UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
FACULDADE DE ENGENHARIA ELÉTRICA E DE COMPUTAÇÃO
MASSAYUKI SUZUKI
ANÁLISE DE DESEMPENHO DO CONTROLE AUTOMÁTICO INTEGRADO DE TENSÃO E POTÊNCIA REATIVA EM SUBESTAÇÕES DE DISTRIBUIÇÃO DE
ENERGIA ELÉTRICA
CAMPINAS 2020
MASSAYUKI SUZUKI
ANÁLISE DE DESEMPENHO DO CONTROLE AUTOMÁTICO INTEGRADO DE TENSÃO E POTÊNCIA REATIVA EM SUBESTAÇÕES DE DISTRIBUIÇÃO DE
ENERGIA ELÉTRICA
Dissertação apresentada à Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação da Universidade Estadual de Campinas como parte dos requisitos exigidos para a obtenção do título de Mestre em Engenharia Elétrica na Área de Energia Elétrica.
Orientadora: Prof.ª Dr.ª Fernanda Caseño Trindade Arioli
Coorientador: Dr. Tiago Rodarte Ricciardi
Este exemplar corresponde à versão final da dissertação defendida pelo aluno Massayuki Suzuki e orientada pela Prof.ª Dr.ª Fernanda Caseño Trindade Arioli e coorientada pelo Dr. Tiago Rodarte Ricciardi.
CAMPINAS 2020
Rose Meire da Silva - CRB 8/5974
Suzuki, Massayuki,
Su99a SuzAnálise de desempenho do controle automático integrado de tensão e potência reativa em subestações de distribuição de energia elétrica / Massayuki Suzuki. – Campinas, SP : [s.n.], 2020.
SuzOrientador: Fernanda Caseño Trindade Arioli. SuzCoorientador: Tiago Rodarte Ricciardi.
SuzDissertação (mestrado) – Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação.
Suz1. Sistemas elétrica de potência - Distribuição. 2. Sistemas de energia elétrica - Controle automático. 3. Reguladores de voltagem. 4. Sistemas de energia elétrica - Controle de Qualidade. 5. Potência reativa (Engenharia elétrica) - Planejamento. 6. Fator de potência. 7. Análise de séries temporais. I. Arioli, Fernanda Caseño Trindade, 1984-. II. Ricciardi, Tiago Rodarte, 1986-. III. Universidade Estadual de Campinas. Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação. IV. Título.
Informações para Biblioteca Digital
Título em outro idioma: Analysis of the performance of integrated automatic voltage and reactive power control in electric power distribution substation
Palavras-chave em inglês: Eletric power system - distribution
Electric power systems - Automatic control Voltage regulator
Electric power systems - Quality control
Reactive power (Electrical engineering) - Planning Power factor
Time series analysis
Área de concentração: Energia Elétrica Titulação: Mestre em Engenharia Elétrica Banca examinadora:
Fernanda Caseño Trindade Arioli [Orientador] Rafael Schincariol da Silva
Heloisa Helena Müller Data de defesa: 02-10-2020
Programa de Pós-Graduação: Engenharia Elétrica Identificação e informações acadêmicas do(a) aluno(a)
- ORCID do autor: https//orcid.gov/0000-0001-7976-6532 - Currículo Lattes do autor: http://lattes.cnpq.br/5181456367321231
COMISSÃO JULGADORA – DISSERTAÇÃO DE MESTRADO
Candidato(a): Massayuki Suzuki RA: 039283 Data da defesa: 2 de outubro de 2020
Título da Tese: Análise de desempenho do controle automático integrado de tensão e potência reativa em subestações de distribuição de energia elétrica
Profa. Dra. Fernanda Caseño Trindade Arioli (Presidente) Profa. Dra. Heloisa Helena Müller
Dr. Rafael Schincariol da Silva
A Ata de Defesa, com as respectivas assinaturas dos membros da Comissão Julgadora, encontra-se no SIGA (Sistema de Fluxo de Dissertação/Tese) e na Secretaria de Pós-Graduação da Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação.
Dedico este trabalho a todos que gostariam de aprender através da minha experiência... E também a minha família, principalmente à minha amada esposa Suely
Agradecimentos
Meu sincero agradecimento à orientadora Prof.ª Dr.ª Fernanda Caseño Trindade Arioli pelo apoio e dedicação nas correções e orientações.
Ao coorientador Dr. Tiago Rodarte Ricciardi pelo apoio, paciência de mostrar o caminho a ser seguido para a realização da dissertação e na dedicação.
Ao Prof. Dr. Walmir Freitas por acolher como aluno de pós-graduação, mesmo depois de aposentado pela CPFL, com objetivo de repassar os meus conhecimentos, quando possível, da minha experiencia profissional.
Ao amigo Dr. Se Un Ahn, por ter sido grande incentivador e motivador para a realização deste mestrado.
Aos colegas de pós-graduação pelos ensinamentos, principalmente ao Caio Oriente Pereira e à Bárbara Resende Rosado que propiciaram alguns trabalhos em conjunto que me auxiliaram nesta jornada.
A minha esposa Suely Hayashi Suzuki e minhas filhas Eliane Hayashi Suzuki e Aline Hayashi Suzuki também pelos incentivos para a realização do mestrado, mesmo aposentado.
Resumo
O controle de tensão nas subestações de distribuição, normalmente é feita através de On Load
Tap Changers (OLTCs) instalados em transformadores de potência ou por meio de reguladores de tensão (trifásicos ou banco de reguladores monofásicos) na barra inicial dos alimentadores. No final da década de 1990, uma concessionária de distribuição de energia elétrica adotou com sucesso a prática de controle de tensão e potência reativa, com atuação de bancos de capacitores instalados na subestação (como prioritário), seguida pela atuação do regulador de tensão (OLTC) da subestação, em uma estrutura de controle hierárquico. No entanto, em meados de 2006, começaram a surgir reclamações de clientes cujas cargas estavam sendo prejudicadas por oscilações de tensão, devido aos equipamentos eletrônicos importados que exigem uma tensão controlada mais estável, com a tolerância da variação da faixa de tensão bem reduzida. Neste contexto, foram realizadas medições de qualidade de energia nos clientes reclamantes e na subestação que permitiram obter um melhor entendimento do problema causado aos consumidores devido à oscilação de tensão resultante do chaveamento de bancos de capacitores na subestação. Este trabalho retrata os estudos realizados, cujos resultados demonstraram a importância da adoção de medidas que visem à qualidade no fornecimento de energia aos consumidores. Adicionalmente, uma metodologia foi proposta para facilitar a avaliação de desempenho do controle de tensão e reativos em subestações de distribuição, com ênfase em filosofias de controle não convencionais, que priorizam a regulação de tensão através do chaveamento de bancos capacitores instalados nos barramentos de saída para os alimentadores. Tal metodologia baseia-se na sintetização de curvas de carregamento dos alimentadores em alta resolução e no cálculo de fluxo de carga série-temporal para simulação da atuação de taps de transformadores reguladores e da comutação dos bancos de capacitores automáticos. Os estudos de simulação foram aplicados à mesma subestação do caso em estudo com os dados de 2017 e os resultados indicam que a parametrização adequada do controle automático pode melhorar o perfil de tensão e de fator de potência da subestação, reduzindo o número de operações de comutação de taps de transformadores reguladores de tensão em até 42%.
Abstract
The voltage control in distribution substations is usually done through OLTC (On Load Tap Changers) installed in power transformers or by means of voltage regulators (three-phase or a bank of single-phase regulators) before the head of the feeders. In the late 1990s, an electric power distribution utility successfully adopted the practice of voltage and reactive power control with capacitor banks installed at the substation (as a priority), followed by the voltage regulator (OLTC) of the substation, in a hierarchical control structure. However, in 2006, complains started to arise from customers whose loads were being damaged by voltage fluctuations, due to sensitive electronic equipment that require a more stable and controlled voltage, with a reduced tolerance to voltage variations. In this context, measurements of power quality were made in the point of common coupling of the complaining customers and in the substation, allowing a better understanding of the problem caused by the voltage fluctuation resulting from the switching of capacitor banks in the substation. This work presents the studies carried out, and the results demonstrate the importance of adopting measures that guarantees quality of supply. In addition, a methodology was proposed to facilitate the evaluation of the performance of voltage and reactive power control in distribution substations, with an emphasis on unconventional control philosophies, which prioritize voltage regulation by switching capacitor banks installed on the substation medium voltage bus. Such methodology is based on building synthetic load curves in high resolution and on the calculation of time-series load flow to simulate the actuation of regulator transformer taps and the operation of automatic capacitor banks. The simulation studies were applied to the same substation from the real case study and the results indicate that the proper parameterization of the automatic control can improve the voltage and power factor profile at the substation, reducing the number of voltage regulator switching operations up to 42%.
Lista de Ilustrações
Figura 2.1 – Exemplo de sistema radial de alta tensão com instalação de banco de capacitor na
subestação. ... 33
Figura 2.2 – Diagrama esquemático de um típico relé regulador de tensão. Adaptado de [20]. ... 36
Figura 2.3 – Ajustes do relé regulador de tensão. Adaptado de [7]. ... 37
Figura 2.4 – Diagrama para operação no modo fluxo direto. ... 41
Figura 2.5 – Diagrama para operação no modo fluxo inverso. ... 42
Figura 2.6 – Diagrama para operação no modo reverso inativo. ... 43
Figura 2.7 – Diagrama para operação no modo bidirecional. ... 43
Figura 2.8 – Diagrama para operação no modo neutro inativo. ... 44
Figura 2.9 – Diagrama para operação no modo cogeração. ... 45
Figura 2.10 – Diagrama para operação no modo bidirecional reativo. ... 46
Figura 2.11 – Diagrama unifilar da subestação com banco de capacitores. ... 55
Figura 2.12 – Diagrama explicativo com hierarquias na atuação dos BCs e OLTC. ... 57
Figura 2.13 – Fluxograma de hierarquia na atuação dos BCs e OLTC. ... 58
Figura 3.1 – Perfil das máximas tensões de atendimento de um consumidor de média tensão obtidas no período de observação entre os dias 23 a 26/04/07. ... 65
Figura 3.2 – Perfil das mínimas tensões de atendimento de um consumidor de média tensão obtidas no período de observação entre os dias 23 a 26/04/07. ... 65
Figura 3.3 – Perfil de tensão adequada na entrada do consumidor (média tensão) no dia 23/04/2007. ... 66
Figura 3.4 – Arranjo geral da SE Central. ... 67
Figura 3.5 – Zonas de atuação do controle de tensão e potência reativa (COINTER) da SE Central. ... 69
Figura 3.6 – Variação de tensão na BARRA 2 da SE Central no dia 25/05/2007. ... 70
Figura 3.7 – Medições simultâneas de 7 dias na SE Central e no Consumidor A. ... 72
Figura 3.8 – Detalhe dos chaveamentos de capacitores nas medições simultâneas da SE Central e do consumidor A no dia 01/06/2007, com e sem interrupção de fornecimento. ... 72
Figura 3.9 – Detalhe dos chaveamentos de capacitores nas medições simultâneas da SE Central e do Consumidor A no dia 28/06/2007. ... 73
Figura 3.10 – Chaveamento de capacitores x OLTC x Mvar x tempo na barra 1 para um período
de 24 horas anterior à alteração da Fase 1 do COINTER. ... 77
Figura 3.11 – Perfil de tensão MT da BARRA 1 para o caso apresentado na Figura 3.10. .... 77
Figura 3.12 – Chaveamento de capacitores x OLTC x Mvar x tempo na BARRA 2 para um período de 24 horas anterior à alteração da Fase 1 do COINTER. ... 78
Figura 3.13 – Perfil de tensão MT da BARRA 2 para o caso apresentado na Figura 3.12. .... 78
Figura 3.14 – Ajuste na faixa de tensão – Fase 1... 80
Figura 3.15 – Tensão na barra de BT no consumidor A (29/08/2007). ... 81
Figura 3.16 – Tensão na barra de AT da SE Central após alterações do COINTER (29/08/2007): destaque para distúrbios decorrentes de manobras externas à subestação. ... 83
Figura 3.17 – Chaveamento de bancos de capacitores, OLTC e Mvar na BARRA 1 para o dia 29/08/2007, posterior à alteração da Fase 1 do COINTER. ... 83
Figura 3.18 – Perfil de tensão da BARRA 1 para o caso apresentado na Figura 3.17. ... 84
Figura 3.19 – Chaveamento de bancos de capacitores, OLTC e Mvar na BARRA 2 para o dia 29/08/2007, posterior à alteração da Fase 1 do COINTER. ... 84
Figura 3.20 – Perfil de tensão da BARRA 2 para o caso apresentado na Figura 3.19. ... 85
Figura 3.21 – Novo ajuste do perfil de tensão. ... 86
Figura 3.22 – Chaveamento de bancos de capacitores, OLTC e Mvar na BARRA 1 para o dia 27/09/2007, posterior à alteração da Etapa 1, Fase 2 do COINTER. ... 87
Figura 3.23 – Perfil de tensão da BARRA 1 para o caso apresentado na Figura 3.22. ... 87
Figura 3.24 – Chaveamento de bancos de capacitores, OLTC e Mvar na BARRA 2 para o dia 27/09/2007, posterior à alteração da Etapa 1, Fase 2 do COINTER . ... 88
Figura 3.25 – Perfil de tensão da BARRA 2 para o caso apresentado na Figura 3.24. ... 88
Figura 3.26 – Tensão na barra de AT da SE Central após alterações do COINTER (27/09/2007): destaque para distúrbios decorrentes de manobras externas à subestação. ... 89
Figura 3.27 – Ilustração da lógica do COINTER antes e depois das modificações realizadas na Fase 2. ... 91
Figura 3.28 – Quantidade de comutações dos BCs/Transformador. ... 93
Figura 3.29 – Quantidade de comutações do OLTC/Transformador. ... 94
Figura 3.30 – Quantidade de comutações (BC+OLTC) na SE Central. ... 94
Figura 3.31 – Perfil de tensão no consumidor A em 06/11/2007. ... 95
Figura 4.1 – Fluxograma do controle implementado no simulador. ... 102
Figura 4.3 – Fluxograma da metodologia de avaliação de desempenho do controle integrado de tensão/reativos. ... 106 Figura 4.4 – Curva de carga do alimentador 10 em 20/09/2017: patamares de 15 min (medido) e perfil de 5 seg (sintetizado). ... 108 Figura 4.5 – Perfis simulados vs. medidos para 15/09/2017: (a) tensão no secundário, (b) carga reativa e (c) posição de tap do regulador. ... 109 Figura 4.6 – Resultado das simulações para 20/09/2017: (a) tensão no secundário, (b) potência reativa e (c) fator de potência da carga do transformador, (d) quantidade de estágios de bancos de capacitores em operação, (e) posição de tap do regulador. ... 111
Lista de Tabelas
Tabela 1.1 – Fator de potência operacional nos pontos de conexão com a Rede Básica para
agentes de distribuição. Retirado de [12]. ... 20
Tabela 2.1 – Tensão de Referência com respectiva faixa da tensão de operação. ... 27
Tabela 2.2 – Faixa de variação de tensão de leitura admissível por Tensão de Atendimento. 28 Tabela 2.3 – Faixas de operação em load bônus. ... 48
Tabela 3.1 – Visão geral das alternativas com os principais benefícios e impactos negativos. ... 75
Tabela 3.2 - Lógica adotada no COINTER na Etapa 2 da Fase 2 das modificações. ... 90
Tabela 3.3 - Resumo das modificações realizadas no COINTER ... 92
Tabela 3.4 - Quantidade de chaveamentos de BC e comutações de taps. ... 93
Tabela 4.1 - Quantidade de atuações medidas e simuladas do COINTER para as semanas de setembro de 2017. ... 110
Tabela 4.2 - Resumo do desempenho do controle de tensão/reativos da subestação para os diferentes casos investigados para set/2017. ... 114
Lista de Abreviaturas e Siglas
ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas
ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica
AT BT CA Alta Tensão Baixa Tensão Corrente Alternada
DLL Dynamic Link Library
CC COINTER COM DVR END Corrente Contínua
Controle Integrado de Tensão e Reativos Component Object Model
Dinamic Restore Voltage (Restaurador Dinâmico de Tensão) Energia Não Distribuída
GD L Lf% LT MT OLTC OpenDSS P PRODIST Q QEE Geração Distribuída Load (Carga) Largura de banda Linha de Transmissão Média Tensão On Load Tap changer
Open Distribution System Simulator Potência Ativa
Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional Potência Reativa
Qualidade de Energia Elétrica R
RMS RT S
Resistência Root Mean Square Regulador de Tensão Source (Fonte)
SCADA TC TI TN TR TO UPS UR UX VTCD vtp%
Supervisory Control and Data Acquisition Transformador de Corrente
Tecnologia de Informação Tensão Nominal
Tensão de Referência Tensão de Operação
Uninterruptible Power Supply (Sistema de Energia Ininterrupto) Tensão Resistiva
Tensão Reativa
Variação de Tensão de Curta Duração. Variação de tensão por passo
Sumário
1 INTRODUÇÃO ... 18
1.1 Motivações e Escopo da Dissertação ... 20
1.2 Organização desta Dissertação ... 21
2 CONTROLE DE TENSÃO E POTÊNCIA REATIVA EM REDES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA ... 23
2.1 Metas de Funcionamento e Desempenho dos Sistemas de Distribuição de Energia Elétrica no Brasil ... 24
2.1.1 Tensão em Regime Permanente ... 26
2.1.2 Fator de Potência ... 29
2.2 Práticas Relacionadas ao Controle de Tensão e Potência Reativa em Sistemas de Energia Elétrica... 31
2.2.1 Planejamento do Sistema Elétrico ... 32
2.2.2 Hierarquia de Controle (Operação) na Distribuição ... 35
2.2.3 Regulador de Tensão na Distribuição ... 36
2.2.4 Bancos de Capacitores para Compensação de Fator de Potência (Distribuição) 48 2.3 Uma Alternativa ao Controle de Tensão e Potência Reativa em Sistemas de Energia Elétrica ... 54
2.3.1 Hierarquia de Controle Alternativa ... 55
2.3.2 Potenciais Impactos do Controle Alternativo ... 59
3 ESTUDO DE CASO DOS IMPACTOS NA QUALIDADE DE ENERGIA CAUSADOS PELO CHAVEAMENTO DE BANCOS DE CAPACITORES EM UMA SUBESTAÇÃO REAL ... 63
3.1 Diagnóstico do Problema de Qualidade de Energia Elétrica ... 63
3.1.1 Reclamações de Consumidores e Análise Preliminar da Situação ... 64
3.1.3 Hipótese para a Causa do Problema: Chaveamento Excessivo do Banco
de Capacitores ... 70
3.2 Alternativas para a Solução do Problema ... 73
3.2.1 Alternativa 1: Manobra na Rede: Transferir Consumidores para outra SE 74 3.2.2 Alternativa 2: Instalação de Equipamentos por Parte do Consumidor ... 74
3.2.3 Alternativa 3: Utilização somente do OLTC ... 75
3.2.4 Alternativa 4: Melhorias no COINTER com BC e OLTC ... 75
3.3 Procedimentos Adotados: Alterações no COINTER ... 76
3.3.1 Fase 1 ... 76
3.3.2 Fase 2 ... 82
3.4 Resumo da Evolução do Desempenho no COINTER ... 92
4 AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO DO CONTROLE AUTOMÁTICO INTEGRADO DE TENSÃO E POTÊNCIA REATIVA EM SUBESTAÇÕES ATRAVÉS DE SIMULAÇÕES COMPUTACIONAIS ... 96
4.1 Metodologia para Avaliação de Desempenho do Controle de Tensão e Potência Reativa em Subestações ... 97
4.1.1 OpenDSS ... 97
4.1.2 Modelagem da Subestação ... 98
4.1.3 Modelagem do Sistema de Controle de Tensão e Potência Reativa ... 100
4.1.4 Sintetização de Curvas de Carga com Alta Resolução ... 101
4.1.5 Cálculo de Fluxo de Carga Série-Temporal ... 104
4.1.6 Indicadores de Desempenho do Controle Integrado de Tensão/Reativos 106 4.1.7 Critérios de Validação do Simulador ... 106
4.1.8 Curvas de Carga Sintéticas dos Alimentadores ... 107
4.1.9 Montagem do Modelo de Simulação ... 108
4.2 Comparação entre Diferentes Filosofias e Ajustes do Controle de Tensão/Reativos ... 110
4.2.1 Caso 1: Com OLTC (Sem BCs) ... 112
4.2.2 Caso 2: com Sistema COINTER e BCs ... 112
4.2.3 Caso 3: com Sistema COINTER controlando BCs e OLTC ... 113
4.2.4 Caso 4: Com Sistema COINTER controlando BCs e OLTC ... 113
4.2.5 Sumário dos Resultados ... 113
5 CONCLUSÕES ... 116
1 Introdução
Os sistemas de energia elétrica operam com níveis de tensão variados para possibilitar o melhor aproveitamento da energia produzida por fontes de geração centralizada (e.g. usinas hidroelétricas, parques eólicos, plantas térmicas a combustíveis fósseis ou nucleares) tradicionalmente localizadas longe dos grandes centros de consumo. Em cada etapa da cadeia de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica há uma tensão mais adequada à operação econômica e segura dos sistemas de potência. O nível de tensão é, inclusive, um dos critérios normalmente adotado para classificar os elos dessa cadeia: tensões de 230 kV e superiores são consideradas como transmissão; entre de 69 e 138 kV como transmissão da distribuição ou subtransmissão; de 11,9 a 34,5 kV em distribuição primária em média tensão e abaixo de 1 kV como distribuição secundária em baixa tensão [1]. Tanto os equipamentos das concessionárias quanto os pertencentes aos consumidores são projetados para operar em determinado nível de tensão e capacidade do nível de curto-circuito. A operação prolongada desses equipamentos em uma tensão fora de limites aceitáveis pode afetar o seu correto funcionamento reduzindo a sua vida útil ou até mesmo causar interrupções não programadas.
A principal dificuldade de fornecer tensões em faixas apropriadas é o problema da queda de tensão durante o transporte da energia pois as cargas ligadas à rede de distribuição de energia elétrica variam no decorrer do dia devido principalmente às oscilações na demanda de consumo conforme as características dos consumidores. Assim, a magnitude da tensão fornecida nos circuitos situados ao longo dos alimentadores é dependente da demanda das unidades consumidoras no momento, pois a queda de tensão tende a ser maior em horários de maior consumo de energia, por exemplo, no horário de ponta ou comercial. As concessionárias do sistema de distribuição de energia elétrica no Brasil têm a obrigação de manter a qualidade de fornecimento conforme regulação da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), especificada no documento que versa sobre os Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional (PRODIST), mais especificamente, o Módulo 8: Qualidade da Energia Elétrica [2], em que são considerados os aspectos de tensão em regime permanente ou variações de curta duração.
Outro item importante também regulado pela ANEEL no PRODIST Módulo 8 é o fator de potência. A preocupação com o fator de potência deve-se ao fato de que a circulação de potência reativa resulta em uma parcela de corrente (adicional à parcela referente à potência
ativa) que eleva a queda de tensão e as perdas elétricas, e não resulta na realização de trabalho. Além disso, esta circulação pode ser diminuída utilizando-se compensação local.
Desta forma, em regime permanente o controle de tensão e de fluxo de potência reativa constitui uma das mais importantes e desejáveis funções de gerenciamento nas redes de distribuição de energia elétrica [1], [3]. Basicamente, a tensão e o fluxo de potência reativa são controlados de forma a satisfazer os seguintes objetivos técnico-econômicos:
• Manter o módulo de tensão nos barramentos do sistema dentro de limites aceitáveis para diversas condições de carga de modo a atender a certos critérios operacionais e evitando que tensões indesejáveis danifiquem equipamentos [4]-[6]. Além disso, concessionárias de distribuição de energia elétrica podem ajustar o perfil tensão com o objetivo de gerenciar o consumo de carga no sistema visto que uma redução na tensão dentro de patamares permissíveis pode provocar diminuição do consumo de energia durante o pico de demanda [7]-[9].
• Minimizar o fluxo de potência reativa com objetivo de reduzir as perdas de potência ativa ao longo dos alimentadores, melhorando, assim, a capacidade de distribuição de energia bem como aspectos econômicos. A queda nas perdas elétricas, por sua vez, provoca melhora nos níveis de tensão dos alimentadores. Os equipamentos de controle comumente empregados para realizar o controle do perfil de tensão e do fluxo de potência reativa nas redes de distribuição de energia elétrica incluem [10], [11]:
(a) Para a transição da Alta Tensão para Media Tensão, nos barramentos das Subestações, os transformadores em geral são equipados com comutação de
tap sob carga (em inglês On-Load Tap Changer, OLTC), onde a regulação de tensão é naturalmente feita, aumentando/diminuindo o número de espiras no enrolamento da Alta Tensão (menor corrente) e em consequência alterando a relação de tensão no transformador. Para os transformadores da subestação que não possuem OLTC, utiliza-se Regulador de Tensão trifásica ou banco de monofásicos (estrela aterrado) no lado da média tensão.
(b) Bancos de reguladores de tensão, quando necessários, são instalados ao longo dos alimentadores extensos e/ou para atendimento de cargas expressivo nas pontas destes.
(c) Banco de capacitores fixos e/ou chaveados, para minimizar o fluxo de potência reativa no sistema de distribuição.
Outro item importante a ser considerado na rede de distribuição é a instalação/operação de bancos de capacitores fixos e/ou automáticos para correção de fator de potência, sem provocar transitórios ou ressonâncias que prejudiquem o desempenho do sistema de distribuição acessado ou das instalações dos demais acessantes. Com a redução do fluxo da potência reativa proveniente da fonte, possibilita a melhoria da tensão no sistema de distribuição e em consequência evitar o pagamento de multa por fator de potência, cujos limites são estabelecidos conforme Tabela 1.1 [12]. Tem-se também a redução das perdas técnicas com possibilidade de manter a meta do valor estabelecido pela ANEEL durante a revisão tarifária, evitando assim perda de dinheiro no caso da ultrapassagem.
Tabela 1.1 – Fator de potência operacional nos pontos de conexão com a Rede Básica para agentes de distribuição. Retirado de [12].
Tensão nominal do ponto de conexão (Vn) Faixa de fator de potência permitida
Vn ≥ 345 kV 0,98 indutivo a 1,0
69 kV ≤ Vn < 345 kV 0,95 indutivo a 1,0
Vn< 69 kV 0,92 capacitivo a 1,0 0,92 indutivo a 1,0
A instalação de banco de capacitores no sistema de transmissão da distribuição, além dos benefícios citados no sistema de Média Tensão, tem-se o benefício da melhoria na margem da estabilidade de tensão1 [13], [14] e com isso postergar alguns investimentos em algumas
obras estruturais como reforço nas linhas de transmissão e/ou de subestações por amenizar o fluxo de potência reativa proveniente da fonte.
1.1 Motivações e Escopo da Dissertação
Embora haja equipamentos comumente empregados pelas concessionárias no controle de tensão e potência reativa, a alocação e a forma de coordenação da atuação destes equipamentos não são consensuais. Assim, o compartilhamento de experiências e estudos de caso permite auxiliar na tomada de decisão das melhores práticas para cada realidade. Em vista disso, esta dissertação apresenta estudos de alternativas controle de tensão na subestação de
1 Ressalta-se que estabilidade de tensão não é foco desta dissertação, mas a motivação e justificativas para o uso
distribuição. A alternativa utilizada como base consiste na utilização de diversos bancos de capacitores em conjunto com o transformador de potência com comutação de tap sob carga (em inglês On-Load Tap Changer, OLTC) de uma maneira integrada, para melhorar o fator de potência na subestação ao mesmo tempo.
A apresentação deste método alternativo é feita através e uma análise aprofundada de um estudo de caso real. Neste caso, a concessionária de energia elétrica cuja subestação que controlava a tensão primeiramente por vários bancos de capacitores e posteriormente pelo OLTC, houve reclamação de alguns consumidores conectados, principalmente quando ocorriam várias correções seguidas de ajustes de tensão em curto espaço de tempo, mesmo operando dentro da faixa permissível. As reclamações decorriam dos donos de equipamentos eletrônicos importados que exigem uma tensão controlada mais estável, com a tolerância da variação da faixa de tensão bem reduzida. Para corrigir a situação foi necessária uma análise da situação que resultou em alteração da filosofia de ajustar a tensão com os bancos de capacitores, ainda prioritária com limitação do fator de potência superior, e posteriormente operar também com o OLTC do transformador. Várias análises permitiram obter propostas de solução que são discutidas ao longo deste trabalho, objetivando-se melhorias contínuas na regulação de tensão e controle de potência reativa na subestação.
Ressalta-se que este trabalho não foca em práticas e equipamentos modernos pois objetiva trazer a experiência do autor em 30 anos de trabalho em concessionária de distribuição de energia elétrica. Neste trabalho, são apresentadas práticas adotadas por determinada concessionária, contudo, é importante salientar que em diversos aspectos não há um consenso do que é o melhor a ser adotado.
1.2 Organização desta Dissertação
Esta dissertação é organizada em 5 capítulos contando com esta introdução:
• No capítulo 2 é feito o estudo sobre a temática da regulação automática de tensão, onde são descritos os principais componentes: o transformador com comutação de tomadas e a automação de regulação de tensão.
• O capítulo 3 descreve o estudo de caso focado no controle de tensão e reativos na subestação AT:MT. Inicia-se por listar os problemas ocorridos com os consumidores e como era a filosofia utilizada para controlar as tensões na subestação utilizando vários bancos de capacitores. Em seguida, as informações
coletadas e as etapas seguidas para resolver a situação. Na última parte deste capítulo é feita uma descrição dos resultados obtidos nas 2 etapas.
• Os testes de soluções alternativas realizados por meio de simulação computacional são apresentados no capítulo 4, sendo descritos os processos utilizados nos testes, através da validação do modelo pelo confrontamento com dados reais.
• No capítulo 5 são feitas as considerações finais deste trabalho e propostas novas funcionalidades, que podem contribuir para o melhoramento e aperfeiçoamento da função criada.
2 Controle de Tensão e Potência Reativa em Redes de
Distribuição de Energia Elétrica
O sistema de distribuição de energia elétrica em geral é bastante dinâmico quer seja em virtude da variação de demanda dos consumidores finais de energia (cargas) ao longo de um dia, quer seja em virtude das variações ao longo de uma semana, um mês ou mesmo em razão de feriados ou mudanças meteorológicas associadas às estações do ano etc. Não obstante dessa dinâmica de variação da demanda dos consumidores, o sistema de distribuição tem experimentado mais recentemente novos desafios operacionais, em função da conexão de novas formas decentralizadas de geração de energia, cuja produção é normalmente intermitente e em ciclos periódicos (e.g. energia eólica e solar). Toda essa dinâmica de variação da demanda da carga e, mais recentemente, também da oferta de geração distribuída, traduz-se em desafios para a operação técnica das redes de distribuição que, se não forem adequadamente gerenciados, podem resultar em impactos tanto para a rede quanto para consumidores a ela conectados.
Entre outros aspectos técnicos, as perturbações acima referidas modificam o valor de tensão nos diferentes pontos da rede, sendo por isso necessária a utilização de meios de regulação ao longo de todo o sistema elétrico com o intuito de manter o valor de seus parâmetros dentro dos limites admissíveis em quaisquer alterações que ocorrerem. Em um sistema de transmissão de energia elétrica em corrente alternada, a magnitude da tensão é uma grandeza de natureza local que está fortemente associada aos fluxos de potência reativa, ao passo que sua frequência é uma grandeza de natureza mais ampla e está fortemente associada ao balanço entre oferta e demanda de energia, ou seja, aos fluxos de potência ativa. As exigências na regulação da magnitude de tensão não são tão severas quanto as exigidas para a frequência, sendo normalmente aceita uma banda de variação mais larga em torno do valor nominal.
O controle de tensão/potência reativa é efetuado em diversos estágios da longa e complexa cadeia de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. Em alguns estágios, o controle é de natureza global, sistêmica e, portanto, as decisões são centralizadas em um ponto (e.g. centro de controle). Em outros estágios, o controle é de natureza local e, portanto, as decisões são distribuídas em diversos pontos da rede independentemente. Neste capítulo é apresentada uma revisão da literatura técnica com mais discussões sobre as finalidades,
técnicas e particularidades do controle de tensão e potência reativa em sistemas de distribuição de energia elétrica. Na seção 2.1 são apresentadas algumas exigências da ANEEL relativas à operação dos sistemas de distribuição de energia elétrica no Brasil. Na seção 2.2 é apresentada uma revisão dos princípios e conceitos associados aos controles de tensão e potência reativa tradicionalmente adotados nos sistemas de distribuição. Finalmente, na seção 2.3 a alternativa ao controle tradicional que é foco central das investigações deste trabalho é introduzida.
2.1 Metas de Funcionamento e Desempenho dos Sistemas de
Distribuição de Energia Elétrica no Brasil
O serviço público de distribuição de energia elétrica em território nacional é regulado pela ANEEL, a Agência Nacional de Energia Elétrica. Os aspectos técnicos relacionados ao funcionamento e desempenho dos sistemas de distribuição de energia elétrica são normatizados e padronizados pela agência reguladora em um conjunto de documentos denominado Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST. O PRODIST possui 11 módulos entre módulos técnicos, que abrangem macro áreas de ação técnica dos agentes de distribuição, e módulos integradores dos módulos técnicos [15]:
• 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; • Módulo 9 - Ressarcimento de Danos Elétricos;
• Módulo 10 - Sistema de Informação Geográfica Regulatório;
• Módulo 11 - Fatura de Energia Elétrica e Informações Suplementares.
Através do PRODIST Modulo 1 são definidos os objetivos, a aplicabilidade e a composição através dos módulos subsequentes mostrados no parágrafo anterior.
Em resumo tem o objetivo de operar com segurança, eficiência, qualidade e confiabilidade; ter acesso ao sistema com tratamento não discriminatórias; disciplinar os
procedimentos técnicos quanto ao Planejamento da Expansão, Operação, medição e Qualidade de energia elétrica; estabelecer requisitos para intercâmbio de informações setoriais; assegurar fluxo de informações adequadas à ANEEL; e fornecer os requisitos técnicos na interface com a Rede Básica, para complementar de forma harmônica os Procedimentos de Rede.
Aspectos técnicos relacionados à tensão e potência reativa são cobertos tanto no Módulo 2 [1] quanto no Módulo 8 [2], sendo que no primeiro o foco é relativo ao Planejamento da rede elétrica enquanto o segundo o foco é relativo à sua operação mantendo a qualidade. O adequado controle de tensão e reativos começa ainda na fase de planejamento dos sistemas de distribuição de energia elétrica, onde são definidos os locais onde serão instalados e o tipo de equipamento que será utilizado para controle. Nesta fase, uma série de informações de variadas naturezas são necessárias, a saber:
a. Tensão de referência/contrato nas localidades;
b. Taxa de crescimento vegetativo (ou natural) da região/localidade2;
c. Carregamento dos transformadores de subestação com respectivo fator de potência;
d. Reguladores de tensão com respectivo ajuste;
e. Carregamento dos alimentadores com respectivo fator de potência;
f. Configuração da rede de distribuição com respectivos cabos, bitolas e materiais utilizados;
g. Existência de banco de capacitores shunt (fixo ou automático);
h. Variação de cargas ao longo do dia (durante semana, sábado, domingo e feriados);
i. Perfil de tensão ao longo dos alimentadores;
j. Consumidores com cargas perturbadores (motores, fornos elétricos de indução, retificadores etc.);
k. Perdas elétricas por alimentador;
l. Conexão de geração distribuída ou ainda de micro e mini geração distribuída. Na fase de operação, os aspectos de regime permanente ou transitórios que são de responsabilidade dos agentes de distribuição são:
a. Tensão em regime permanente; b. Fator de potência;
c. Harmônicos;
d. Desequilíbrio de tensão; e. Flutuação de tensão; f. Variação de frequência;
g. Variações de tensão de curta duração.
O controle de tensão é necessário para que os equipamentos em geral, tanto da concessionária quanto dos consumidores, que são projetados para operar em determinado nível de tensão com uma certa margem de variação, tenham uma vida útil adequada. A operação prolongada desses equipamentos em uma tensão fora de limites aceitáveis pode afetar o seu correto funcionamento, reduzindo a sua vida útil ou até mesmo causando interrupções não programadas.
2.1.1 Tensão em Regime Permanente
Respeitar o limite de tensão em regime permanente significa ter a variação desta dentro de uma faixa tolerável sem prejudicar o funcionamento dos equipamentos conectados à rede de distribuição. Para tal verificação foram estabelecidos mecanismos que possibilitem à ANEEL fixar padrões para os indicadores de Qualidade de Energia Elétrica (QEE) definido no PRODIST – Módulo 8. São estabelecidos ainda os limites adequado, precário e crítico para os níveis de tensão em regime permanente baseados em indicadores individuais e coletivos de conformidade de tensão elétrica auferidos em medições de intervalos de 10 minutos ao longo de uma semana (necessariamente totalizando 1.008 leituras válidas).
Para melhor entender as definições do PRODIST sobre o tema, é preciso inicialmente definir três conceitos: tensão nominal, tensão de referência e tensão de operação.
A Tensão Nominal (TN) é o valor eficaz de tensão para o qual o sistema é projetado, expresso em volts (V) ou quilovolts (kV). Os valores nominais devem ser fixados em função dos níveis de planejamento do sistema de distribuição de modo que haja compatibilidade com os níveis de projeto dos equipamentos elétricos de uso final.
A Tensão de Referência (TR), por sua vez, praticamente define o nível de tensão de contrato dos acessantes, assim, para conexões em baixa tensão (abaixo de 1 kV), a tensão de referência deve ser a mesma da tensão nominal. Agora para acessantes do sistema de distribuição em média tensão (acima de 1 kV), a tensão de referência pode ser um valor entre 95% e 105% da tensão nominal. Além disso, a escolha do valor da tensão de referência está
atrelada à disponibilidade de valores dos terminais de equipamentos tais como transformadores. A Tensão de Referência é um aspecto importante, pois é o valor que serve de referência para verificar a adequação do fornecimento aos limites especificados no PRODIST. Em geral uma vez definida a tensão nominal da área no sistema de distribuição de média tensão (MT) é normal adotar o mesmo valor também como tensão de referência. Pode haver casos em que a concessionária adote dois valores de referência distintos sendo o valor da tensão nominal nas proximidades da subestação até uma distância de 4 a 5 km, para classe 15 kV, e depois um valor menor, que corresponde ao primeiro tap no transformador de distribuição com tensão inferior que esteja dentro da faixa permissível de referência. Normalmente nos transformadores de distribuição as tensões de entrada MT são padronizadas pela norma ABNT NBR 5440 [16] para evitar custos elevados de fabricação. As tensões MT recomendadas nos transformadores são:
• Para Classe 24,2 kV (taps de 23,1; 22,0 e 20,9 kV)
• Para Classe 15 kV (taps de 13,8; 13,2 e 12,6 kV) e com derivação (12,0; 11,4 e 10,8 kV)
Desse modo, quando a tensão nominal de uma concessionária é 13,8 kV, a tensão de referência poderia ser escolhida entre 13,11 e 14,49 kV (95% e 105% da tensão nominal), porém, na prática, escolhem-se os valores 13,8 kV e/ou 13,2 kV para locais mais distantes da subestação, pois estes são os valores disponíveis dos taps dos transformadores de distribuição. Outras situações estão mostradas na Tabela 2.1.
Tabela 2.1 – Tensão de Referência com respectiva faixa da tensão de operação.
Tensão Nominal (kV) Tensão de Referência (kV) Tensão de Operação (adequada) (kV)
23,1 (21,95 – 24,25) 23,1 21,48 - 24,25 22,0 20,46 - 23,10 13,8 (13,11 – 14,49) 13,8 12,83 - 14,49 13,2 12,28 - 13,86 11,95 (11,35 – 12,55) 11,95 11,11 - 12,55 11,4 10,60 - 11,97
Finalmente, a Tensão de Operação (TO), também chamada tensão de atendimento, é aquela que se verifica na operação real do sistema de distribuição, ou seja, a tensão na qual o
consumidor de fato é atendido. Como a tensão de operação varia ao longo do dia em função, por exemplo, do carregamento da rede, o PRODIST estabelece limites de adequação para a tensão de operação, conforme discutido a seguir.
Uma vez definida a Tensão de Referência em MT na região a ser controlada, são estabelecidas as faixas de classificação de tensão em regime permanente com os limites adequados, precários e críticos, para possibilitar a averiguação dos indicadores individuais e coletivos de conformidade de tensão elétrica. As faixas, definidas pelo Módulo 8 do PRODIST [2], são apresentadas na Tabela 2.2.
Tabela 2.2 – Faixa de variação de tensão de leitura admissível por Tensão de Atendimento.
Tensão de Atendimento (TA) Faixa de Variação da Tensão de Leitura (TL) em Relação à Tensão de Referência (TR)
Adequada 0,93TR ≤ TL ≤ 1,05TR
Precária 0,90TR ≤ TL < 0,93TR
Crítica TL<0,90TR ou TL>1,05TR
Diante dessas faixas, fica definido o limite de tensão de operação das distribuidoras de energia elétrica, que têm por obrigação manter o nível de tensão na faixa adequada em condições de operação normal nos sistemas elétricos de distribuição, em qualquer ponto de conexão das unidades consumidoras atendidas na área. Em caso de transgressão, a concessionária tem até 30 dias para fornecer um laudo técnico e a compensação financeira deve ser mantida enquanto estes indicadores violarem seus respectivos limites. Além disso, o valor da compensação deve ser creditado na fatura do consumidor em até no máximo dois meses subsequentes à última medição que constatou a violação. Todos os detalhes referentes à caracterização da transgressão de tensão e à compensação devida à unidade consumidora em caso de comprovação de sua ocorrência são apresentados no PRODIST Módulo 8 [2].
Em geral, a verificação das condições de tensão de atendimento é feita quando ocorre reclamação por parte do cliente ou por sorteio. Caso o consumidor perceba, por exemplo, um eventual mau funcionamento de equipamentos com suspeita de tensão de atendimento inadequada, a concessionária deve proceder a medições que verifiquem a procedência da reclamação em um determinado prazo de tempo. No caso de constatadas irregularidades, ainda de acordo com o PRODIST Módulo 8 [2], as concessionárias devem regularizar a tensão de
operação para os clientes afetados em prazo máximo de 90 dias para situação precária e 15 dias para condição crítica, a partir da data de constatação. Caso o problema não seja corrigido neste intervalo, as concessionárias devem compensar os consumidores afetados com transgressão dos indicadores DRP ou DRC, sendo que DRP e DRC indicam os índices de duração relativa da transgressão para tensões precárias e críticas, respectivamente.
2.1.2 Fator de Potência
Em redes de distribuição, além do controle da tensão, outra grandeza importante no contexto das metas operacionais é o fator de potência tanto nos pontos de fronteira com a alta tensão quanto na conexão das unidades consumidoras. De acordo com a regulamentação vigente, i.e., o módulo 8 do PRODIST [2], o fator de potência nos pontos de conexão até 69 kV deve ser mantido entre 0,92 (capacitivo) e 0,92 (indutivo). Tanto concessionárias quanto unidades consumidoras que não mantenham o fator de potência nesta faixa estão sujeitas ao pagamento de multa.
O consumo excessivo de potência reativa é verificado através da avaliação do fator de potência horário, calculado com base nos valores de energia ativa (kWh) e de energia reativa (kvarh) consumidos a cada hora. No sistema elétrico em geral, a maioria das cargas das unidades consumidoras consomem energia reativa indutiva. Como exemplos, é possível citar motores, transformadores, lâmpadas de descarga e fornos de indução. As cargas indutivas necessitam de campo eletromagnético para seu funcionamento, por isso sua operação demanda tanto potência ativa, medida em kW, quanto potência reativa, medida em kvar. A potência ativa está associada à energia que efetivamente realiza trabalho, gerando calor, luz, movimento etc. A potência reativa está associada apenas à criação e à manutenção dos campos eletromagnéticos necessários para que a conversão de energia ocorra. Dessa forma, a potência reativa, além de não produzir trabalho, circula entre a carga e a fonte de alimentação, ocupando os condutores, que poderiam ser explorados para fornecer mais energia ativa.
O fator de potência é, por definição, a razão entre a potência ativa e a potência aparente. Um alto fator de potência, próximo de 1,0, resulta em um melhor aproveitamento do sistema de distribuição de energia elétrica.
2.1.2.1 Histórico da Regulamentação do Fator de Potência no Brasil
Pela Nota Técnica n° 0083/2012-SRD/ANEEL [17], verifica-se que a partir de 1966, por meio do Decreto nº 59.414, as primeiras regras brasileiras acerca da energia reativa foram
estabelecidas. O fator de potência indutivo médio mensal foi limitado em 0,90 para consumidores atendidos em tensão superior a 13,2 kV (do serviço de transmissão) e 0,85 para os demais consumidores. No caso de violação desses limites, o faturamento era multiplicado pelo valor de referência (0,90 ou 0,85) e tal produto era dividido pelo fator de potência indutivo médio verificado. No ano seguinte, o limite passou a ser de 0,85 para todos os níveis de tensão e a regulamentação sobre o assunto foi pouco modificada durante a década seguinte.
Em 1981, o Decreto nº. 86.463 transferiu ao Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica (DNAEE) a prerrogativa de determinar como seria realizado o faturamento devido ao baixo fator de potência de unidades consumidoras.
Em 1992, o Decreto nº 479 determina que o fator de potência deve ser mantido o mais próximo possível da unidade, tanto pelas concessionárias quanto pelos consumidores. Recomendou, ainda, que o DNAEE estabelecesse um novo limite de referência para o fator de potência indutivo e capacitivo, bem como a forma de avaliação e de critério de faturamento da energia reativa excedente a esse novo limite. Por conseguinte, em 25 de março de 1992, a Portaria DNAEE nº. 085 estabeleceu diversas mudanças na forma de controle da energia reativa que circula pelo sistema. Em particular, o limite mínimo do fator de potência foi aumentado para 0,92 e passou-se a ter a possibilidade de faturamento pelo excedente de energia reativa para alguns consumidores com medição horosazonal a partir de 1996. Ficou definido então que entre as horas 6 e 24 o fator de potência deve ser no mínimo 0,92 para a energia e demanda de potência reativa indutiva fornecida, e das 24 h até as 6 h no mínimo 0,92 para energia e demanda de potência reativa capacitiva recebida.
Em 1993, estabeleceu-se o fator de potência como “o cosseno do arco tangente do quociente da energia reativa pela energia ativa” no período de faturamento.
Em 29 de novembro de 2000, com a publicação da Resolução ANEEL nº. 456, os quesitos relativos ao faturamento pelo baixo fator de potência passaram a integrar as Condições Gerais de Fornecimento, sendo revogadas as Portarias do DNAEE acerca desse assunto. No entanto, a maior parte dos critérios relacionados ao controle da energia reativa permaneceu inalterada.
Em 2008, o documento PRODIST complementou os limites e definições constantes na Resolução nº. 456/2000 sem, contudo, abordar os aspectos relacionados à tarifação.
Em 2010 foi aprovada a Resolução nº. 414, que estabelece as condições gerais de fornecimento de energia elétrica, incorporando a previsão de pagamento de excedentes por reativos previsto na Resolução nº. 456/2000.
2.1.2.2 Consequências do Baixo Fator de Potência
No sistema elétrico tradicional, baixos valores de fator de potência estão associados a quantidades elevadas de energia reativa, o que resulta em aumento na corrente total que circula nas redes de distribuição de energia elétrica, e em consequência sobrecarregam as subestações, as linhas de transmissão e distribuição, prejudicando o aproveitamento dos sistemas elétricos e elevando as perdas técnicas. Adicionalmente, a circulação excessiva de corrente pode ocasionar quedas de tensão acentuadas, podendo ocasionar a má qualidade no fornecimento de energia elétrica e ainda sobrecarga em certos elementos da rede, principalmente no horário de maior demanda da área. Dependendo da situação, a queda de tensão não controlada pode provocar ainda, diminuição da intensidade luminosa nas lâmpadas incandescentes, aumento da corrente nos motores etc.
Os investimentos em ampliação das instalações estão relacionados, principalmente, aos transformadores e condutores necessários, que são dimensionados em função da potência aparente circulante. A correção do fator de potência libera capacidade para instalação de novas cargas, diminuindo a necessidade de investimentos em transformador ou substituição de condutores para esse fim específico. Assim, em geral, para a correção de fator de potência utilizam-se bancos de capacitores shunt fixos e, caso haja horários específicos com demanda discrepante, bancos de capacitores shunt automáticos são empregados, pois nestas condições permitem melhorar o perfil de tensão e reduzir as perdas elétricas para possibilitar o melhor aproveitamento do ativo.
2.2 Práticas Relacionadas ao Controle de Tensão e Potência
Reativa em Sistemas de Energia Elétrica
Nesta seção discutiremos como o controle de tensão e potência reativa é tradicionalmente feito nas redes de distribuição, desde a fase de planejamento da rede até a hierarquia de operação dos dispositivos de controle bem como suas filosofias gerais de funcionamento.
2.2.1 Planejamento do Sistema Elétrico
O controle de tensão e potência reativa, embora normalmente associado à operação das redes de distribuição, é um aspecto que já deve ser considerado desde antes das redes serem construídas, na fase de planejamento do sistema elétrico. No planejamento do sistema elétrico, diante do conhecimento de toda área da concessão, desde subestações existentes com as respectivas localidades atendidas, caminho das redes elétricas, conjunto de geração distribuída, pontos de fronteira e ainda respectivas situações de contorno a cada ano acompanhando o crescimento de cargas (horizontal, espacial e temporal), existe a obrigação de manter a qualidade de fornecimento dentro dos padrões exigidos pela ANEEL através do PRODIST.
De posse da taxa de crescimento vegetativo de 10 anos, é feita a projeção das cargas para verificar as condições futuras de atendimento, assim como a evolução da queda de tensão, fator de potência, perdas elétricas, carregamentos das subestações (SEs) e das redes elétricas etc., para verificar e analisar os pontos que transgridem os critérios de planejamento para obras necessárias com melhor custo benefício para proporcionar um atendimento de qualidade aos consumidores. Assim, o processo de regulação de tensão no sistema elétrico de distribuição faz parte de um dos acompanhamentos, levando em consideração curvas de cargas, dos critérios-limite de queda de tensão carregamento dos condutores, fator de potência e perdas elétricas. Diante do exposto vamos ver o porquê da importância do planejamento.
Em princípio, a variação permissível da tensão no sistema de distribuição em alta tensão (SDAT) (ou subtransmissão) é de +/-5% da nominal, até a subestação abaixadora para a MT. Quando da análise anual da verificação de carregamento dos ativos da transmissão através do fluxo de potência (ativa e reativa), com as devidas projeções de cargas futuras, sempre verificando a situação da queda de tensão e fator de potência, pode-se notar as necessidades de melhorias no sistema otimizando o uso de ativos para possibilitar o atendimento dentro dos padrões solicitados pelo PRODIST. Sempre devendo ser considerada a opção com menor custo global do conjunto de obras a serem executadas quando necessárias.
Uma das proposições a ser considerada seria a redução do fluxo de potência reativa com instalação de banco de capacitores em locais estratégicos, principalmente em alguma subestação de distribuição existente, conforme mostra a Figura 2.1. Nesta situação existe ainda, a possibilidade de evitar altos custos associados à instalação dos bancos de capacitores na alta tensão (onde necessitam de disjuntor e conjunto de proteções adequadas), com uma solução mais econômica que consiste em instalar vários bancos de menor potência distribuídos ao longo
dos alimentadores de média tensão. Alternativamente, é possível propor obras de construção/recondutoramento de linhas de transmissão, que demanda um tempo elevado devido ao custo ser elevado e tempo de maturação. Já na construção, existe a necessidade de analisar várias alternativas do traçado com possibilidade da negociação de terrenos para a passagem desta e finalmente para obtenção da Licença Ambiental.
Figura 2.1 – Exemplo de sistema radial de alta tensão com instalação de banco de capacitor na subestação.
No caso dos sistemas de distribuição de energia elétrica, a necessidade do estudo de alimentadores inicia-se principalmente quando houver a necessidade de sanar problemas de carregamento das subestações de distribuição; carregamento e desequilíbrio dos alimentadores; atendimento a consumidores novos de grande porte; quedas de tensão ao longo dos alimentadores etc. A outra abordagem também se inicia quando da necessidade de novas saídas de alimentadores em função da ampliação ou da construção de nova subestação na localidade em questão.
Em todos os casos, há a necessidade da redistribuição de cargas entre os alimentadores da área para possibilitar o atendimento do crescimento vegetativo com novas unidades consumidoras até que as subestações envolvidas na área possam carregar até próximo da sua capacidade nominal de modo mais uniforme possível.
Quando da elaboração dos estudos das redes de distribuição para redistribuição de cargas nos alimentadores objetiva-se possibilitar o atendimento de novas unidades consumidoras, considerando a taxa de crescimento vegetativo da área de pelo menos 5 anos,
de modo a não violar o critério de controle descrito no PRODIST Módulo 8 (controle de tensão, fator de potência, perdas técnicas, confiabilidade, proteção).
Assim, o controle de tensão na distribuição inicia-se na subestação, que é controlada pelo OLTC instalado no transformador de potência abaixador ou regulador de tensão trifásico (ou banco de monofásicos) antes do barramento de média tensão. Isto faz com que a tensão seja praticamente constante com variação de +/- 1%.
Uma vez definida a nova configuração dos alimentadores, com construções e/ou recondutoramento de redes de modo a ter um carregamento mais equilibrado entre elas, define-se a necessidade de instalar/realocar banco de reguladores de tensão na rede de distribuição para que nos próximos 5 anos seja possível atender as cargas com qualidade e sem obras adicionais em qualquer ponto. Podem existir até 2 conjuntos de bancos de reguladores de tensão monofásicos [18] em cascata ao longo do alimentador quando necessários, porém em casos excepcionais até 3. Esta limitação está em função da necessidade de sincronizar o tempo de atuação dos reguladores que aumentam à medida que afastam da SE.
Com relação ao controle da potência reativa na rede de distribuição, para os alimentadores com fator de potência menor que 0,92, faz-se necessário o processo de melhoria com realocação/instalação de BCs fixos e automáticos, com objetivo de melhorar o fator de potência para maior ou igual a 0,95 durante o período de carga média e pesada, na saída do alimentador. A máxima compensação resultante deverá ser limitada pelo fator de potência igual a 1,0 no início do alimentador em carga máxima, admitindo-se em determinados períodos o fator de potência levemente adiantado, desde que não ocorra sobretensão nos alimentadores.
De modo geral, a utilização de banco de capacitores pelas concessionárias no sistema elétrico é primeiramente para corrigir o fator de potência, principalmente no horário de maior demanda, assim, reduzindo o carregamento nos alimentadores e também dos transformadores da subestação, em consequência vai melhorando ainda mais o perfil de tensão e reduzindo as perdas elétricas.
A partir do momento em que o carregamento começa a aproximar da sua capacidade nominal, e/ou número de consumidores elevados (por exemplo, acima de 5.000, para classe de tensão de 15 kV), ou atendimento a novas cargas com montante elevado o suficiente para sobrecarregar os alimentadores e também as cargas perturbadoras (partida de motores, cargas controladas por tiristores etc.), necessita-se de um estudo para redistribuir cargas com construção/recondutoramento de redes, instalação/realocação de capacitores e até mesmo para
os bancos de reguladores de tensão de modo a garantir o controle de tensão na rede de distribuição. Dependendo da situação, até mesmo a construção da nova subestação pode ser a melhor opção a ser adotada.
2.2.2 Hierarquia de Controle (Operação) na Distribuição
Uma vez que as obras necessárias identificadas na etapa de planejamento forem executadas, o controle de tensão passa a ser realizado pela atuação de equipamentos específicos durante a operação da rede. Dentre as hierarquias envolvidas no controle de tensão nas redes de distribuição, o controle localizado na subestação pode ser considerado o mais importante. Este é feito através do OLTC localizado em transformadores abaixadores de potência ou ainda através de reguladores de tensão (trifásicos ou banco de reguladores monofásicos) instalados na média tensão, antes da saída dos alimentadores. A atuação desse regulador garante uma tensão praticamente constante, com variações em torno de +/- 1%. A tensão de referência do regulador de tensão da subestação é normalmente ajustada para 1,03 pu.
Esta estrutura de controle de tensão, que envolve apenas o regulador da subestação, de modo geral é suficiente para garantir um bom perfil de tensão ao longo de alimentadores curtos (e.g. até 4 km) para um horizonte de crescimento da carga de até 5 anos, desde que a carga seja razoavelmente dispersa pelo alimentador, ou seja, não haja grande concentração de demanda distante da subestação.
Nos alimentadores em que são instalados reguladores de tensão em cascata, ao longo da rede, é fundamental que haja uma coordenação entre a atuação dos diversos dispositivos para que o controle de tensão atue de forma satisfatória, evitando, por exemplo, comutações de
tap demasiadas. Essa coordenação pode ser feita, por exemplo, através do ajuste da largura de banda e do tempo de atraso na atuação de cada dispositivo. Em geral, quanto mais longe da subestação, maior será o atraso para que o dispositivo atue. Esta filosofia faz com que o regulador de tensão na subestação seja uma boa retaguarda de todos os alimentadores conectados e possibilita o ajuste de tensão dos bancos de reguladores da rede, que estiverem instalados a jusante, representando um ajuste fino por terem o tempo de atuação maior para os equipamentos subsequentes. Mais detalhes sobre o ajuste e a coordenação de reguladores serão apresentados na subseção a seguir.
No caso de alimentadores extensos, que não conseguem sustentar o perfil de tensão adequado com a variação de cargas ao longo dos dias, pode ser necessária a instalação de um
ou mais banco de reguladores de tensão ao longo da rede primária para complementarem a atuação do regulador da subestação.
O perfil de tensão pode ainda ser melhorado caso sejam utilizados bancos de capacitores ao longo dos alimentadores. Como por exemplo, com a utilização de bancos fixos localizados mais próximos a subestação (e.g. 500 m) e/ou com bancos automáticos instalados em pontos mais afastados (e.g. 2 km) e que atuam, sobretudo nos intervalos de maior carregamento.
Caso existam localidades urbanas atendidas por alimentadores rurais, é comum a utilização de reguladores de tensão logo na entrada desta comunidade em conjunto com banco de capacitor adequado para possibilitar uma boa qualidade de energia na região.
2.2.3 Regulador de Tensão na Distribuição
O regulador de tensão é o equipamento responsável para controlar e operar a tensão dentro de uma faixa adequada pré-definida, seja o da subestação como no caso do OLTC, ou na rede de distribuição, quando necessário, instalado ao longo de um alimentador extenso ou atendimento de cargas concentradas na ponta deste. Para um bom desempenho, o controle é feito pelo relé regulador de tensão, baseado nos ajustes pré-definidos pelas concessionárias, que são comparados com as medições de tensão e corrente, para determinar o tap de operação do regulador de tensão [19]. Para uma melhor compreensão do diagrama esquemático de regulador de tensão em conjunto com relé regulador de tensão é apresentada na Figura 2.2 a seguir.
A tensão no lado carga do regulador é medida através de um TP (transformador potencial) que é comparada com a tensão de ajuste de referência. Se a diferença entre a tensão medida no secundário e a tensão de ajuste for maior ou menor do que a largura da faixa de insensibilidade pré-definida, o relé regulador de tensão recebe um sinal que, se for sustentado e superar o tempo de retardo ajustado no controle o relé regulador de tensão envia um sinal para o acionamento do motor do comutador de taps. Quanto ao sentido de comutação, ou seja, se o regulador atuará para elevar ou reduzir a tensão secundária depende da diferença relativa entre a tensão medida e a tensão de ajuste de referência. Caso a tensão medida seja maior que a tensão de ajuste, o sinal de comutação do tap deve ser tal que após atuação, seja reduzida para dentro da faixa de insensibilidade.
Assim, como descrito anteriormente, o relé regulador de tensão possui 3 ajustes básicos para satisfazer o bom funcionamento: tensão de ajuste de referência, largura da faixa de insensibilidade e temporização ou tempo de retardo/espera. Estes ajustes estão graficamente representados na Figura 2.3 a seguir:
Figura 2.3 – Ajustes do relé regulador de tensão. Adaptado de [7].
Esta filosofia de controle é adotada tanto para reguladores na subestação para OLTC, quanto para reguladores ao longo do alimentador que são normalmente bancos de reguladores de tensão monofásicos, onde normalmente utiliza-se um relé regulador de tensão para cada fase, possibilitando ajuste individual. Em alguns casos, menos comuns, pode haver relé com atuação simultânea nos reguladores de tensão monofásico.
2.2.3.1 Tensão de Ajuste
O valor da tensão de ajuste adotada pelas concessionárias de distribuição de energia elétrica normalmente está em torno de 3% acima da tensão de referência adotada na região. A tensão de ajuste desejada é o nível de tensão no qual o controle vai ser regulado na base de 120 V (tensão nominal típica no secundário dos transformadores de potencial utilizados neste tipo de controle). Como o controle faz correção de relação no software, esse valor normalmente vai ser definido como 120 V, a não ser que seja bom trabalhar com um nível de tensão superior ou inferior ao nominal.
A escolha do valor da tensão de ajuste desejada depende da tensão de referência do sistema de distribuição e a da largura de banda.
A possibilidade de definir uma tensão de ajuste no regulador da subestação com um controle de tensão adequado, aproximando-se de uma fonte com tensão praticamente constante, facilita as análises de alimentadores na rede de distribuição. Com isso está possibilitando que as tensões nos consumidores de MT e BT ao longo dos alimentadores venham a cumprir as determinações solicitadas no Módulo 8 do PRODIST (vide o item 2.1).
2.2.3.2 Largura de Banda
O comutador de tap sob carga (OLTC) nos transformadores de potência para regular a tensão é normalmente projetado para uma largura de banda de regulação de +/- 10%, em 32 passos, e com isso tem-se a variação de tensão por passo (vtp%) de 0,625%. Podem existir ainda comutadores com número de 24 ou 16 passos, mantendo a faixa de regulação de +/- 10%, dessa maneira teremos respectivamente 0,8333% e 1,25% de variação de tensão por passo.
Quando a tensão estiver dentro desta faixa ou banda, os indicadores de limites Lf% e o
timer (temporização) estarão desligados. A seleção de uma amplitude de banda pequena resulta em mais mudanças de tap, mas garante uma linha bem mais regulada. Por outro lado, uma amplitude de banda maior resulta em menos mudanças de tap, mas às custas de uma regulagem menos rigorosa. A seleção da amplitude de banda e dos valores de retardo deve ser feita reconhecendo-se a interdependência desses dois parâmetros.
Para a definição da largura de banda (de insensibilidade), é necessário considerar que com a correção da tensão para dentro da faixa, não deve haver alteração de tap em pouco tempo. O mais usual é que esta faixa seja maior que 2 vezes a variação de tensão por passo. Outro item
