho é realizar um estudo visando à regularização dos níveis de tensão em regime permanente de um alimentador de distribuição, identificando as inconformidades e apresentando as principais alternativas para a adequação.

Este estudo, busca a melhor alternativa na solução de problemas relacionados aos níveis de tensão no sistema elétrico de distribuição em estudo. Desta forma é possível atender satisfatoriamente as cargas solicitadas dentro dos níveis de tensão estabelecidos pela legislação por um determinado período de tempo, já prevendo a ligação de novas cargas no sistema, levando em consideração não só as demandas dos clientes da concessionária, mas também o retorno financeiro pelos serviços prestados.

Metodologia

O presente trabalho baseia-se no estudo de um sistema de distribuição real da concessionária de distribuição RGE - Rio Grande Energia.

Os dados utilizados para a realização do estudo foram disponibilizados pela própria concessionária.

As análises foram feitas realizando simulações que resultou em cenários para a busca da solução para o problema de variação dos níveis tensão em regime permanente no alimentador.

Foi feita a análise das alternativas propostas e obteve-se a mais adequada tecnicamente.

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Estrutura do Trabalho

O trabalho esta estruturado em cinco capítulos, sendo este primeiro referente à introdução, contendo as motivações, objetivos, metodologias e a estrutura do trabalho.

No segundo e terceiro capítulos serão apresentas as fundamentações teóricas do objeto de estudo proposto, com a apresentação de dados históricos, normas regulamentadoras e conceitos necessários para elaboração desse trabalho.

Já o quarto capítulo é apresentado a proposta do estudo, onde é analisado o sistema de potência existente, demostrando a importância e a necessidade desse estudo para a adequação do sistema de distribuição conforme legislação vigente.

No quinto capítulo é abordado o desenvolvimento da modelagem e simulações utilizando o software Interplan, onde são apresentadas as deficiências previstas e as alternativas para a adequação do sistema em estudo.

E no sexto e último capítulo estão apresentadas as conclusões e as considerações finais relacionadas ao trabalho realizado.

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2 ASPECTOS HISTÓRICOS E REGULATÓRIOS DO SETOR ELÉTRICO

Neste capítulo é apresentada a base teórica para o desenvolvimento do trabalho. Será estudado o histórico do setor elétrico brasileiro, as normas e legislações vigentes e as técnicas de controle de tensão em sistemas de distribuição, sendo elas: alocação de banco de capacitores, reguladores de tensão e o recondutoramento de linhas de distribuição.

2.1 HISTÓRICO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO

Antes da chegada da eletricidade, o Brasil não desenvolvia seus ciclos econômicos como outras nações. Era simplesmente uma colônia, produtor secundário de matérias-primas para Portugal. Quando conseguiu se tornar nação e sua produção não pertencia mais à metrópole portuguesa, o Brasil viu que estava atrasado.

No final do século XIX, a utilização de eletricidade era inexpressiva no Brasil, pois o país tinha na agricultura sua principal atividade econômica. Era a agricultura que movimentava a economia através do café, algodão, açúcar e várias outras grandes monoculturas de explorações extrativas. O Brasil passou por uma fase de pioneirismo no ramo de energia elétrica, pois como países da Europa e os Estados Unidos estavam mais adiantados, o Brasil quase que simultaneamente foi introduzindo os mesmos serviços. Em 1879, Thomas Alva Edison construiu a primeira central de elétrica para o serviço público de distribuição de energia elétrica na cidade de Nova Iorque, já a primeira linha de transmissão de longa distância foi construída em 1981, na Alemanha. O Brasil, graças ao Imperador Dom Pedro II, também foi um dos pioneiros mundiais. Ainda em 1879, ele inaugurou a iluminação elétrica da antiga Estação da Corte (hoje Estação D. Pedro II), da Estrada de Ferro Central do Brasil, com seis lâmpadas de arco voltaico, tipo Jablockhoff, que substituíram os 46 bicos de gás, e produziam melhor iluminação (ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL - DA PRIMEIRA LÂMPADA À ELETROBRAS, 1977).

No início do século XX, algumas cidades se desenvolveram e atraíram investimentos de capitais estrangeiros para a instalação de companhias de Energia Elétrica. Naquela época ainda não se tinha conhecimento do potencial hidráulico do país, e com a entrada das

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companhias sob controle de capitais estrangeiros, o Brasil teve aporte de capital e engenharia, para essa importante evolução do serviço elétrico. As primeiras companhias a se instalarem no país foram: a LIGHT em 1904 e a AMFORP em 1927.

Durante as décadas de 30 e 50, surgiram através do Governo Federal as primeiras medidas de caráter administrativo que modificaram as condições dos serviços de energia elétrica, que antes era regido apenas pelos contratos entre concessionárias com municípios ou estados. As concessionárias viram que o setor elétrico estava em constante crescimento e que precisariam investir mais para suprir o aumento da demanda que o mercado consumidor estava solicitando na época. Mas como esse investimento teria que ser um montante que excederia em muito seus recursos próprios, buscaram alternativas.

Perante esse contexto, em 1953, foi criado o Fundo Federal de Eletrificação, a ser constituído fundamentalmente pela cobrança do Imposto Único sobre Energia Elétrica (IUEE), arrecadado nas próprias contas de fornecimento. Onde desse imposto, 40% ficaria para a União, enquanto 60% seriam destinados aos estados e municípios para expansão do setor elétrico. Mais tarde, com a constituição da Eletrobrás e a posterior consolidação da estrutura financeira do setor e com o fortalecimento do Fundo Federal de Eletrificação, o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico (BNDE) pode afastar-se do apoio do setor elétrico dando mais ênfase a outras áreas.

Em 1960 foi criado o Ministério de Minas e Energia (MME), sendo responsável pela política energética do país. Coube a esse Ministério, a tarefa de fundamental importância econômica, social e política, de planificar a exploração dos recursos energéticos e minerais do Brasil. Após a criação do ministério, em 1965, foi criado o Departamento de Águas e Energia Elétrica (DNAEE), órgão responsável pelo planejamento, coordenação e execução dos estudos hidrológicos em todo território nacional, dos aproveitamentos das águas que alteram seu regime e dos serviços de eletricidade.

Com o passar dos anos, o Governo Federal estimulou a incorporação de empresas elétricas no domínio privado e a fusão de empresas governamentais, nos níveis federais e estaduais. No Rio Grande do Sul, em 1943, foi fundada a Comissão Estadual de Energia Elétrica (CEEE), que passou a autarquia em 1952. Com a Lei 4136, de 13/09/61, foi criada a sociedade mista e, em 1963, constituída a Companhia Estadual de Energia Elétrica, conservando-se a sigla CEEE (ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL - DA PRIMEIRA LÂMPADA À ELETROBRAS, 1977).

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2.2 O NOVO MODELO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO

O modelo institucional do setor de energia elétrica passou por duas grandes mudanças desde a década de 90. A primeira envolveu a privatização das companhias operadoras e teve início com a Lei no 9.427, de dezembro de 1996, que instituiu a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e determinou que a exploração dos potenciais hidráulicos fosse concedida por meio de concorrência ou leilão, em que o maior valor oferecido pela outorga (Uso do Bem Público) determinaria o vencedor (ANEEL, 2008).

Em 1996, foi criada a ANEEL que é responsável por regular a fiscalização, a produção, a transmissão, distribuição e a comercialização da energia, em conformidade com as políticas e diretrizes federais. A ANEEL está vinculada ao MME, que detém o poder concedente, já a ANEEL detém os poderes regulador e fiscalizador.

No ano de 2001, a ANEEL criou a resolução 505, que foi criada para atualizar e consolidar a conformidade dos níveis de tensão de energia elétrica da portaria DNAEE nº 047 de 1978. Paralelamente a resolução 505, a ANEEL também elaborou os Procedimentos de Distribuição (PRODIST) através da Resolução Normativa nº 345 de 2008.

A segunda ocorreu em 2004, com a introdução do Novo Modelo do Setor Elétrico, que teve como objetivos principais: garantir a segurança no suprimento; promover a modicidade tarifária; e promover a inserção social, em particular pelos programas de universalização (como o Luz para Todos). Sua implantação marcou a retomada da responsabilidade do planejamento do setor de energia elétrica pelo Estado (ANEEL, 2008).

A nova estrutura assenta-se sobre muitos dos pilares construídos nos anos 90, quando o setor passou por um movimento de liberalização, depois de mais de 50 anos de controle estatal. Até então, a maioria das atividades era estritamente regulamentada e as companhias operadoras controladas pelo Estado (federal e estadual) e verticalizadas (atuavam em geração, transmissão e distribuição).

Em 2004, com a implantação do Novo Modelo do Setor Elétrico, o Governo Federal, por meio das leis no 10.847/2004 e no 10.848/2004, manteve a formulação de políticas para o setor de energia elétrica como atribuição do poder executivo federal, por meio do Ministério de Minas e Energia (MME) e com assessoramento do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) e do Congresso Nacional. Os instrumentos legais criaram novos agentes. Um deles é a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), vinculada ao MME e cuja função é

(23)

realizar os estudos necessários ao planejamento da expansão do sistema elétrico. Outro é a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), que abriga a negociação da energia no mercado livre.

O Novo Modelo do Setor Elétrico preservou a Aneel, agência reguladora, e o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), responsável por coordenar e supervisionar a operação centralizada do sistema interligado brasileiro. Para acompanhar e avaliar permanentemente a continuidade e a segurança do suprimento eletroenergético em todo o território nacional, além de sugerir das ações necessárias, foi instituído o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), também ligado ao MME (ANEEL, 2008). A figura 1 demostra a estrutura institucional do setor elétrico brasileiro.

Figura 1- Estrutura institucional do setor elétrico brasileiro.

Fonte: (ANEEL, 2008) – Atlas de Energia Elétrica do Brasil.

2.3 CARACTERÍSTICAS DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO BRASILEIRO

O Brasil é um país com quase 184 milhões de habitantes, segundo estimativas do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), e se destaca como a quinta nação mais populosa do mundo. Em 2008, cerca de 95% da população tinha acesso à rede elétrica. Segundo dados divulgados no mês de setembro pela Agência Nacional de Energia Elétrica

(24)

(Aneel), o país conta com mais de 61,5 milhões de unidades consumidoras em 99% dos municípios brasileiros. Destas, a grande maioria, cerca de 85%, é residencial.

A conexão e atendimento ao consumidor, qualquer que seja o seu porte são realizados pelas distribuidoras de energia elétrica. Além delas, as cooperativas de eletrificação rural, entidades de pequeno porte, transmitem e distribuem energia elétrica exclusivamente para os associados. Em 2008, a Aneel relaciona 53 dessas cooperativas que, espalhadas por diversas regiões do país, atendem a pequenas comunidades. Deste total, 25 haviam assinado contratos de permissão com a Aneel, após a conclusão do processo de enquadramento na condição de permissionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica para cumprimento da lei no 9.074/1995 e da resolução Aneel no 012/2002 (ANEEL, 2008).

Já o mercado de distribuição de energia elétrica, é formado por 63 concessionárias, responsáveis pelo atendimento de mais de 61 milhões de unidades consumidoras. O controle acionário dessas companhias pode ser estatal ou privado. No primeiro caso, os acionistas majoritários são o governo federal, estaduais e/ou municipais. Nos grupos de controle de várias empresas privadas verifica-se a presença de investidores nacionais, norte-americanos, espanhóis e portugueses.

As distribuidoras são empresas de grande porte que funcionam como elo entre o setor de energia elétrica e a sociedade, visto que suas instalações recebem das companhias de transmissão todo o suprimento destinado ao abastecimento no país. Nas redes de transmissão, após deixar a usina, a energia elétrica trafega em tensão que varia de 88 kV (quilovolts) a 750 kV. Ao chegar às subestações das distribuidoras, a tensão é rebaixada e, por meio de um sistema composto por fios, postes e transformadores, chega à unidade final em 127 volts ou 220 volts. Exceção a essa regra são algumas unidades industriais que operam com tensões mais elevadas (de 2,3 kV a 88 kV) em suas linhas de produção e recebem energia elétrica diretamente da subestação da distribuidora (pela chamada rede de subtransmissão). A relação entre os agentes operadores do setor elétrico e os consumidores pode ser observada na Figura 2, onde também se identifica a tarifação TUST e TUSD, que é a tarifa cobrada dos grandes consumidores pelas concessionárias para o uso do sistema de transmissão ou distribuição, e também a tarifa de distribuição que é aquela cobrada dos consumidores cativos, ou seja, que não se enquadram como grandes consumidores (ANEEL, 2008).

(25)

Figura 2 - Relação entre agentes e consumidores.

Fonte: (ANEEL, 2008) – Atlas de Energia Elétrica do Brasil.

2.4 PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO - PRODIST

Os Procedimentos de Distribuição do Sistema Elétrico Nacional são documentos que disciplinam o relacionamento entre os agentes de distribuição e os demais agentes conectados ao sistema de distribuição. O PRODIST começou a ser elaborado em 1999, mas teve sua primeira versão aprovada e publicada em 2008. As últimas versões e vigências do PRODIST podem ser encontradas em (http://www.aneel.gov.br). A versão utilizada nos estudos realizados neste trabalho foi à versão de acordo com a Resolução 414/2010 que teve a sua data de vigência em 01/01/2011.

O conteúdo do PRODIST está dividido em oito módulos, com os seguintes assuntos: Módulo 1: Introdução;

Módulo 2: Planejamento da Expansão do Sistema de Distribuição; Módulo 3: Acesso ao Sistema de Distribuição;

Módulo 4: Procedimentos Operativos do Sistema de Distribuição; Módulo 5: Sistemas de Medição;

Módulo 6: Informações Requeridas e Obrigações; Módulo 7: Cálculo de Perdas na Distribuição; Módulo 8: Qualidade da Energia Elétrica.

Os módulos do PRODIST pertinentes para o desenvolvimento do estudo proposto serão os 2, 7 e 8, sendo esses detalhados a seguir.

(26)

2.4.1 Módulo 2 – Planejamento da Expansão do Sistema de Distribuição

Segundo o PRODIST, o módulo 2 tem como objetivos o mencionado a seguir:

 Estabelecer as diretrizes para o planejamento da expansão do sistema de distribuição, subsidiando a definição dos pontos de conexão das instalações dos acessantes;

 Estabelecer os requisitos mínimos de informações necessárias para os estudos de planejamento do sistema de distribuição;

 Definir critérios básicos para troca de informações entre os diversos agentes envolvidos no planejamento do sistema de distribuição;

 Subsidiar estudos da ANEEL para definição de regulamentos específicos.

Diagnóstico do Sistema de Distribuição de Média Tensão (SDMT)

Conforme o módulo 2 do PRODIST, os estudos de planejamento do SDMT devem partir do diagnóstico do SDMT existente, com a caracterização da carga e da rede e a avaliação da qualidade e das perdas técnicas.

A caracterização da carga compreende: a) Demanda de potência ativa nos alimentadores; b) Distribuição da carga ao longo dos alimentadores; c) Fator de carga;

d) Fator de potência.

A caracterização da rede consiste em sua topologia, em dados geográficos associados, em seus parâmetros elétricos e estruturais, incluindo a localização dos acessantes.

A avaliação das perdas técnicas considera as perdas nos condutores e equipamentos, de acordo com as premissas estabelecidas no Módulo 7- Cálculo de Perdas na Distribuição.

(27)

Diretrizes para a expansão do SDMT

O planejamento da expansão do SDMT consiste na previsão de novos alimentadores para os próximos cinco anos e reforços nos existentes, de forma detalhada para as obras a serem realizadas nos próximos vinte e quatro meses, e deve observar:

a) Os planos diretores dos municípios e a legislação ambiental, além de levar em consideração outros planos de desenvolvimento regionais existentes;

b) O plano de universalização dos serviços de energia elétrica da distribuidora;

c) A evolução espacial prevista do mercado e as condicionantes ambientais para o horizonte de estudo.

Com base na nova topologia do SDMT planejado, deve-se realizar a avaliação das perdas técnicas, dos perfis de tensão e de carregamento e a estimativa da evolução da confiabilidade, comparando com a situação diagnosticada.

2.4.2 Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica

Segundo o PRODIST, o módulo 8 tem como objetivos o mencionado a seguir:

 Estabelecer os procedimentos relativos à qualidade da energia elétrica - QEE, abordando a qualidade do produto e a qualidade do serviço prestado.

 Para a qualidade do produto, este módulo define a terminologia, caracteriza os fenômenos, parâmetros e valores de referência relativos à conformidade de tensão em regime permanente e às perturbações na forma de onda de tensão, estabelecendo mecanismos que possibilitem à ANEEL fixar padrões para os indicadores de QEE.  Para a qualidade dos serviços prestados, este módulo estabelece a metodologia para

apuração dos indicadores de continuidade e dos tempos de atendimento a ocorrências emergenciais, definindo padrões e responsabilidades.

(28)

Qualidade do Produto

Os aspectos considerados da qualidade do produto em regime permanente ou transitório são:

a) Tensão em regime permanente; b) Fator de potência;

c) Harmônicos;

d) Desequilíbrio de tensão; e) Flutuação de tensão;

f) Variações de tensão de curta duração; g) Variação de frequência.

Neste trabalho serão estudados apenas os itens referentes à tensão em regime permanente e ao fator de potência.

Tensão em Regime Permanente

São estabelecidos os limites adequados, precários e críticos para os níveis de tensão em regime permanente conforme ilustram a tabela 1 e a figura 3.

Tabela 1 – Faixas de tensões em conexão com tensão nominal superior a 1kV e inferior a 69Kv. Níveis de Tensão em Regime Permanente

Tensão de Atendimento (TA) Faixa de variação de tensão de leitura (TL) em relação a tensão de referência (TR) Adequada 0,93TR ≤ TL ≤ 1,05TR

Precária 0,90TR ≤ TL ˂0,93TR Crítica TL ˂ 0,90TR ou TL ˃ 1,05TR

Fonte: Anexo I – PRODIST módulo 8, resolução 414/2010.

Figura 3 - Faixas de tensões em relação a tensão de referência.

(29)

Já a tensão de leitura (TL) da unidade consumidora (em tensão superior a 1 kV) deve situar-se entre 95% (noventa e cinco por cento) e 105% (cento e cinco por cento) da tensão nominal de operação do sistema no ponto de entrega.

Analisando os valores estipulados pela ANEEL, mostrados na Figura 3 e na Tabela 1, observa-se que são toleradas pequenas variações na tensão. Como o nível de carregamento dos sistemas de distribuição varia de forma significativa ao longo das horas do dia, dos dias da semana e das estações do ano, torna-se importante um estudo aprofundado sobre como manter a tensão de atendimento dentro da faixa dos valores adequados, enquanto a carga apresenta suas variações horárias, diárias e mensais.

Procedimentos para Regularização

Caso as medições de tensão, por reclamação e ou amostrais, indiquem valor de DRP (Duração Relativa da Transgressão de Tensão Precária) superior a DRPM (Duração Relativa da Transgressão Máxima de Tensão Precária), a distribuidora deverá adotar providências para regularizar a tensão de atendimento, no prazo máximo de 90 (noventa) dias.

Caso as medições de tensão, por reclamação e ou amostrais, indiquem valor de DRC (Duração Relativa da Transgressão de Tensão Crítica) superior ao DRCM (Duração Relativa da Transgressão Máxima de Tensão Crítica), a distribuidora deverá adotar providências para regularizar a tensão de atendimento, no prazo máximo de 15 (quinze) dias.

Compensação ao Consumidor

Transcorridos os prazos normais para a regularização da não conformidade, e não havido regularização dos níveis de tensão, a distribuidora deve compensar as unidades consumidoras que estiveram submetidas a tensões de atendimento com transgressão dos indicadores DRP ou DRC e aquelas atendidas pelo mesmo ponto de conexão.

O valor da compensação deverá ser creditado na fatura de energia elétrica do consumidor referente ao mês subsequente ao término dos prazos de regularização dos níveis de tensão e é calculado conforme equação 1.

= −

100 . +

−

100 . .

(30)

onde:

k1 = 0, se DRP ≤ DRPM; k1 = 3, se DRP > DRPM; k2 = 0, se DRC ≤ DRCM;

k2 = 7, para unidades consumidoras atendidas em Baixa Tensão, se DRC > DRCM; k2 = 5, para unidades consumidoras atendidas em Média Tensão, DRC > DRCM; k2 = 3, para unidades consumidoras atendidas em Alta Tensão, DRC > DRCM; DRP = valor do DRP expresso em %, apurado na última medição;

DRPM = 3 %;

DRC = valor do DRC expresso em %, apurado na última medição; DRCM = 0,5 %;

EUSD = valor do encargo de uso do sistema de distribuição referente ao mês de início da realização da medição pelo período mínimo de 168 horas.

2.4.3 Módulo 7 – Cálculos de Perdas na Distribuição

O módulo 7 do PRODIST trata dos procedimentos para os cálculos de perdas na distribuição, tendo como objetivos o mencionado abaixo:

 Estabelecer a metodologia e os procedimentos para obtenção dos dados necessários para apuração das perdas dos sistemas de distribuição de energia elétrica.

 Definir indicadores para avaliação das perdas nos segmentos de distribuição de energia elétrica.

 Estabelecer a metodologia e os procedimentos para apuração das perdas dos sistemas de distribuição de energia elétrica.

Abaixo são descritas as três principais seções estabelecidas pelo módulo 7 que são necessárias para nosso estudo:

a) Seção 7.1 – Premissas de cálculo e indicadores - define os indicadores de perdas e estabelece as disposições gerais sobre os dados necessários para os cálculos das perdas por segmento de distribuição;

b) Seção 7.2 – Cálculo das perdas técnicas de potência - estabelece os procedimentos para o cálculo das perdas técnicas de potência dos sistemas de distribuição de energia elétrica;

(31)

c) Seção 7.3 – Cálculo das perdas técnicas de energia - estabelece os procedimentos para o cálculo das perdas técnicas de energia dos sistemas de distribuição de energia elétrica;

2.4.4 Cálculos de Redução de Perdas

Segundo a Lei de Joule, as perdas de energia são proporcionais ao quadrado da corrente total que percorre os condutores conforme equações 2 e 3. Com a melhoria do FP (Fator de Potência), a componente ativa da corrente se mantém, a reativa decresce e a total também decresce conforme equações abaixo:

= 3. . ( ) (2) = 3. . ( ) = . ∅ = . ∅ (3) (4) (5) O percentual de redução de perdas é dado conforme equação 6.

∆ (%) = − . 100

∆ (%) = 1 − . 100

(6)

Sendo:

Antes da instalação dos capacitores:

=

= ê Ω

= ( )

(32)

Após a instalação dos capacitores: = = ê Ω = ( ) = ( ) ∅ = ê ∆ (%) − çã (%)

Substituindo as variáveis P1 e P2 na relação de redução de perdas têm-se:

∆ (%) = 1 − ∅

∅ . 100

(7)

A figura 4 demostra com se distribuem as perdas técnicas em uma rede de distribuição. Observa-se que as perdas nos condutores da rede primária, que é objeto de estudo desse trabalho, chegam a 14,98% das perdas totais.

Figura 4- Distribuição das perdas técnicas.

(33)

2.4.5 Fator de Potência

Segundo (ANEEL, 2011), para unidade consumidora ou conexão entre distribuidoras com tensão inferior a 230 kV, o fator de potência no ponto de conexão deve estar compreendido entre 0,92 (noventa e dois centésimos) e 1,00 (um) indutivo ou 1,00 (um) e 0,92 (noventa e dois centésimos) capacitivo, de acordo com regulamentação vigente.

(34)

3 SISTEMAS ELÉTRICOS DE DISTRIBUIÇÃO

Segundo Kagan (2005), as redes de distribuição são a última etapa de um SEP (Sistema Elétrico de Potência), tem a finalidade de distribuir a energia elétrica, produzida nas centrais geradoras, a população em geral. A distribuição de energia apresenta características muito diferentes das redes de transmissão como cargas distintas, topologia radial, múltiplas interligações e na maioria das vezes sem transposições.

As SE’s (Subestações) são consideradas referência importante para os estudos de fluxo de potência, pois são consideradas as fontes de energia dos sistemas de distribuição, se tornando imprescindíveis conhecer as grandezas elétricas (tensão, corrente, potência ativa e reativa) nas suas barras. Há diversos arranjos e SE’s possíveis, variando conforme a potência instalada na SE e suas finalidades.

Os AL’s (Alimentadores) possuem uma rede troncal, onde é empregada uma secção de condutor com maior capacidade, pois é por esse tronco que seria feita a distribuição de energia.

Conforme Bernardon (2010), a distribuição de energia realizada pelos alimentadores é através das redes elétricas, primária e secundária. O desempenho das redes depende quase exclusivamente da geometria, ou seja, de suas características. Os parâmetros das redes de distribuição podem ser representados por uma impedância em série, resistência e reatância, as capacitâncias podem ser desprezadas devido ao seu pequeno valor.

A impedância de um alimentador pode ser calculado através da equação 8.

= . + . . (8)

Onde:

Z - impedância do trecho da rede por fase [Ω]; R - resistência unitária por fase [Ω/km];

- reatância indutiva unitária por fase [Ω/km]; - comprimento do trecho da rede [km].

(35)

Assim, para a modelagem adequada das linhas de distribuição, basta que as concessionárias de energia tenham o cadastro da extensão, da quantidade de fases e do tipo de condutor utilizado em cada trecho da rede elétrica.

O arranjo geral de um sistema de distribuição é, em síntese, uma questão de seleção de arranjos básicos de circuitos e equipamentos de forma a atender às operações e serviços elétricos necessários e adequados às condições preestabelecidas de tensão, corrente e frequência. Isto significa correlacionar diversos fatores tais como: tensão de utilização, tensão (ou tensões) de distribuição, condutores, transformadores, conversores, chaves, dispositivos de proteção, reguladores, dispositivos para correção do fator de potência, continuidade de serviço, flexibilidade, eficiência operacional, possibilidade de futuras solicitações de carga (capacidade de reserva), etc. Obviamente, fatores como acessibilidade e segurança também devem ser considerados quando da análise do arranjo de um sistema de distribuição.

3.1 TOPOLOGIAS USUAIS EM REDES PRIMÁRIAS

Conforme Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT) Dicionário Brasileiro de Eletricidade, definiu-se topologia como o “estudo das posições relativas dos elementos ideais que representam um circuito dado”. Na rede primária de distribuição, basicamente são empregadas duas topologias: Radial ou Anel. Podem ainda ser subdividas para a topologia Radial, com Radial simples, com seccionamento ou recurso. Com a topologia Anel, pode operar-se tanto com os alimentadores em anel aberto quanto fechado.

3.1.1 Topologia Radial

A característica da topologia radial é apresentar um fluxo de potência unidirecional em condições normais de operação, comumente constituída por uma única fonte de suprimento. A figura 5 exemplifica um sistema radial simples.

(36)

Figura 5 - Diagrama unifilar sistema radial simples.

Fonte: (SANTOS, 2005).

A figura 6 demostra um diagrama unifilar de um sistema radial simples com seccionamento.

Figura 6 – Diagrama unifilar sistema radial simples com seccionamento.

(37)

A figura 7 demostra um diagrama unifilar de um sistema radial com recurso. Figura 7 – Diagrama unifilar do sistema radial com recurso.

Fonte: (SANTOS, 2005).

3.1.2 Topologia em Anel

A topologia anel possui alta continuidade de serviço em comparação ao sistema Radial. Entretanto, seu custo é mais alto. O fluxo de carga possui comportamento bidirecional em condições normais, conforme as variações de carga e fonte, em geral possuem mais de uma fonte de suprimento.

A topologia Anel pode ser dividida em duas configurações, Anel fechado ou anel aberto, conforme as Figuras 8 e 9, respectivamente. Na operação com a topologia Anel aberto, os alimentadores possuem as mesmas características que a configuração radial com recursos, porém com a vantagem de realizar manobras de emergência sem a necessidade de desligar trechos ou alimentadores não afetados, além de viabilizar o emprego de equipamentos de seccionamento com características operativas restritivas.

(38)

Figura 8 – Diagrama unifilar do sistema em Anel na mesma barra aberto.

Fonte: (SANTOS, 2005).

Figura 9 – Diagrama unifilar do sistema em anel na mesma barra fechado.

(39)

3.2 CONCEITOS BÁSICOS SOBRE TENSÃO

Os conceitos apresentados a seguir visam dar embasamento ao leitor desse trabalho para uma perfeita compreensão do desenvolvimento do texto.

Tensão nominal – é o valor de tensão que se utiliza no projeto de circuitos e aparelhos elétricos.

Tensão de Fornecimento – é o valor de tensão eficaz combinado entre a concessionaria e o consumidor, no ponto de entrega da energia elétrica, nos termos da legislação em vigor. Regulação de tensão – é a variação existente entre o valor máximo é mínimo da tensão num determinado ponto do sistema elétrico.

= − ( ) (9)

Onde:

V0 = tensão máxima V1 = tensão mínima

Em termos percentuais, toma-se um valor de tensão como referencia (Vr). No presente texto considera-se Vr = V1 e logo:

= − . 100 (%) (10)

Queda de tensão – define-se queda de tensão, para um mesmo instante, pela diferença de valores da tensão na entrada e na saída em dado componente do sistema elétrico.

= − ( ) (11)

Onde:

V = queda de tensão

(40)

Vf = tensão no final do componente Em termos percentuais:

= − . 100 (%) (12)

Oscilação de tensão – é uma série regular ou irregular de variação do valor da tensão. Esse termo não inclui transitórios de manobras isoladas.

a) Oscilação Regular de tensão:

-Uma oscilação de tensão que é repetida em intervalos regulares. b) Oscilação Irregular de tensão:

-Uma oscilação de tensão que não se repete em intervalos regulares.

Nota: Esse termo não pode ser confundido com o termo cintilação (flicker), que é a impressão visual de uma luminosidade oscilante de modo regular ou irregular.

Forma de onda da oscilação de tensão – é a envoltória da modulação da oscilação de tensão. Carga oscilante – carga que provoca uma oscilação de corrente fornecida pela fonte supridora.

3.3 EFEITOS DA VARIAÇÃO DE TENSÃO EM EQUIPAMENTOS ELÉTRICOS

Conforme Eletrobrás (1982), todos os aparelhos eletrodomésticos e aparelhos elétricos são projetados para produzir um determinado trabalho que terão seu desempenho e vida útil alterado quanto maior for a diferença entre a tensão de placa ou nominal e a fornecida pela concessionaria de serviços de eletricidade.

Para os fabricantes é interessante, que as tensões entregues pela concessionarias, tenham uma gama de variação (diferença entre tensões máximas e mínimas) a mais próxima possível dos valores considerados no projeto, o que conduziria a produção dos seus equipamentos elétricos a um menor preço. Por outro lado, as concessionarias de serviços de eletricidade desejam que os equipamentos absorvam o máximo possível de variação, o que resultaria num menor investimento nos sistemas elétricos. A esse antagonismo de interesses devem ser conduzidos estudos que visem um ponto de equilíbrio entre as necessidades de as

(41)

concessionarias produzirem energia elétrica a tarifa razoável, e de os fabricantes produzirem equipamentos mais acessíveis, ambos com o objetivo de darem ao consumidor um menor custo no uso de seus produtos.

Como esclarecimento será exemplificado, a seguir, como a variação de tensão altera as características de funcionamento dos equipamentos elétricos.

 Iluminação

A vida útil das lâmpadas incandescentes varia segundo a expressão 13.

ú = ã

ã

(13)

O que nos leva a ter uma redução de vida nominal de 50% (cinquenta por cento) para uma elevação da ordem de 5% (cinco por cento) da tensão nominal. Por outro lado, essa mesma elevação resulta no aumento da luminosidade de cerca de 20% (vinte por cento) com relação ao valor nominal e projeto. A figura 10 apresenta a características das lâmpadas incandescentes quanto à variação de tensão nominal.

Figura 10 – Comportamento da lâmpada incandescente a variação de tensão.

(42)

Quanto às lâmpadas fluorescentes, estas já não são tão afetadas quanto as incandescentes. A luminosidade permanece praticamente inalterada se a variação de tensão não for acentuada, conforme demostra a figura 11.

Figura 11 – Comportamento da lâmpada fluorescente a variação de tensão.

Fonte: ELETRORAS, 1982 – Controle de tensão em sistemas de distribuição.

As lâmpadas a vapor de mercúrio constituem um caso intermediário entre os dois tipos citados acima. Para um melhor entendimento vide figura 12.

Figura 12 – Comportamento da lâmpada de vapor de mercúrio a variação de tensão.

(43)

 Motores de Indução

Conforme (ELETROBRÁS, Vol.5, 1982), as variações da tensão de fornecimento resultam em alterações do funcionamento do motor de indução, devido a relação quadrática entre a tensão aplicada ao motor e a sua característica conjugada versus escorregamento. A seguir, estão listados alguns parâmetros que se alteram.

- Torque de partida – diminui com a redução da tensão (o motor poderá até não partir); - Corrente de partida – diminui com a redução da tensão;

- Corrente a plena carga – aumenta com a redução da tensão; - Velocidade nominal – aproximadamente permanece a mesa.

Na figura 13 são apresentadas as características do motor de indução em função das variações de tensão aplicada.

Figura 13 - Motor de indução em função da variação de tensão.

Fonte: ELETRORAS, 1982 – Controle de tensão em sistemas de distribuição.

(44)

= . (15) = I − . escorregamento (16) Onde: Tp = Torque de Partida Ip = Corrente de Partida I = Corrente nominal

 Aquecimento elétrico resistivo

Conforme Eletrobrás (1982), os aparelhos elétricos de equipamentos resistivos seguem a seguinte relação conforme equação (17):

ê =( ã )

ê

(17)

A simples observação dessa relação mostra que a potência dissipada em uma resistência é influenciada pelas variações de tensão, conforme mostra a figura 14.

(45)

Figura 14 - Potência em função da tensão em uma carga resistiva.

Além dos inconvenientes exemplificados anteriormente, é evidente que, para as concessionárias de energia elétrica, uma redução da tensão de alimentação resultará em uma queda de consumo de energia elétrica e, consequentemente, na diminuição do faturamento.

Os efeitos acima citados, e outros, fazem com que haja necessidade não apenas do estabelecimento de níveis máximos de variação das tensões em termos legais, mas, também, da existência de métodos para controle de níveis de tensão em redes de distribuição.

3.4 MEDIDAS CORRETIVAS PARA ADEQUAR OS NÍVEIS DE TENSÃO NA REDE PRIMÁRIA

Segundo Eletrobrás (1982), em alguns casos é possível, com a simples transferência de carga entre alimentadores, conseguir uma melhoria sensível na qualidade de tensão.

Outra providencia recomendada para a adequação dos níveis de tensão na rede primaria será efetuar manutenção no alimentador, eliminando, preventivamente, fatores que possam causar quedas inadmissíveis (deficiência com conexões e pontos de superaquecimentos).

(46)

Além dos fatores citados acima, contribuem para a correção de tensão na rede primária as seguintes alternativas:

 Melhoria do fator de potencia;  Instalação de regulador de tensão;  Troca da bitola do alimentador;  Construção de novo alimentador;

 Mudança da tensão primária de alimentação;  Construção de nova subestação.

Convém ressaltar que as ultimas três alternativas envolvem questões de planejamento, com execução a médio e longo prazo, não podendo, portanto, ser consideradas medidas corretivas e sim preventivas.

Segundo Madruga (2012), baixos níveis de tensão em sistemas de distribuição de energia podem ser corrigidos através da transferência de carga, instalação de banco de capacitor (BC) e/ou regulador de tensão (RT), recondutoramento da rede e construção de novas subestações, entre outros.

Quanto aos equipamentos que podem ser utilizados, se destacam os reguladores de tensão e bancos de capacitores. Um adequado ajuste e alocação desses equipamentos são de grande importância, reduzindo custos para a concessionária e mantendo os níveis de tensão adequados para os consumidores.

A seguir veremos os conceitos de Reguladores de tensão, banco de capacitores e recondutoramento, pois serão essas as alterativas de adequação do sistema propostas para o estudo.

3.4.1 Reguladores de Tensão

Segundo Eletrobrás (1982), em alimentadores longos melhoram-se os níveis de tensão através da instalação de reguladores de tensão.

(47)

Os reguladores de tensão permitem obter uma faixa adequada de regulação, bem como a compensação da queda de tensão no alimentador. Para isso devem ser ajustados os níveis de tensão e a compensação da queda na linha desse equipamento.

A figura 15 mostra o perfil de tensão em um alimentador com e sem a aplicação de regulador de tensão.

Figura 15- Perfil de tensão de um regulador de tensão.

Segundo Alves (2012), uma vez detectado que o problema de tensão é causado pela rede primária, a instalação de RT’s (Reguladores de Tensão) é uma das medidas mais adequadas para alimentadores longos, pois eles permitem a obtenção de uma faixa de regulação, que serão coerentes com os taps dos transformadores de distribuição.

A instalação dos RT’s com o objetivo de melhorar o perfil de tensão e consequentemente reduzir as perdas de um sistema de distribuição é uma prática muito comum. As vantagens fornecidas pela inserção destes dispositivos reguladores dependem da forma com que eles são inseridos dentro de um sistema, isto é, dependem da sua localização, capacidade e ajuste. Essas escolhas são difíceis e complexas, pois os sistemas de distribuição de energia elétrica são muito extensos.

Um RT é fundamentalmente um autotransformador, isto é, semelhante a um transformador convencional de dois enrolamentos conectados eletricamente em um determinado ponto, com alguns taps e um circuito de controle responsável pela comutação desses taps sempre que a tensão na saída do regulador violar os limites predeterminados. É um equipamento destinado a manter um determinado nível de tensão na rede de distribuição de energia urbana ou rural quando esta fica submetida a uma variação de tensão fora dos limites especificados pelas concessionárias.

(48)

O RT funciona automaticamente e, de acordo com as necessidades da rede, opera com a função de elevar ou de abaixar a tensão no nó de demanda, respeitando o número máximo da faixa de regulação.

Com base na teoria e na experiência, sabe-se que o RT tem como principal efeito a correção do perfil de tensão e com isso se consegue uma parte da redução das perdas de potência na distribuição, proporcionando uma maior satisfação ao consumidor e, além disso, aumenta o faturamento das concessionárias de energia elétrica. Devemos enfatizar que, quando o RT é instalado corretamente na rede, deve haver posições de tap disponíveis para regulação da tensão ao longo do período de demanda pesada, obtendo-se assim a maior eficiência do RT no sistema de distribuição.

No processo de análise da instalação de um RT deve ser considerada a variação da demanda ao longo do tempo, com objetivo de determinar os melhores ajustes do equipamento, resultando na menor variação possível de tensão no consumidor final. A Figura 16 ilustra um exemplo de operação do regulador de tensão em função da variação da demanda ao longo de um período de tempo. Podemos observar que no período de demanda leve, a tensão na rede permanece praticamente estável, não sendo necessária a troca de tap do RT para regular a demanda. Porém, com o crescimento da demanda, efetua-se somente a troca do tap de acordo com a temporização (retardo de tempo) que é ajustada no equipamento, com o objetivo de reduzir o número de mudanças desnecessárias decorrentes de pequenas oscilações de demanda, com isso aumentando a sua vida útil.

(49)

Figura 16 - Operação do RT em função da demanda da rede.

Fonte: ALVES, RAIANI P., 2012 – Dissertação de mestrado.

3.4.1.1 Local da instalação do RT

O problema da alocação de RT’s em redes de distribuição é solucionado através de um algoritmo que, inicialmente, procura somente corrigir a tensão em todas as barras do sistema para que fiquem dentro dos limites estabelecidos pelo módulo 8 do PRODIST da ANEEL.

Conforme Resener (2008), para definição do número inicial de RT’s necessários e alocação dos mesmos, um algoritmo baseado no método proposto em (GRAINGER; CIVANLAR, 1985a; 1985b; 1985c) é utilizado. Os seguintes passos são executados:

1. Executar o fluxo de potência trifásico, sem RT’s instalados e para carregamento máximo e mínimo do alimentador.

2. Um regulador é instalado na barra mais próxima da subestação onde a tensão está fora do intervalo permitido, e são determinados seus ajustes.

3. Executar novamente o fluxo de potência, para os dois carregamentos.

a) Se ainda existirem barras cujas tensões violam os limites, volta para o passo 2, instalando outro RT.