PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENERGIA ELÉTRICA
MÉTODO PARA CARACTERIZAÇÃO E ANÁLISE DE PERDAS EM SISTEMAS DE MÉDIA E BAIXA TENSÃO DA DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
LUÍS EDUARDO CARNEIRO DE OLIVEIRA
ORIENTADORA: PROFA. DRA. CRISLUCI KARINA SOUZA SANTOS CANDIDO DISSERTAÇÃO DE MESTRADO EM ENERGIA ELÉTRICA
NATAL/RN OUTUBRO DE 2020
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENERGIA ELÉTRICA
MÉTODO PARA CARACTERIZAÇÃO E ANÁLISE DE PERDAS EM SISTEMAS DE MÉDIA E BAIXA TENSÃO DA DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
LUÍS EDUARDO CARNEIRO DE OLIVEIRA
ORIENTADORA: PROFA. DRA. CRISLUCI KARINA SOUZA SANTOS CANDIDO
Dissertação de Mestrado apresentada ao Programa de Pós-Graduação em Energia Elétrica da UFRN como parte dos requisitos para a obtenção do título de Mestre em Energia Elétrica.
NATAL/RN OUTUBRO DE 2020
Universidade Federal do Rio Grande do Norte - UFRN Sistema de Bibliotecas - SISBI
Catalogação de Publicação na Fonte. UFRN - Biblioteca Central Zila Mamede
Oliveira, Luis Eduardo Carneiro de.
Método para caracterização e análise de perdas em sistemas de média e baixa tensão da distribuição de energia elétrica / Luis Eduardo Carneiro de Oliveira. - 2020.
74f.: il.
Dissertação (Mestrado) - Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Centro de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em Energia Elétrica, Natal, 2020.
Orientadora: Dra. Crisluci Karina Souza Santos Candido. 1. Perdas elétricas - Dissertação. 2. Perdas técnicas -
Dissertação. 3. Distribuidoras de energia elétrica - Dissertação. 4. Redes de média e baixa tensão - Dissertação. I. Candido, Crisluci Karina Souza Santos. II. Título.
RN/UF/BCZM CDU 621.3
Dedico a toda a minha família, Em especial aos meus pais, minha avó e minha esposa.
Primeiramente, agradeço a Deus, por me permitir chegar até aqui, com saúde, me fazendo conquistar mais um objetivo na minha vida e principalmente por nunca me fazer desistir.
Aos meus pais, Mary e Nilton, e a minha avó, Maria de Fátima, por me mostrarem que somente o amor e a educação podem transformar o ser humano. Obrigado por estarem ao meu lado, apoiando meus sonhos e me dando todo o suporte e força necessária para continuar.
Agradeço a minha esposa, Jullianna, pelo carinho, amor e apoio nos meus estudos. Obrigado por me encorajar a realizar o mestrado, desde o início até o seu término. Obrigado pela paciência e compreensão durante todo esse processo.
Agradeço a toda minha família, irmã, tios, tias e primos, sogra e sogro, que de alguma forma contribuíram nessa minha jornada e tornaram tudo mais fácil e suportável.
Agradeço aos colegas de mestrado por todo o compartilhamento de conhecimento durante todo esse período.
Agradeço a minha orientadora, professora Crisluci, por embarcar nessa jornada. Obrigado por toda a paciência e orientação durante esse período.
distribuidoras de energia elétrica no Brasil. Essas perdas correspondem à diferença entre o montante de energia elétrica injetada na rede da distribuidora, e o montante de energia faturada. Parte dessas perdas são as consideradas perdas técnicas, que consistem principalmente na dissipação de energia nos diversos componentes do sistema elétrico, e a outra parte são as consideradas perdas não técnicas, causadas principalmente pelas irregularidades realizadas para registro fraudulento do consumo de energia (considerado crime de furto pelo Código Penal) e por falhas de faturamento. Hoje as concessionárias possuem planos muito robustos para o combate de perdas não técnicas, pois estas requerem ações de fácil execução e com custos relativamente baixos. Já as ações para redução das perdas técnicas, por necessitarem de um maior investimento e intervenção na rede, têm prioridade menor para as concessionárias de distribuição de energia elétrica. Este trabalho tem foco nas perdas técnicas, visando à implementação de ações mais rápidas para a redução das perdas técnicas nos segmentos de média e baixa tensão de um sistema elétrico de potência. Inicialmente é realizada uma revisão bibliográfica sobre os principais tópicos relacionados às perdas de energia elétrica. Em seguida, apresenta-se uma quantificação de perdas técnicas em vários segmentos do nosso sistema de distribuição de energia, seguindo o que consta no Módulo 07 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional (PRODIST). Por último, são propostas ações que provocam a redução das perdas quantificadas no presente trabalho. Além disso, estima-se o impacto positivo em energia e receita, com a redução das perdas técnicas, comprovando a viabilidade dessas ações.
Palavras chaves: perdas elétricas, perdas técnicas, distribuidoras de energia elétrica, redes de média e baixa tensão.
The topic of electrical losses has been widely discussed in recent years among electricity distributors in Brazil. These losses correspond to the difference between the amount of electricity injected into the distributor's network, and the amount of energy billed. Part of these losses are those considered technical losses, which consist mainly of the dissipation of energy in the various components of the electrical system, and the other part are those considered non-technical losses, caused mainly by irregularities carried out for fraudulent registration of energy consumption (considered a crime of theft by the Penal Code) and billing failures. Today, concessionaires have very robust plans for combating non-technical losses, as they have actions that are easy to execute and have relatively low costs. Actions to reduce technical losses, since they require greater investment and intervention in the network, have a lower priority for electricity distribution concessionaires. This work focuses on technical losses, aiming to implement faster actions to reduce technical losses in the medium and low voltage segments of an electrical power system. Initially, a bibliographic review is carried out on the main topics related to electricity losses. Then, the work starts with a quantification of technical losses in various segments of our energy distribution system, following what is contained in Module 07 of the Electricity Distribution Procedures in the National Electric System (PRODIST). Finally, actions are proposed that reduce the losses quantified in the present work. In addition, the positive impact on energy and revenue is estimated, with the reduction of technical losses, proving the viability of these actions.
Key words: electrical losses, technical losses, electricity distributors, medium and low voltage networks.
Figura 1 – Representação do Sistema Elétrico de Potência (SEP) ... 5
Figura 2 – Matriz Elétrica Brasileira ... 6
Figura 3 – Estrutura do Setor Elétrico Brasileiro ... 7
Figura 4 – Exemplo simplificado do cálculo das Perdas de Energia Elétrica ... 8
Figura 5 – Evolução do índice de Perdas Elétricas (2004 – 2014) ... 9
Figura 6 – Perdas elétricas sobre a energia injetada (2008 – 2018) ... 9
Figura 7 – Perdas Totais (2018) nas distribuidoras de Energia Elétrica do Brasil ... 10
Figura 8 – Perdas sobre a Energia Injetada (2008-2018) da COSERN ... 10
Figura 9 – Dois conjuntos de sensores inteligentes e concentrador (que envia dados de medição diretos para os centros de operações das distribuidoras) ... 14
Figura 10 – Esquema básico do medidor eletromecânico ... 22
Figura 11 – Diagrama de bloco do funcionamento de um medidor eletrônico ... 23
Figura 12 – Ilustração de um circuito de um transformador monofásico e de um transformador trifásico real ... 26
Figura 13 – Representação da curva ou laço de histerese... 27
Figura 14 – Composição detalhada de uma tarifa de energia ... 46
Figura 15 – Tarifa média de energia do Brasil ... 47
Figura 16 – Diferença entre CAPEX e OPEX ... 47
Figura 17 – Payback da ação de substituição de medidores ... 50
Tabela 1 – Perdas Técnicas por nível de segmento ... 16
Tabela 2 – Quantitativo do parque de medidores para o ano de 2019 ... 24
Tabela 3 – Perdas técnicas mensais em medidores eletromecânicos ... 24
Tabela 4 – Perdas técnicas mensais em medidores eletrônicos ... 25
Tabela 5 – Perda de energia (kWh) para o período de 1 ano no segmento de medidores de baixa tensão ... 25
Tabela 6 – Transformadores ligados a vazio na rede de distribuição da concessionária ... 31
Tabela 7 – Perdas em Vazio em redes com tensão até 15 kV ... 32
Tabela 8 – Perda mensal de energia em kWh dos transformadores a vazio . ... 33
Tabela 9 – Quantidade de transformadores operando a sobrecarga ... 35
Tabela 10 – Perda nos transformadores operando em sobrecarga ... 35
Tabela 11 – Parque de Medição da concessionária de energia ... 38
Tabela 12 – Proposta de substituição mensal dos medidores ... 38
Tabela 13 – Perda mensal unitária para o medidor eletromecânico ... 38
Tabela 14 – Perda mensal unitária para o medidor eletrônico ... 39
Tabela 15 - ∆ Redução de Perdas na substituição do medidor eletromecânico pelo eletrônico ... 39
Tabela 16 – Premissa da energia salva ... 39
Tabela 17 – Energia Salva para os medidores monofásicos ... 40
Tabela 18 – Energia Salva para os medidores trifásicos ... 40
Tabela 19 – Quantidade de transformadores a serem desativados nos 6 primeiros meses do ano ... 41
Tabela 20 – Quantidade de energia salva referente a redução das perdas a vazio dos transformadores ... 42
Tabela 23 – Impacto financeiro das perdas técnicas geradas ... 49
Tabela 24 – Impacto financeiro da redução das perdas técnicas ... 49
Tabela 25 – Custo para renovação do parque de medição ... 50
Tabela 26 – Payback da ação de substituição de medidores ... 51
Tabela 27 – Custo para troca de transformadores ... 51
Tabela 28 – Payback da ação de substituição de transformadores ... 52
Tabela 29 – Resumo dos custos e retornos referente às ações de redução das perdas técnicas ... 52
PRODIST - Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica
COSERN - Companhia Energética do Rio Grande do Norte EPE - Empresa de Pesquisa Energética (EPE)
SEP - Sistema Elétrico de Potência
ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico REHs - Resoluções Homologatórias
P&D - Pesquisa e Desenvolvimento
DEC - Duração equivalente de interrupção por unidade consumidora FEC - Frequência equivalente de interrupção por unidade consumidora
1. INTRODUÇÃO ... 1
1.1.– Revisão Bibliográfica ... 2
1.2. – Objetivos ... 3
1.3. – Estrutura do Trabalho ... 4
2. PERDAS DE ENERGIA NO SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA ... 5
2.1. – Introdução ... 5
2.2. – Setor Elétrico Brasileiro ... 5
2.3. – Perdas de Energia no Setor Elétrico ... 7
2.3.1. – Panorama Mundial ... 8
2.3.2. – Panorama Brasileiro ... 9
2.3.3. – Perdas Não Técnicas ... 11
2.3.4. – Perdas Técnicas ... 15
2.4. – Influência da qualidade de energia no aumento das perdas técnicas ... 18
3. SEGMENTOS DE PERDAS TÉCNICAS E SUA CARACTERIZAÇÃO NA REDE DE MÉDIA E BAIXA TENSÃO ... 21
3.1. – Introdução ... 21
3.2. – Perdas Técnicas em medidores de energia para clientes de baixa tensão ... 21
3.2.1. – Medidores Eletromecânicos ... 21
3.2.2. – Medidores Eletrônicos ... 22
3.2.3. – Cálculo das perdas técnicas nos medidores ... 23
3.3. – Perdas Técnicas em Transformadores de Distribuição ... 25
3.3.1. – Cálculo das Perdas Técnicas em Transformadores de Distribuição ... 30
4. SOLUÇÕES PRATICÁVEIS NA REDUÇÃO DA PERDA TÉCNICA E SEU IMPACTO EM RECUPERAÇÃO DE ENERGIA ... 37
4.1. – Introdução ... 37
4.2. – Redução da Perda Técnica no Parque de Medidores ... 37
5. ANÁLISE ECONÔMICA DAS PERDAS TÉCNICAS E AÇÕES PARA SUA
REDUÇÃO ... 45
5.1. – Conceito Importantes ... 45
5.1.1. – Tarifas de Energia ... 45
5.1.2. – Capex e Opex ... 47
5.2. – Cálculo de Perda de Energia para Perda Financeira ... 48
5.3. – Payback das Ações de Redução de Perdas Técnicas ... 49
6. CONCLUSÕES E TÓPICOS PARA FUTURO DESENVOLVIMENTO ... 53
REFERÊNCIAS ... 55
CAPITULO 1 - INTRODUÇÃO
Este capítulo apresenta uma visão geral sobre perdas de energia elétrica, especialmente as de cunho técnico, nos sistemas de distribuição. Trata-se de um capítulo de caráter introdutório, com o objetivo de integralizar o tema de perdas de energia elétrica e suas principais origens.
As perdas de energia elétrica são todo o montante de energia injetado na rede da distribuidora, mas que não é faturado. As perdas podem ser classificadas entre perdas técnicas, que são as perdas inerentes ao transporte de energia elétrica na rede, relacionada a transformação de energia elétrica em térmica pelos condutores, perdas no núcleo dos transformadores e etc. E as não técnicas, que correspondem a diferença entre as perdas totais e perdas técnicas, considerando portanto, as demais perdas associadas a distribuição de energia elétrica, tais como furto de energia, erros de medição, erros no processo de faturamento.
Esse tema tem sido de bastante relevância entre as distribuidoras em todo o Brasil, pois implica diretamente na receita operacional das mesmas. Além do mais, a redução das perdas de energia é um objetivo regulatório, monitorado diretamente pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), cuja não redução dentre os limites regulatórios é revertida em prejuízos para as concessionárias, bem como para os consumidores.
Atualmente as distribuidoras já possuem uma série de ações direcionadas para a redução das perdas. Em relação as não técnicas, têm-se as fiscalizações em clientes de grupo A (alta e média tensão) e grupo B (baixa tensão), renovação do parque de medição, blindagem de rede em áreas de mercado complexo e atualização do parque de iluminação pública. Para as perdas técnicas, por serem um tipo de perdas que são inerentes ao sistema de distribuição, muitas distribuidoras acreditam que investir em ações para esse tipo de redução necessitam um pouco mais de estudo e estrutura operacional, pois essas ações têm relação direta com a mudança de topologia na rede de distribuição.
Para as perdas técnicas em sistemas de média e baixa tensão pode-se citar alguns casos:
Perdas a vazio (ferro) dos transformadores; Perdas a sobrecarga (cobre) dos transformadores;
Perdas nos medidores de energia;
Perdas em alimentadores devido ao baixo fator de potência na rede; Perdas em alimentadores devido ao desequilíbrio de tensão na rede; Perdas pela presença de harmônicos;
Perdas Ohmicas por sobrecarga dos alimentadores.
Os casos acima podem ter suas perdas divididas em duas categorias. A primeira são as perdas referentes a equipamentos de distribuição de energia. Já a segunda, são as perdas referentes a problemas de qualidade de energia. No segundo capítulo serão detalhados esses tipos de perdas e seus principais causadores.
Segundo a nota técnica nº 0009/2018-SRD/ANEEL publicada para o 4º Ciclo de Revisão Tarifária da Companhia Energética do Rio Grande do Norte (COSERN), as perdas técnicas no estado do Rio Grande do Norte na média e baixa tensão representavam aproximadamente 68% do total das perdas técnicas totais (baixa, média e alta tensão) apuradas para o ano de 2016. Uma análise mais aprofundada sobre as causas das perdas técnicas irá permitir propor metodologias simples e de baixo custo para a redução dessas perdas no sistema de distribuição das concessionárias brasileiras.
Nesse contexto, as distribuidoras de energia devem enxergar nas perdas técnicas um grande potencial de redução das perdas totais de energia elétrica, através de ações simples na rede de média e baixa tensão do sistema de distribuição.
1.1 – REVISÃO BIBLIOGRÁFICA
O tema referente às perdas de energia no sistema elétrico de potência sempre foram o objeto de estudo de diversos pesquisadores do setor. Na literatura, são diversos os trabalhos que apresentam métodos para a determinação das perdas técnicas nos sistemas de distribuição. Isso pode ser notado no trabalho de Meffé (2001), no qual são apresentado alguns modelos de cálculo de perdas técnicas e não técnicas em sistemas de distribuição. Esta análise baseou-se em estudos já presentes sobre a classificação de perdas técnicas nos diferentes segmentos de tensão da rede elétrica. O estudo possibilitou uma conclusão pioneira sobre a distribuição das perdas técnicas entre os ativos presentes no sistema elétrico de potência, do segmento de alta tensão até o mais baixo nível dos segmentos de baixa tensão (medidores de energia e ramal de ligação). Diversos outros trabalhos também buscam modelos para o cálculo das perdas
técnicas, alguns mais direcionados a apenas um tipo de ativo na rede elétrica. Para transformadores de distribuição, pode-se encontrar uma variedade considerável na literatura. Alguns além da determinação das perdas técnicas procuram associar uma análise econômica aos estudos de quantificação das perdas. Isso pode ser notado no trabalho de Picanço (2006), no qual é apresentada uma metodologia em forma de algoritmo permitindo adequar o transformador de distribuição com a demanda, obtendo-se menor custo operacional deste equipamento mais eficiente, com um tempo de retorno razoável para um investimento. Na literatura também são encontrados alguns trabalhos que fazem um estudo da estrutura do equipamento que compõe o sistema de distribuição, com o intuído de entender o tipo de perdas (técnica e não técnica) que esse ativo traz para a concessionária. Isso pode ser notado no trabalho de Mínguez (2007), o qual faz um estudo dos princípios de funcionamento de um medidor eletromecânico e seus principais ensaios, além dos tipos de fraudes de energia que podem ser encontrados nesse medidor. Por último, é importante citar o Módulo 07 do PRODIST – Cálculo de Perdas na Distribuição, o qual foi o principal norte para o desenvolvimento do presente trabalho. Com base no exposto, existem na literatura diversos trabalhos e textos com estudos em cima do tema de perdas técnicas. O que o presente trabalho vem propor, diferente dos textos citados acima, é uma visão mais operacional do estudo para determinação e redução de perdas técnicas ambientado na realidade das distribuidoras de energia elétrica.
1.2 - OBJETIVOS
O objetivo geral deste trabalho é caracterizar os tipos de perdas técnicas e não técnicas presentes no sistema de distribuição, especialmente as perdas técnicas no sistema de distribuição da média e baixa tensão. Com isso, pretende-se mostrar que o combate às perdas técnicas, que atualmente são menos prioritárias nas concessionárias de energia, pode proporcionar resultados muito positivos no tocante à redução das perdas totais e podem ser realizados através de ações simples e muito abrangentes.
Os objetivos específicos são: (i) caracterizar as perdas técnicas no sistema de distribuição, com foco em perdas geradas por equipamentos de transformação de energia e por problemas de qualidade de energia. As perdas mapeadas no estudo são as perdas nos circuitos de tensão dos medidores de energia, perdas nos transformadores em vazio e perdas nos transformadores em sobrecarga; (ii) simular e implantar soluções para a redução dos tipos de perdas sinalizados no objetivo anterior, mostrando o impacto financeiro e custos para implantação dessas soluções. As soluções propostas para as reduções das perdas técnicas são
a substituição dos medidores eletromecânicos por eletrônicos, desativação dos transformadores operando em vazio e redimensionamento dos transformadores operando em sobrecarga.
1.3 - ESTRUTURA DO TRABALHO
O Capítulo 2 apresenta os princípios gerais sobre as perdas de energia elétrica, bem como um panorama do tema pelo Mundo/Brasil/Rio Grande do Norte. Este capítulo também especifica os conceitos referentes às perdas técnicas, e seu desdobramento nas redes de alta, média e baixa tensão. Por fim, introduz os tipos de perdas técnicas a serem estudadas neste trabalho.
O Capítulo 3 faz uma análise mais detalhada das perdas técnicas nos medidores de energia na baixa tensão, em transformadores da distribuição, bem como em alimentadores. Será feito um levantamento das perdas técnicas existentes nos medidores de energia eletromecânicos e eletrônicos utilizados nas unidades consumidoras de baixa tensão. Na sequência, será feito um levantamento das perdas técnicas de transformadores em vazio e em sobrecarga, como também a perda técnica em um alimentador. As informações utilizadas são fictícias, como forma de representar uma empresa concessionária de distribuição de energia.
O Capítulo 4 irá propor soluções para a redução das perdas técnicas analisadas no capítulo anterior. Será construído um plano de ação identificando os potenciais de ganho de energia por cada ação proposta no período de um ano.
O Capítulo 5 mostrará um estudo de custo-benefício referente à implantação das ações propostas no Capítulo 4. O estudo também irá quantificar em termos de receita, o quanto foi perdido em energia, baseado nas estimativas do capitulo 03.
O capítulo 6 apresenta as conclusões, desafios e recomendações para trabalhos futuros, que podem ser promovidos a partir do presente trabalho.
CAPITULO 2 – PERDAS DE ENERGIA NO SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA
2.1 – INTRODUÇÃO
Este capítulo apresenta os aspectos gerais sobre os diversos tópicos relacionados às perdas de energia elétrica, com detalhamento das perdas técnicas. Tem como principal objetivo contextualizar o leitor em relação ao tema principal deste trabalho, com foco nas oportunidades de redução das perdas técnicas.
Inicia-se com uma breve explanação sobre o setor elétrico brasileiro. Na sequência é apresentado um panorama das perdas de energia a nível global e nacional, com algumas discussões sobre os cenários apresentados. Posteriormente são apresentadas de forma breve, algumas definições que compreendem as perdas não técnicas (comerciais) e algumas das ações adotadas pelas concessionárias para atuar na redução dessas perdas. Por fim, são apresentados de forma mais detalhada, conceitos que definem as perdas técnicas de energia, que englobam a identificação dos principais causadores desse tipo de perda na rede de distribuição.
2.2 – SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO
No Brasil, a eletricidade é responsável por grande parte da energia consumida. Conforme dados da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), em 2018, a eletricidade representou cerca de 18,0% do consumo energético final do país, sendo a maior representação entre as fontes. O Sistema Elétrico de Potência (SEP) é normalmente representado pela divisão clássica de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, conforme a Figura 1.
Figura 1 – Representação do Sistema Elétrico de Potência (SEP).
A matriz elétrica brasileira continua sendo majoritariamente atendida por fonte hidráulica, que representa um número significante de 66,2% conforme a Figura 2.
Figura 2 – Matriz Elétrica Brasileira.
Fonte: EPE (2018).
Segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), até o início de 2019, o segmento de transmissão no Brasil é composto por mais de 141 mil quilômetros de linhas. A grande extensão da rede de transmissão no Brasil é explicada pela configuração do segmento de geração, constituído, na maior parte, de usinas hidroelétricas instaladas em locais distantes dos grandes centros de carga.
O serviço público de distribuição de energia elétrica é realizado por concessionárias, autorizadas e permissionárias. Em 2018, havia 53 Concessionárias, 43 Permissionárias e 13 Autorizadas, totalizando 109 Agentes, entre públicos, privados e de economia mista atuando no mercado de distribuição (ANEEL).
Assim, devido às distintas características econômicas envolvidas na cadeia produtiva, estabeleceu-se no Brasil uma divisão de quatro agentes que operam nesse mercado: G – geradores, T – transmissores, D – distribuidores e C – comercializadores. Cada um possui atribuições distintas, atuando em atividades que podem ou não ser reguladas. Dentre as principais diferenças, a principal reside na característica de monopólio natural encontrada na transmissão e na distribuição de energia elétrica, o que obriga uma regulação mais forte.
A estrutura institucional do setor elétrico com os quatro agentes de mercado citados anteriormente, além das demais entidades envolvidas é ilustrada na Figura 3.
Figura 3 – Estrutura do Setor Elétrico Brasileiro.
Fonte: ANEEL (2008).
2.3 – PERDAS DE ENERGIA NO SISTEMA ELÉTRICO
Questão fundamental do Setor de Distribuição, as perdas totais de energia podem ser definidas como a diferença entre a energia fornecida a uma determinada rede elétrica e a energia faturada regularmente nessa mesma rede. Idealmente, toda a energia elétrica gerada poderia ser equivalente a toda energia registrada como consumida. Entretanto, em termos práticos, a situação difere da ideal uma vez que as perdas ocorrem como um resultado intrínseco do processo de transmissão e distribuição de energia elétrica.
As perdas globais em sistemas de potência podem ser divididas em duas parcelas: perdas técnicas e perdas não técnicas. As perdas técnicas ocorrem naturalmente no sistema elétrico, causados por ações internas nos materiais, inerentes aos processos de transporte de energia, e consistem principalmente na dissipação de energia nos diversos componentes do sistema elétrico, como condutores, transformadores, medidores e equipamentos. As perdas técnicas podem ser estimadas através de modelos matemáticos como os existentes nos cálculos de fluxo de potência, onde é necessário conhecer a carga e as características do sistema elétrico. As perdas não técnicas, muitas vezes chamadas de perdas comerciais, são causadas, sobretudo pela falta de faturamento da parte da energia distribuída, devido a irregularidades realizadas para registro de menor consumo, defeitos na medição e imprecisão
no faturamento. Essas perdas não podem ser calculadas diretamente, mas podem ser estimadas através da subtração das perdas técnicas das perdas globais de energia. A Figura 4 exemplifica os conceitos de perdas explanados acima.
Figura 4 – Exemplo simplificado do cálculo das Perdas de Energia Elétrica.
Fonte: ANEEL (2016).
2.3.1. – PANORAMA MUNDIAL
O tema de perdas é bastante discutido ao redor do mundo. Enquanto alguns países possuem seus índices de perdas mais controlados, outros ainda encontram dificuldades no combate as perdas. A Figura 5 mostra a evolução no índice de perdas numa visão global.
Figura 5 – Evolução do índice de Perdas Elétricas (2004 – 2014)
Fonte: The World Bank (2014)
Apesar de tímida, o índice de perdas a nível global apresenta um comportamento de redução ao longo dos últimos 10 anos, em que estão disponíveis os dados. Isso sugere que, com o passar dos anos, as empresas de geração/transmissão/distribuição estão investindo em novas tecnologias, além de ações convencionais para acelerar o processo de redução desse índice.
2.3.2 – PANORAMA BRASILEIRO
As perdas totais de energia representaram 14% do mercado consumidor brasileiro em 2018. Em montantes de energia, as perdas técnicas corresponderam a 38,3 TWh e as perdas não técnicas 33,3 TWh (ANEEL, 2018). A Figura 6 apresenta a evolução das perdas técnicas e não técnicas sobre a energia injetada no sistema de distribuição brasileiro no período de 2008 até 2018.
Figura 6 – Perdas elétricas sobre a energia injetada (2008 – 2018)
As perdas sobre a energia injetada no Brasil permanecem praticamente constantes no período de 2008 a 2018. A Figura 7 apresenta o índice de perdas totais no ano de 2018 para todas as distribuidoras do Brasil.
Figura 7 – Perdas Totais (2018) nas distribuidoras de Energia Elétrica do Brasil.
Fonte: ANEEL (2018)
Observa-se que as distribuidoras possuem índices bem distintos de perdas totais. Da Figura 7, a COSERN, possui o 11º menor índice de perdas do Brasil. Na Figura 8, é apresentada a evolução do índice de perdas técnicas e comerciais da COSERN nos últimos 10 anos.
Figura 8 – Perdas sobre a Energia Injetada (2008-2018) da COSERN.
Fonte: ANEEL (2018)
Observa-se que o índice total de perdas apresenta uma trajetória de redução, tendo nos últimos 10 anos sofrido uma redução de 0,77 pontos percentuais (p.p). Considerando que no ultimo ano a energia injetada da COSERN foi de 6.329 GWh (ANEEL), então essa redução é equivalente a 49 GWh de energia. Ambas as perdas (técnicas e não técnicas) possuem comportamento de redução.
Para alcançar uma redução no índice de perdas, as concessionárias de energia investem em ações estruturantes no combate as perdas técnicas e não técnicas. Por muito tempo acreditou-se somente no combate ostensivo das perdas comerciais devido às ações serem mais simples, enquanto que para as perdas técnicas, por demandarem ações com um custo mais elevado e uma execução mais complexa (com intervenção direta na topologia da rede), as concessionárias de energia chegavam à conclusão de que o investimento nessas ações não era prioritário. O trabalho em questão vem justamente desmistificar esse conceito, através da análise de situações onde são identificados causadores das perdas técnicas e propostas algumas ações para a redução dessas perdas.
As perdas técnicas e não técnicas regulatórias são estabelecidas nos processos de revisão tarifária periódica de cada distribuidora, que ocorre em ciclos de 3, 4 ou 5 anos, mediante a fixação de percentuais regulatórios nas Resoluções Homologatórias (REHs) da ANEEL.
Os valores regulatórios são aqueles que são reconhecidos na tarifa de energia, enquanto os valores reais são os que efetivamente ocorrem. A diferença de custo entre o valor regulatório e o real é de responsabilidade da distribuidora.
2.3.3 – PERDAS NÃO TÉCNICAS
Os valores da perda não técnica são calculados pela diferença entre as perdas totais e as perdas técnicas. As concessionárias são responsáveis por quase a totalidade dos montantes de perdas não técnicas no Brasil devido ao tamanho do mercado e à maior complexidade de se combater as perdas. Os níveis de perdas não técnicas dependem da gestão das distribuidoras, das características socioeconômicas e de aspectos comportamentais existentes em cada área de concessão (ANEEL, 2018).
Diversos fatores externos potencializam o surgimento das perdas não técnicas, também conhecidas como perdas comerciais. São eles:
Economia Brasileira:
Alguns aspectos econômicos mais amplos da configuração social podem levar ao furto de energia elétrica. Com a oferta de crédito, mesmo com juros altos, mas com parcelas que cabem nos orçamentos mais carentes – e os estímulos da propaganda em massa, mesmo as pessoas mais pobres conseguem comprar bens de consumo mais sofisticados, como
televisores maiores, ar condicionados, freezers e micro-ondas. Desse modo, é possível especular que a inserção da população carente em uma sociedade de consumo pode agir como um potente motor para o furto de energia e a inadimplência, uma vez que a compra de novos eletrodomésticos aumenta consideravelmente a conta de luz para um valor que não cabe no orçamento dessas famílias. Quando isto ocorre, muitas vezes as pessoas preferem pagar as prestações do crediário adquirido à conta de luz, ou então realizar algum procedimento de desvio de energia para que a conta de luz venha mais baixa. Pelo fato de que a energia elétrica é considerada um bem móvel, o desvio da mesma é considerado um furto e se enquadra como crime, pelo artigo 155 do código penal, com uma pena de reclusão de um a quatro anos e multa.
Violência:
Geralmente, em áreas de favelas ou zonas periféricas, os eletricistas não tem acesso aos locais onde há a ocorrência da fraude de energia. Devido à alta taxa de violência nessas localidades, os mesmos são impedidos de realizar qualquer serviço que venha a interferir no fornecimento de energia elétrica daquela região. Nesses locais, a ocupação urbana não planejada, que se caracterizam por possuir um número elevado de construções, geralmente residências próximas umas das outras, com vias de acesso bastante irregulares, tortuosas e estreitas, leva a população a utilizar ligações clandestinas para obter energia elétrica. O problema se agrava quando a ocupação não planejada é combinada às altas taxas de violência, que dificultam os trabalhos de normalização das ligações clandestinas de energia.
Inadimplência:
Muito conectadas às características econômicas e ao aumento nas tarifas na conta de energia elétrica está a taxa de inadimplência dos clientes. Sem renda suficiente para ser direcionada ao pagamento da conta de energia, algumas pessoas acabam por sofrer uma ação de suspensão de energia por falta de pagamento (corte). Encontradas em uma situação de corte, algumas unidades consumidoras usam de ligações diretas na rede de baixa tensão para continuarem com seus eletrodomésticos funcionando. Nessa situação, a distribuidora acaba sofrendo dois problemas de receita, um referente ao furto de energia e o outro à inadimplência.
As perdas não técnicas estão localizadas, dominantemente, nas menores seções das redes de distribuição de energia elétrica (baixa tensão), e são causadas por ações externas ao funcionamento nominal do sistema de potência, costumeiramente vinculadas a eventos
observados nas cargas ou instalações de consumo e, indiretamente, por condições nas quais a metodologia de cálculo para estimação dos níveis de perdas técnicas não considerou.
No Brasil, o prejuízo com as perdas não técnicas atingiu o patamar de R$ 6,6 bilhões no ano de 2018, conforme estudos da ANEEL.
Acredita-se que, atualmente, as formas mais notáveis de perdas não técnicas estejam relacionadas ao furto de energia elétrica e à suspensão de fornecimento anterior a manipulação de consumo, devido a inadimplemento de faturas de energia elétrica. Os fatores mais comuns que contribuem para a ocorrência das perdas não técnicas são os seguintes:
- Conexão ao sistema elétrico à revelia ou desautorizada pelos operadores do sistema de potência;
- adulteração dos equipamentos de medição, visando o registro menor de consumo de energia elétrica;
- imprecisões ou insuficiência de leitura dos medidores de energia;
- procedimentos de faturamento de consumo e bases cadastrais imprecisos; - inadimplemento das faturas de energia elétrica;
- perdas de energia elétrica devido a falhas de equipamentos de medição;
- considerável inexatidão de estimativa de cargas não medidas como, por exemplo, iluminação pública.
Uma das principais formas de se combater as perdas não técnicas é a execução de inspeções nos equipamentos de medição das instalações consumidoras de energia elétrica. Esta atividade consiste na verificação da existência de procedimentos irregulares ou de defeitos na medição que comprovem a apuração de consumo não faturado ou faturado a menor. De forma geral as distribuidoras utilizam das ações a seguir no combate a esse tipo de perda:
(i) Inspeção em unidades consumidoras de grupo A e B no intuito de identificar e regularizar possíveis casos de furto de energia ou defeito na medição;
(ii) Renovação do parque de medidores;
(iii) Atualização do parque de iluminação pública com faturamento estimado; (iv) Blindagem de rede em clientes participantes do mercado complexo;
(v) Melhorias nos processos internos da distribuidora visando mitigar os erros na leitura e faturamento dos clientes.
Para as ações convencionais citadas anteriormente, subsidiadas pela resolução normativa nº 414/2010 da ANEEL, que estabelece as condições gerais de fornecimento de energia elétrica, as concessionárias de energia podem recuperar a energia perdida devido ao furto de energia, baseadas em algumas regras de cálculo presentes no normativo citado. Além disso, as distribuidoras calculam o aumento do faturamento das unidades consumidoras que foram alvo de alguma das ações citadas acima, através do indicador chamado energia agregada. Todo esse cálculo mostra a efetividade das ações no aumento da receita das concessionárias.
Além das ações de combate às perdas listadas, as distribuidoras estão investindo constantemente em novas tecnologias para identificar onde estão os focos das perdas de energia. O grupo Neoenergia, por exemplo, por meio do programa de P&D (Pesquisa e Desenvolvimento) do setor elétrico, passou a investir em sensores inteligentes e Analytics (análise computacional de dados) para a redução das perdas. A utilização dos sensores inteligentes possibilita um diagnóstico da rede fornecendo informações úteis não somente para melhorar a qualidade do serviço, mas também para direcionar de forma mais assertiva as ações para redução das perdas técnicas e comerciais (Futurecom, 2020). Na Figura 9, tem-se a ilustração de um sensor inteligente. O conjunto é composto por três sensores, um para cada fase da rede de média tensão.
Figura 9 – Dois conjuntos de sensores inteligentes e concentrador (que envia dados de medição diretos para os centros de operações das distribuidoras).
2.3.4 – PERDAS TÉCNICAS
Classificam-se como perdas técnicas as perdas inerentes ao processo de geração, transmissão e distribuição de energia. Apesar de sempre existir uma buscar constante para mitigar essas perdas através dos estudos de novos materiais, as perdas técnicas sempre existirão.
De forma simplificada, os cálculos das perdas técnicas incluem (Cancian, 2013): (i) As perdas resistivas em alimentadores primários (Alta tensão – AT);
(ii) As perdas vinculadas aos transformadores da distribuição – perdas resistivas em seu núcleo e enrolamento;
(iii) As perdas resistivas em alimentadores secundários (Média Tensão – MT e Baixa Tensão – BT);
(iv) As perdas resistivas em ramais de ligação – ligação entre distribuidora e consumidor;
(v) As perdas nos equipamentos de medição.
Podem-se classificar as perdas técnicas em três tipos: as perdas por histerese, perdas por corrente de Focault e perdas por efeito Joule.
1. Perdas por histerese
As perdas por histerese estão relacionadas ao ciclo de magnetização que ocorre em um material ferromagnético utilizado na fabricação dos equipamentos. As máquinas elétricas, como por exemplo, os motores, geradores e transformadores, são compostos por núcleos magnéticos e possuem perdas elétricas as quais diminuem seu rendimento. Há um somatório de perdas nestas máquinas, entre elas as perdas por ventilação, por atrito, por ruído, nos enrolamentos e assim por diante. Quando o campo magnético variável no tempo atravessa um meio magnético, neste caso o núcleo magnético das máquinas, ocorrem às perdas por histerese e correntes parasitas.
2. Perdas por correntes parasitas ou de Foucault
Quando uma corrente alternada está fluindo pelo enrolamento, um campo magnético variável surge no núcleo. A variação desse campo, aumentando e diminuindo, induz uma tensão no núcleo e essa força eletromotriz causa a circulação de correntes parasitas. São
Do total de Perdas Técnicas Do total de energia
Sistema de Alta Tensão 16 - 25 1,5 - 2,0
Sistema de Distribuição 9 - 17 0,5 - 1,0 Rede Primária 15 - 30 0,5 - 2,5 Transformador de Distribuição 15 - 55 1,0 - 2,0 Rede Secundária 3 - 30 0,1 - 2,0 Ramal de Ligação 0,5 - 6,0 0,05 - 2,0 Medidor de Energia 3 - 7 0,2 - 0,4 Outros 5 - 11 0,2 - 0,8
Segmento Faixa Esperada (%)
correntes que circulam no material ferromagnético, provocando aquecimento. Portanto, representam energia não transferida para a carga do transformador.
Quanto menor a espessura da chapa e maior a resistividade do material, menores são as perdas por correntes parasitas. Portanto, os núcleos são construídos com material laminado, com pequena espessura e com composição química que resulte num material de elevada resistividade.
3. Perdas por efeito Joule
O efeito Joule é a transformação da energia elétrica em energia térmica a partir da passagem de corrente elétrica através de um condutor que oferece resistência, ou seja, são as perdas por dissipação de calor devido à resistência elétrica oferecida por cada material.
As perdas técnicas podem ser classificadas de acordo com o segmento em que ocorrem. A rede primária, o transformador de distribuição, a rede secundária e o medidor de energia são alguns segmentos do sistema de distribuição.
Como orientação para o desenvolvimento deste trabalho, foram utilizados os valores médios de perdas nos diversos segmentos, apresentados na Tabela 1 (Meffé, 2000), para identificar em quais deles a metodologia de redução das perdas técnicas deveria ser aplicada.
Tabela 1 – Perdas Técnicas por nível de segmento
Fonte: Meffé (2000)
A seguir, descreve-se de forma geral como cada um dos segmentos acima contribuem na perda técnica de energia (Meffé, 2000).
Os medidores são compostos por um par de bobinas para cada fase. Assim os medidores monofásicos, bifásicos e trifásicos possuem, respectivamente, 1 par, 2 pares e 3 pares de bobinas.
Cada par de bobinas é constituído por uma bobina de potencial e uma bobina de corrente. A perda que ocorre na bobina de corrente é assumida pelo consumidor, uma vez que ela é registrada pelo medidor. Já a perda na bobina de potencial é assumida pela concessionária. A perda de demanda na bobina de potencial não varia ao longo do dia, já que ela está submetida a uma tensão praticamente constante, o que permite que a perda de demanda no medidor seja assumida como independente da carga. Sendo assim, para calcular a perda de energia no segmento do medidor de energia, basta conhecer o valor da perda de demanda por elemento medidor e a quantidade total de medidores monofásicos, bifásicos e trifásicos.
2. Ramal de ligação:
As perdas nos ramais de ligação variam de acordo com a carga. Sendo assim, a perda é ocasionada pela resistência de cada condutor do ramal de ligação e o valor da corrente em cada um desses condutores em cada instante do dia.
3. Rede Secundária
As perdas na rede secundária dependem da carga. Sendo assim, para calcular as perdas em uma rede secundária, é necessário conhecer a resistência de cada trecho da rede secundária e a corrente em cada trecho para cada instante do dia.
4. Transformadores de Distribuição
As perdas nos transformadores de distribuição podem ser divididas em duas parcelas: perdas no cobre e perdas no ferro. Enquanto as perdas no ferro independem da carga, as perdas no cobre dependem da carga. Portanto, para calcular as perdas em um transformador de distribuição, é necessário conhecer as perdas nominais no ferro e no cobre e a curva de carga diária do transformador.
Os fabricantes de transformadores fornecem os valores nominais das perdas no ferro e no cobre, os quais são obtidos por ensaios em laboratórios.
5. Rede Primária
O cálculo das perdas na rede primária é semelhante ao da rede secundária, necessitando-se dos mesmos dados que são necessários para o cálculo na rede secundária, ou seja, para cada condutor, deve-se conhecer a resistência de cada trecho e a corrente em cada trecho para cada instante do dia.
6. Subestação de Distribuição
Basicamente, as perdas em uma subestação de distribuição são compostas pelas perdas em seus transformadores. As perdas nos transformadores da subestação são calculadas de forma análogas às dos transformadores de distribuição.
7. Sistema de Alta Tensão
Assim como os segmentos da rede primária e rede secundária, para calcular as perdas no sistema de alta tensão é necessário conhecer, para cada condutor, a resistência de cada trecho e a corrente em cada trecho para cada instante do dia.
2.4 - INFLUÊNCIA DA QUALIDADE DE ENERGIA NO AUMENTO DAS PERDAS TÉCNICAS
Além da redução das perdas de energia elétrica, as distribuidoras possuem um grande desafio que consiste em garantir os níveis da qualidade de energia na rede, e com isso manter os indicadores, como por exemplo, DEC (Duração equivalente de interrupção por unidade consumidora) e FEC (Frequência equivalente de interrupção por unidade consumidora), dentro dos limites regulatórios impostos pela ANEEL.
O conceito de qualidade de energia está relacionado a um conjunto de alterações que podem ocorrer no sistema elétrico. Entre as muitas definições na literatura, pode-se apresentar esse tema como qualquer problema manifestado na tensão, corrente ou desvio de frequência, que resulta na falha ou má operação de equipamentos dos consumidores (Rocha, 2019). Essas alterações podem ocorrer em várias partes do sistema elétrico, seja nas instalações dos consumidores ou no sistema de distribuição da concessionaria de energia.
O termo qualidade de energia elétrica ou simplesmente qualidade de energia é aplicado a uma série de fenômenos eletromagnéticos dos sistemas elétricos. Os procedimentos
de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST, no seu Módulo 8, define os fenômenos a serem discutidos posteriormente.
O Módulo 8 possui como objetivo estabelecer os procedimentos relativos à qualidade de energia, abordando a qualidade do produto, a qualidade do serviço prestado e a qualidade do tratamento das reclamações. Para fazer a mensuração da qualidade de energia, precisa-se entender, medir e controlar os seguintes fenômenos:
Em regime permanente:
1. Tensão em regime permanente; 2. Fator de potência; 3. Harmônicos; 4. Desequilíbrio de tensão; 5. Flutuação de tensão; 6. Variação de frequência. Em regime transitório:
1. Variações de tensão de curta duração.
Alguns dos fenômenos acima, além de ocasionar problemas de qualidade de energia, também impactam no aumento das perdas técnicas das redes de distribuição de energia. Dentre eles, destaca-se o “Fator de Potência”, que será usado como base de um dos estudos realizados no Capítulo 3.
Fator de potência:
É crescente ano a ano a presença de equipamentos elétrico-eletrônicos nas residências, comércios e industriais, proporcionando mais comodidade e eficiência quanto ao uso da energia elétrica. Nas instalações elétricas essas cargas absorvem da rede elétrica, energia ativa como fonte de abastecimento de energia (por exemplo: computadores, impressoras) ou converte em outra forma de energia (por exemplo: lâmpadas elétricas ou fornos de micro-ondas). Além das cargas já citadas, têm-se ainda aquelas que consomem energia reativa (por exemplo: motores elétricos, transformadores, cargas não lineares). Essas cargas contribuirão para o aumento da potência total que é conduzida pela rede elétrica.
Dito Isso se pode dizer que o fator de potência (FP = cos φ) é definido como a razão entre a potência ativa (P) e a potência aparente (S).
Onde:
Potência ativa (P): representa a energia que está sendo convertida em trabalho no equipamento. Sua unidade é dada em watts (W).
Potência reativa (Q): representa a energia que está sendo utilizada para produzir os campos elétricos e magnéticos necessários para funcionamento de alguns tipos de cargas como, por exemplo, motores, transformadores, cargas não lineares e etc. Sua unidade é dada em volt-ampère reativo (Var).
Potência aparente (S): é obtida pela soma vetorial das potências ativa e reativa. Sua unidade é dada em volt-ampère (VA).
Esse indicador determina a eficácia com que a potência ativa está sendo transferida para a carga. Representando em formula, conforme a equação (1) tem-se:
𝐹𝑃 = 𝑃
√𝑃2+ 𝑄2 (1)
O fator de potência é registrado pela concessionária, e caso o limite seja ultrapassado, o usuário é penalizado na fatura de energia elétrica, para clientes do grupo A, segundo o art. 76 da resolução normativa ANEEL nº 414/2010. Segundo o PRODIST, Módulo 8, em uma 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 e 1,00 indutivo ou 1,00 e 0,92 capacitivo.
Dentre as vantagens em se manter o fator de potência próximo da unidade estabelecida, pode-se citar: redução no preço da fatura de energia elétrica, a liberação de capacidade de kVA dos transformadores, a liberação de capacidade de transferir potência dos alimentadores, a redução nas perdas de energia para a transferência de potência entre a concessionária e o consumidor, dentre outros.
No próximo capítulo será realizado um estudo aprofundado referente às perdas técnicas em ativos específicos presentes no sistema de distribuição. Serão calculadas as perdas técnicas referentes a esses ativos na rede de distribuição de uma concessionária de energia, com a utilização de dados públicos que podem ser disponibilizados para o público externo.
CAPITULO 3 – SEGMENTOS DE PERDAS TÉCNICAS E SUA CARACTERIZAÇÃO NA REDE DE MÉDIA E BAIXA TENSÃO
3.1 – INTRODUÇÃO
Este Capítulo apresenta um estudo mais detalhado sobre alguns segmentos de perdas técnicas apresentados no capítulo 2, e a caracterização dos mesmos dentro da rede de baixa e média tensão de uma concessionária de energia. Tem, portanto, como principal objetivo mensurar o impacto das perdas técnicas em alguns ativos da distribuidora de energia considerada nesse trabalho.
Inicia-se com uma pequena explanação sobre as perdas técnicas presentes nos tipos de medidores de energia eletromecânicos e eletrônicos e a sua caracterização dentro do sistema de distribuição da concessionária. Na sequência detalha-se sobre os tipos de perdas nos transformadores da distribuição (subcarregados e sobrecarregados) e a sua caracterização dentro do sistema de distribuição das concessionárias.
3.2 – PERDA TÉCNICA EM MEDIDORES DE ENERGIA PARA CLIENTES DE BAIXA TENSÃO.
O medidor de energia elétrica tem a função de medir o consumo de energia elétrica de uma carga. Os medidores de energia fazem a medição do consumo de energia elétrica mensalmente em kWh. Eles são divididos em dois tipos: os medidores eletromecânicos e medidores eletrônicos.
3.2.1 – MEDIDORES ELETROMECÂNICOS
Este tipo de medidor, mais antigo, possui um disco de metal que gira sempre quando passa uma corrente elétrica pelas suas bobinas, de forma que esta corrente acaba gerando um campo magnético, isto é, o medidor eletromecânico funciona através da indução eletromagnética. O campo magnético gerado faz com que o disco no medidor gire somente quando houver consumo de energia elétrica, para então acontecer o movimento das engrenagens e dos ponteiros do medidor. Apesar de antigo, continua sendo muito eficiente. (Mundo Elétrica, 2020).
É importante destacar que a velocidade de rotação do disco é diretamente proporcional a intensidade do campo magnético, ou seja, quanto maior a intensidade do campo magnético, mais rápida será a velocidade com que o disco irá girar, o que consequentemente implicará em um consumo maior de energia. A Figura 10 apresenta o esquema básico do medidor eletromecânico.
Figura 10 – Esquema básico do medidor eletromecânico
Fonte: Mínguez (2007).
Do conjunto acima, pode-se destacar a bobina de potencial (X) e as bobinas de corrente (Y e Z). Para a bobina de potencial, o campo magnético resultante é função da tensão do circuito cuja energia se pretende medir. Tem por característica ser altamente indutiva, com um grande número de espiras de fio fino de cobre, sendo ligada em paralelo com a carga. Para a bobina de corrente, o campo magnético resultante é função da corrente que circula no circuito cuja energia pretende-se medir. Possui poucas espiras de fio grosso de cobre dividida em duas meias bobinas enrolada em sentidos contrários e é ligada em série com a carga. 3.2.2 – MEDIDORES ELETRÔNICOS
Para esse tipo de medidor, a medição é feita de forma digital, sendo usada uma tecnologia muito mais moderna. Hoje existem diversos modelos de medidores de energia eletrônicos. (Mundo Elétrica, 2020).
Existem medidores eletrônicos mais simples, que realizam a medição do consumo e apresentam este valor em um display. Também tem modelos bem mais completos, que enviam as informações sobre o consumo de energia diretamente para a concessionária, além de apresentar outros parâmetros e funções de interesse da concessionária ou do próprio
cliente. A Figura 11 mostra o diagrama de funcionamento de um medidor eletrônico, assim como os componentes básicos necessários para fazer a medição de energia elétrica.
Figura 11 – Diagrama de bloco do funcionamento de um medidor eletrônico
Fonte: Mínguez (2007).
Os transdutores de tensão e corrente são responsáveis por receber os sinais de entrada do medidor e adequá-los de modo a serem multiplicados. A potência é obtida através do bloco multiplicador. A energia é obtida através do bloco integrador, finalmente esse valor é armazenado e registrado no bloco registrador.
3.2.3 – CÁLCULO DAS PERDAS TÉCNICAS NOS MEDIDORES
Segundo o Módulo 7 do PRODIST, a perda de potência para o medidor de energia das unidades consumidoras do grupo B é calculada conforme equação (2):
𝑃𝑀 = 𝐾 ∗ 𝑃𝑐∗ 10−6 [𝑀𝑊]. (2)
Onde:
PM: perda de potência no medidor [MW];
PC: perda por circuito de tensão do medidor [W];
K: multiplicador da perda de potência do circuito de tensão do medidor cujo valor deve ser fixado em:
3 (três), para unidades consumidoras alimentadas em 3 fases e 4 fios;
2 (dois), para unidades consumidoras alimentadas em 2 fases e 3 fios e em 1 fase e 3 fios;
Para se calcular a perda em energia do medidor, multiplica-se a perda de potência acima pelo período de tempo analisado.
Ainda sobre o Módulo 7 do PRODIST, o procedimento mostra que os parâmetros regulatórios para a perda por circuito de tensão para medidores (PC) eletromecânicos e eletrônicos são, respectivamente 1 W e 0,5 W.
Com base no exposto, podem-se quantificar as perdas técnicas no segmento de medição de baixa tensão, para clientes do grupo B, considerando a base de dados da concessionária de energia. O cálculo é divido em medidores eletromecânicos e eletrônicos, subdivididos em medidores monofásicos e medidores trifásicos. A Tabela 2 mostra o quantitativo do parque de medidores.
Tabela 2 – Quantitativo do parque de medidores para o ano de 2019
As Tabelas 3 e 4 apresentam uma estimativa de perdas para 3 situações, para os meses com 31, 30 e 28 dias. A estimativa foi feita baseada na equação (2). Para os medidores trifásicos será utilizado o multiplicador da perda de potência do circuito de tensão do medidor (K) igual a 3 e para os medidores monofásicos será utilizado o multiplicador da perda de potência do circuito de tensão do medidor (K) igual a 1.
Tabela 3 – Perdas técnicas mensais em medidores eletromecânicos
Monofásicos 451.343 1.483.654 Trifásicos 5.987 278.239 Eletromecânicos Eletrônicos Quantidade de Medidores Monofásicos 1 335.799 324.967 303.302 Trifásicos 3 13.363 12.932 12.070 349.162 337.899 315.372 Medidores Eletromecânicos Perda Unitária (W) TOTAL Perda (kWh) 31 dias Perda (kWh) 30 dias Perda (kWh) 28 dias
Tabela 4 – Perdas técnicas mensais em medidores eletrônicos
As perdas calculadas nas tabelas 3 e 4 já estão considerando a quantidade total de medidores no parque de medição.
Tem-se 7 meses com 31 dias (Janeiro, Março, Maio, Julho, Agosto, Outubro e Dezembro), 4 meses com 30 dias (Abril, Junho, Setembro e Novembro) e 1 mês com 28 dias (Fevereiro). Com isso, a Tabela 5 mostra o quantitativo de perdas técnicas de energia para medidores eletrônicos e eletromecânicos em um período de 12 meses.
Tabela 5 – Perda de energia (kWh) para o período de 1 ano no segmento de medidores de baixa tensão.
Observa-se que devido à distribuidora em estudo possuir um parque de medição com aproximadamente 14,26 milhões de clientes de grupo B, a perda nesse segmento é bastante representativa. Ao todo são mais de 14 GWh de perdas técnicas. Diz-se que é uma perda inevitável, considerando as opções de medição de clientes que hoje estão disponíveis. De toda forma, existe uma oportunidade de redução de perdas técnicas para esse segmento, que será proposta no próximo capítulo.
3.3 – PERDAS TÉCNICAS EM TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO
O transformador é um equipamento constituído basicamente por um núcleo ferromagnético e um grupo de bobinas de material condutor. Logo, seu principio de funcionamento é baseado nas leis que regem os circuitos mutuamente acoplados. Deste modo,
Monofásicos 1 551.919 534.115 498.508 Trifásicos 2 310.515 300.498 280.465 862.434 834.614 778.973 Perda (kWh) 30 dias Perda (kWh) 28 dias TOTAL Perda (kWh) 31 dias Medidores Eletrônicos Perda Unitária (W) Eletromecânico 4.111.103 Eletrônico 10.154.465 TOTAL 14.265.568 Tipo de Medidor Perda de Energia (kWh) - 12 meses
sua principal função é estabelecer um acoplamento de circuitos com tensões diferentes. A Figura 12 ilustra um transformador.
Figura 12 – Ilustração de um circuito de um transformador monofásico e de um transformador trifásico real
Fonte: Mundo da Elétrica (2020).
Os transformadores de distribuição transferem energia entre circuitos por meio de um núcleo que compreende tipicamente aço silício de alta permeabilidade e de baixa perda. Uma corrente no enrolamento primário, ou bobina, cria uma variação magnética no núcleo do transformador. Este por sua vez gera um campo magnético, ou força produzida por um campo elétrico, através de enrolamento secundário do transformador. Este campo magnético cria uma força eletromotriz, também conhecida como tensão, no enrolamento secundário. Uma corrente elétrica flui através do enrolamento secundário, transferindo energia elétrica através do transformador para a carga ou circuito elétrico conectado a um terminal de saída.
O funcionamento de um transformador sempre vem acompanhado de perdas, ou seja, parte da potência absorvida é dissipada em forma de calor pelos enrolamentos primários e secundários e pelo núcleo. Quando os transformadores estão operando sem carga ou com um carregamento mínimo, de acordo com a sua potência, diz-se que é acompanhado das chamadas perdas a vazio. Operando sob carga, o transformador possui perdas concentradas em seus enrolamentos, denominadas perdas em carga (Mundo Elétrica, 2020).
Perdas a Vazio
O fluxo de magnetização ocasiona perdas no núcleo que podem ser analisadas com o transformador operando sem carga. Tal operação é dita operação em vazio, onde se obtêm as perdas no núcleo. As perdas a vazio são ocasionadas pela corrente de magnetização responsável pelo estabelecimento do fluxo magnético. Neste caso, as perdas nos enrolamentos são desprezíveis e, portanto, podem ser representadas pelas perdas no núcleo que possuem duas componentes: perdas por histerese e perdas Foulcalt.
A histerese é um fenômeno que descreve a energia consumida por um material magnético, seu comportamento não linear e sua natureza. Desta forma, a histerese pode ser representada por uma curva de indução magnética, B, versus intensidade de campo magnético, H. A área determinada por esta curva indica a energia dissipada no núcleo em forma de calor durante um ciclo de alimentação.
O material magnético possui um ponto de saturação onde o fluxo magnético M se mantém constante a partir de um determinado ponto de intensidade H. Quando essa intensidade de campo magnético se anula, ou seja, quando o material é desmagnetizado, ainda existe no mesmo uma densidade de fluxo magnético remanescente. Para anular esse fluxo remanescente é necessário aplicar uma intensidade de campo magnético de polaridade inversa denominada força coerciva HC. A Figura 13 ilustra o laço de histerese.
Figura 13 – Representação da curva ou laço de histerese
Fonte: Cursando Elétrica (2020).
As perdas por histerese são calculadas em função da densidade de fluxo máxima (Mmáx), segundo a Equação (3):
𝑃ℎ = 𝛽
𝑀𝑛𝑢𝑐𝑙𝑒𝑜
𝛿 𝑓𝐵𝑚𝑥 (3) Onde:
Ph é a perda por histerese em W;
β é a constante de proporcionalidade característica do material do núcleo; Mnucleo é a massa do núcleo em kg;
δ é a densidade do material em kg/cm2
; f é a frequencia em Hz;
Bm é a indução máxima do fluxo G; x é a constante de Steinmetz.
Quando um fluxo alternado é induzido no núcleo, ocorrem as perdas por correntes parasitas ou perdas Foulcalt segundo a lei de Lenz. Estas correntes parasitas aquecem o núcleo, reduzindo a área efetiva de passagem do fluxo magnético, ocasionando aquecimento e aumento das perdas Joule. Para esse tipo de perdas, Steinmetz também apresenta a equação (4): 𝑃𝑐𝑝= 𝜀 𝑀𝑛𝑢𝑐𝑙𝑒𝑜 𝛿 𝑓2𝐵𝑚 2𝑡2 (4) Onde:
Pcp é a perda por corrente parasita em W;
ε é a constante de proporcionalidade determinada experimentalmente;
t é espessura das lâminas do núcleo em cm.
As perdas em vazio totais são o resultado da soma das componentes de perdas por histerese e Foucalt conforme Equação (5):
𝑊𝑁= 𝑃ℎ+ 𝑃𝑐𝑝 (5) Sendo:
WN a perda em vazio total do transformador.
Perdas em cargas
As perdas em cargas são caracterizadas pelas perdas nos enrolamentos primário e secundário do transformador e pelas perdas por dispersão. As perdas nos enrolamentos variam com o quadrado da corrente de carga I2R, e as perdas por dispersão ocorrem nos enrolamentos e em outras partes estruturais do transformador.
As perdas I2R são devido à corrente eficaz de carga, considerando-se a resistência em corrente contínua, tendendo a aumentar com a elevação da temperatura.
Quando uma corrente alternada está fluindo pelo enrolamento, um campo magnético variável surge no núcleo. A variação desse campo, aumentando e diminuindo, induz uma tensão no núcleo e essa força eletromotriz causa a circulação de correntes parasitas. São correntes que circulam no material ferromagnético, provocando aquecimento. Devido a este fato, surgem correntes parasitas nos condutores devido à Lei de Lenz, que tendem a se opor ao fluxo criado. Este efeito ocorre devido ao fluxo de dispersão criado nos próprios condutores, aumentado a resistência do cobre e, portanto, aumentando as perdas por efeito Joule pela elevação de temperatura no condutor.
Estas perdas, devido as correntes parasitas nos condutores para um campo magnético uniforme e perpendicular à largura do condutor, dependem da largura do condutor, da densidade magnética máxima e da frequência. Para campos magnéticos não uniformes, tal como o fluxo de dispersão nos condutores, o cálculo das perdas por correntes parasitas torna-se uma aproximação, pois depende da forma como o fluxo magnético corta a superfície do cobre. Portanto, o dimensionamento da largura do condutor torna-se fundamental para a redução destas perdas. As outras perdas por dispersão também são devidas ao fluxo de dispersão criado pelo transformador, porém se concentram em quaisquer partes estruturais que não sejam nos enrolamentos.
Portanto, as perdas em carga de um transformador podem ser expressas conforme Equação (6):
𝑊𝑐𝑢= 𝐼2𝑅 + 𝑃𝑐𝑝+ 𝑃𝑜𝑝𝑑 (6)
Onde:
Wcu é a perda total sob carga em W; I é a corrente eficaz em A;
R é a resistência em corrente contínua dos enrolamentos em Ω; Pcp é a perda por correntes parasitas em W;
Popd são as outras perdas por dispersão em W;
Desta forma, as perdas sob carga são diretamente relacionadas com o carregamento do transformador.
3.3.1 – CÁLCULO DAS PERDAS TÉCNICAS EM TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO
Segundo o módulo 07 do PRODIST as perdas técnicas em transformadores de distribuição podem ser calculadas pela Equação (7):
𝑃𝑇𝑅 = (𝑃𝑓𝑒+ 𝑃𝑐𝑢)[𝑀𝑊]. (7) Onde:
PTR é a perda de potência para a demanda média do transformador [MW]; Pfe é a perda no ferro ou em vazio do transformador [MW];
Pcu é a perda de potência para a demanda média no cobre do transformador [MW];
A perda de potência para a demanda média no cobre do transformador é calculada pela Equação (8):
𝑃𝑐𝑢= ( 𝑃𝑚𝑒𝑑 𝑃𝑛𝑜𝑚∗ 𝑐𝑜𝑠𝜑)
2
∗ 𝑃𝑁𝑐𝑢 [𝑀𝑊]. (8)
Onde:
Pcu é a perda de potência para a demanda média no cobre do transformador [MW];
PNcu é a perda no cobre do transformador na condição nominal de carga, sendo obtida pela diferença entre a perda total e a perda em vazio do transformador em [MW];
Pmed é a potência média do transformador, obtida pela energia consumida pelos consumidores ligados ao transformador, dividida pelo tempo em [MW];
Pnom é a potência nominal do transformador em [MVA]; cosφ é o fator de potência, estabelecido em 0,92.
Para se realizar o calculo da perda de energia do transformador, multiplicou-se a perda de potência determinada pela equação (8) pelo período de tempo analisado.
