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UNIVERSIDADE FEDERAL DO CEARÁ CENTRO DE TECNOLOGIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA ELÉTRICA PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA
TIAGO GREISON MARTINS LOURENÇO
AVALIAÇÃO DA QUALIDADE DE ENERGIA ELÉTRICA NO CENTRO DE TECNOLOGIA
DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO CEARÁ
FORTALEZA 2012
ii
TIAGO GREISON MARTINS LOURENÇO
AVALIAÇÃO DA QUALIDADE DE ENERGIA ELÉTRICA NO CENTRO DE TECNOLOGIA DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO CEARÁ
Dissertação de Mestrado apresentada ao Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica, do Departamento de Engenharia Elétrica da Universidade Federal do Ceará, como requisito parcial para obtenção do Título de Mestre em Engenharia Elétrica. Área de concentração: Qualidade de Energia Elétrica. Orientadora: Profa. PhD. Ruth Pastora Saraiva Leão
FORTALEZA 2012
iii
Dados Internacionais de Catalogação na Publicação Universidade Federal do Ceará
Biblioteca de Pós-Graduação em Engenharia - BPGE
L936a Lourenço, Tiago Greison Martins. Avaliação da qualidade de energia elétrica no Centro de Tecnologia da Universidade Federal do Ceará / Tiago Greison Martins Lourenço – 2012. 125 f. : il., enc. ; 30 cm.
Dissertação (mestrado) – Universidade Federal do Ceará, Centro de Tecnologia, Departamento de Engenharia Elétrica, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica, Fortaleza, 2012
Área de Concentração: Qualidade de energia elétrica. Orientação: Profa. Dra. Ruth Pastora Saraiva Leão. 1. Engenharia Elétrica. 2. Energia elétrica - qualidade. I. Título.
CDD 621.3
iv
v
AGRADECIMENTOS
À Gyna, minha esposa, que cada dia me presenteia generosamente com seu amor, por ter trilhado esta caminhada comigo. A ela dedico este trabalho. Aos meus pais, Nídia e Lourenço, à minha irmã, Danielly. À minha vó Edna. Ao Sr. Moacir e D. Elza, meu sogro e sogra, que sempre oram por mim como quem ora por um filho. Ao Rômulo e à Diana, pela amizade sincera. Obrigado pela tinta colorida! Aos colegas da UFC: Samuel Pires, pelas novas ideias; Janaína Almada, pela ajuda com os equipamentos; Reginaldo Silva, pelo compartilhamento de seus conhecimentos; aos demais colegas que caminharam comigo ao longo desses anos na UFC, muito obrigado. À professora Ruth, pelo acompanhamento neste estudo. Ao Sr. Gadelha, chefe da manutenção do CT, pela compreensão e ajuda na realização do plano de medição, e ao Everaldo, técnico eletricista do CT, pela colaboração essencial para a concretização deste projeto. Obrigado, Everaldo! Ao Banco do Nordeste do Brasil, instituição da qual tenho orgulho de fazer parte, pela facilitação proporcionada para a conclusão deste trabalho. Aos meus chefes, Marcos Antonino e Ana Lígia, pelo incentivo concedido, e aos colegas do BNB, pela amizade de todos os dias. A Deus, que me permitiu vencer os obstáculos e concluir esta etapa de minha vida.
vi
“Quando mais aprendo, quanto mais adquiro, mais certo estou de que nada sei.”
Voltaire (1694-1778), filósofo francês
vii
RESUMO
O presente estudo tem por objetivo descrever a metodologia de construção de um diagnóstico
de qualidade de energia elétrica e a avaliação de desempenho, quanto à qualidade de energia,
da rede elétrica do Centro de Tecnologia da Universidade Federal do Ceará. São abordados os
principais conceitos relativos ao estudo da qualidade da energia elétrica e da eficiência
energética, além das normas nacionais e internacionais que discorrem acerca destes temas.
Considerando as instruções normativas e os valores de referência estabelecidos nestes
documentos, é descrita uma metodologia de análise dos dados de medição coletadas em um
transformador de distribuição da rede, utilizando o Excel®, e as etapas da construção de um
diagnóstico de qualidade de energia para este ponto do sistema elétrico. A aplicação do
método descrito é estendida à rede elétrica que supre o Centro de Tecnologia, utilizando os
dados coletados a partir de um plano de medição realizado nos quinze transformadores ativos
que compõem a rede. A partir da realização do plano, são apresentados a análise dos dados
coletados e o diagnóstico da rede, no que se refere à qualidade de energia elétrica. Os
resultados obtidos demonstram que os índices de qualidade de energia elétrica e eficiência
energética da rede em estudo violaram os valores de referência normativamente estabelecidos,
principalmente no que diz respeito ao fator de potência e distorção harmônica total de
corrente, além do baixo carregamento dos transformadores, justificando as ações corretivas e
preventivas propostas neste trabalho para elevação da qualidade da energia e do uso eficiente
e racional deste recurso na rede monitorada. Para as taxas de distorção harmônica de corrente,
por exemplo, todos os pontos monitorados apresentaram pelo menos 80% de amostras
superiores ao valor de referência de 5%. Similarmente, o fator de potência foi violado em
todos os pontos monitorados, resultando no dimensionamento de banco de capacitores para
compensação de reativos com potências nominais estimadas de 4 kVAr a 90 kVAr.
Verificaram-se ainda reduções de até 74% do fator de potência devidas à presença de
correntes harmônicas. Quanto ao carregamento dos transformadores, diversas unidades
monitoradas mostraram-se subutilizadas, ocorrendo índices de carregamento inferiores a 10%
em mais da metade do tempo de monitoramento em treze pontos monitorados.
Palavras-chave: Qualidade de Energia Elétrica. Eficiência Energética. Medição de Parâmetros Elétricos. Diagnóstico de Qualidade de Energia Elétrica.
viii
ABSTRACT
The present study aims to describe a power quality diagnosis construction methodology and
performance evaluation, with respect to the power quality, of the electrical grid of Federal
University of Ceará's Technology Center. It covers the main concepts related to power quality
and energy efficiency study, in addition to national and international standards which discuss
these topics. Considering the regulatory instructions and the reference values established in
these documents, a methodology for analyzing measurement data collected in a distribution
transformer of this grid using Excel® is described, and the power quality diagnosis
construction stages for this electrical system point. The described method application is
extended to the power grid that supplies the Technology Center, using data collected from a
measurement plan realized with the fifteen transformers which compose the network. From
the realized plan, the collected data analysis and the grid diagnosis, with respect to the power
quality, are presented. The results show that the indices of power quality and energy
efficiency of the grid under study violated the reference values established in standards,
mainly with respect to power factor and current total harmonic distortion, and also low
transformers loading, justifying the corrective and preventive actions proposed in this work to
improve the power quality and the efficient use of this resource in the monitored grid. For
rates of current harmonic distortion, for example, all the monitored points showed at least
80% of samples exceeding the reference value of 5%. Similarly, power factor was violated for
all monitored points, resulting in capacitor bank scaling for reactive power compensation with
power ratings estimated from 4 kVAr to 90 kVAr. There were also power factor reductions of
up to 74% due to the presence of harmonic currents. With respect to the loading of
transformers, many monitored units showed up underutilized, occurring loading indices below
10% in more than half of the monitoring time to thirteen monitored points.
Keywords: Power Quality. Energy Efficiency. Measurement of Electric Parameters. Power Quality Diagnosis.
ix
SUMÁRIO
Lista de Figuras ...................................................................................................................... xii
Lista de Tabelas ..................................................................................................................... xiv
Lista de Abreviaturas e Símbolos ......................................................................................... xv
Capítulo 1 – Introdução ........................................................................................................... 1
1.1 – Monitoramento da Qualidade da Energia Elétrica ........................................................ 2
1.1.1 – Aplicação de medidores ao estudo da QEE ........................................................ 3
1.1.2 – Descrição geral do processo de monitoramento de QEE ................................... 4
1.1.3 – Aplicações do diagnóstico de QEE .................................................................... 7
1.2 – Justificativas do Trabalho ............................................................................................ 8
1.3 – Objetivos do Trabalho ............................................................................................... 10
1.4 – Estrutura do Trabalho ................................................................................................ 10
Capítulo 2 – Qualidade de Energia Elétrica e Eficiência Energética ............................... 12
2.1 – Qualidade de Energia Elétrica .................................................................................... 12
2.1.1 – Variações de Longa Duração ............................................................................ 15
2.1.2 – Desequilíbrio de Tensão ................................................................................... 16
2.1.3 – Harmônicos ....................................................................................................... 17
2.1.4 – Variações de Frequência .................................................................................. 19
2.2 – Eficiência Energética ................................................................................................. 20
2.2.1 – Gerenciamento da Demanda, Curva de Carga e Fator de Carga ...................... 20
2.3 – Conclusão ................................................................................................................... 24
Capítulo 3 – Normas e Regulamentações para a Operação de Sistemas Elétricos ......... 26
3.1 – Introdução ................................................................................................................... 26
3.2 – ANEEL ....................................................................................................................... 26
3.2.1 – Tensão em Regime Permanente ........................................................................ 30
3.2.2 – Fator de Potência de Deslocamento ................................................................. 31
3.2.3 – Harmônicos ...................................................................................................... 35
3.2.4 – Desequilíbrio de Tensão .................................................................................. 36
3.2.5 – Variações de Frequência .................................................................................. 36
x
3.3 – IEEE 519-1992 ........................................................................................................... 37
3.4 – IEEE 1459-2010 ......................................................................................................... 38
3.5 – Conclusão .................................................................................................................... 39
Capítulo 4 – Descrição da Rede Elétrica do CT-UFC e Metodologia de Construção do
Diagnóstico de QEE ............................................................................................................... 41
4.1 – Introdução ................................................................................................................... 41
4.2 – Propostas de modernização da rede elétrica do Campus do Pici ............................... 45
4.3 – Coleta, Análise e Interpretação de Dados .................................................................. 47
4.4 – Metodologia de Avaliação das Medições .................................................................. 56
4.4.1 – Correntes de Fase ............................................................................................. 58
4.4.2 – Taxas de Distorção Harmônica Total das Correntes e das Tensões ................ 60
4.4.3 – Fator de Potência ............................................................................................. 62
4.4.4 – Frequência ........................................................................................................ 66
4.4.5 – Potências Ativa, Reativa e Aparente ................................................................ 67
4.4.6 – Tensões de Fase e de Linha ............................................................................. 71
4.4.7 – Avaliação de Desempenho do Ponto Monitorado ........................................... 73
4.5 – Conclusão ................................................................................................................... 78
Capítulo 5 – Diagnóstico da Qualidade da Energia Elétrica do CT-UFC ........................ 80
5.1 – Correntes de Fase ....................................................................................................... 80
5.2 – Distorção Harmônica Total de Corrente Por Fase ..................................................... 83
5.3 – Distorção Harmônica Total de Tensão por Fase ........................................................ 88
5.4 – Fator de Potência e Compensação de Reativos ......................................................... 88
5.5 – Frequência .................................................................................................................. 97
5.6 – Potências Ativa, Reativa e Aparente ........................................................................ 100
5.7 – Tensões de Fase e de Linha ..................................................................................... 112
5.8 – Interrupções ............................................................................................................. 115
5.9 – Conclusão ................................................................................................................. 116
Capítulo 6 – Conclusão e Desenvolvimento Futuros ........................................................ 119
Referências ........................................................................................................................... 121
xi
Apêndices .................................................................................................................. CD-ROM
Apêndice A – Perfis das Grandezas Elétricas Medidas .......................................... CD-ROM
Apêndice B – Indicadores de Desempenho da Rede Elétrica do CT ..................... CD-ROM
Apêndice C – Curvas Complementares ................................................................. CD-ROM
Apêndice D – Distâncias entre os Transformadores do CT ................................... CD-ROM
Apêndice E – Tabela de Dados Medidos ............................................................... CD-ROM
Apêndice F – SIGEE - Uma Ferramenta Computacional para a Gestão de Medição de
Qualidade de Energia Elétrica ............................................................................... CD-ROM
xii
LISTA DE FIGURAS
Figura 2.1 – Degradação do sinal elétrico ao longo da rede elétrica ............................................ 17
Figura 2.2 – Distorção da forma de onda de corrente de um banco de lâmpadas fluorescentes
................................................................................................................................................................ 18
Figura 2.3 – Curva de carga do transformador 14 para o dia 10/10/2011 ................................... 21
Figura 2.4 – Curva de carga ............................................................................................................... 23
Figura 3.1 – Equipamento de medição conectado no lado de baixa tensão de uma unidade
consumidora cativa .............................................................................................................................. 28
Figura 3.2 – Variação da resistência do enrolamento de um transformador em função da
ordem harmônica das correntes circulantes no equipamento ........................................................ 28
Figura 3.3 – Faixas de tensão em relação à tensão de referência na baixa tensão ...................... 30
Figura 3.4 – Triângulo de potências para cálculo do banco de capacitores ................................. 34
Figura 4.1 – Vista superior do Campus do Pici.. ............................................................................. 41
Figura 4.2 – Diagrama unifilar atual da rede elétrica do Campus do Pici .................................. 42
Figura 4.3 – Diagrama unifilar da rede elétrica do Campus do Pici após implantação das
proposições de modernização da rede ............................................................................................. 45
Figura 4.4 – Trecho do cronograma de execução das medições .................................................. 48
Figura 4.5 – Localização dos transformadores de distribuição do CT ........................................ 50
Figura 4.6 – MARH-21® 993 ............................................................................................................ 51
Figura 4.7 – Instalação da caixa metálica com o analisador em um ponto de medição ............ 52
Figura 4.8 – Trecho da forma padrão da planilha de medições .................................................... 54
Figura 4.9 – Exemplo de agregação de curvas de fator de potência por fase e fator de potência
total. ....................................................................................................................................................... 55
Figura 4.10 – Disposição do 14º ponto de medição ....................................................................... 57
Figura 4.11 – Perfis das correntes de fase do Transformador 14 .................................................. 58
Figura 4.12 – Quantificação do desequilíbrio de correntes de fase do Transformador 14 ........ 59
Figura 4.13 – Perfis das taxas de distorção harmônica total das correntes de fase do
Transformador 14 ............................................................................................................................... 61
xiii
Figura 4.14 – Razão entre a taxa de distorção harmônica total das correntes de fase do
Transformador 14 e o valor de referência de 5% ............................................................................ 61
Figura 4.15 – Perfis das taxas de distorção harmônica total das tensões do Transformador 14
................................................................................................................................................................ 62
Figura 4.16 – Perfis dos fatores de potência de deslocamento do Transformador 14 ............... 63
Figura 4.17 – Cálculo de banco de capacitores do Transformador 14 para elevação do fator de
potência a 0,92 indutivo ..................................................................................................................... 64
Figura 4.18 – Perfis dos fatores de potência reais do Transformador 14 ..................................... 64
Figura 4.19 – Diferença percentual entre o fator de potência de deslocamento e o fator de
potência real para o Transformador 14 ............................................................................................. 65
Figura 4.20 – Perfis das taxas de distorção harmônica total das correntes de fase do
Transformador 14, no período de 09/10 a 10/10/2011 ................................................................... 65
Figura 4.21 – Perfis da frequência fundamental, Hz, e de Hz+ e Hz– do Transformador 14 ... 66
Figura 4.22 – Perfis das potências ativas das fases do Transformador 14 ................................... 67
Figura 4.23 – Perfis das potências reativas das fases do Transformador 14 ............................... 68
Figura 4.24 – Perfis das potências aparentes das fases do Transformador 14 ............................. 68
Figura 4.25 – Carregamento do Transformador 14 ......................................................................... 68
Figura 4.26 – Carregamento do transformador 14, com potência nominal de 75 kVA, em
função da hora do dia e do dia da semana ....................................................................................... 69
Figura 4.27 – Quantificação do desequilíbrio das potências ativas das fases do Transformador
14 ........................................................................................................................................................... 70
Figura 4.28 – Quantificação do desequilíbrio das potências reativas
das fases do Transformador 14 .......................................................................................................... 70
Figura 4.29 – Quantificação do desequilíbrio das potências aparentes das fases do
Transformador 14 ................................................................................................................................ 71
Figura 4.30 – Tensões de fase do Transformador 14 ...................................................................... 72
Figura 4.31 – Tensões de linha do Transformador 14 .................................................................... 72
Figura 4.32 – Histograma de tensões do Transformador 14 .......................................................... 73
xiv
LISTA DE TABELAS
Tabela 2.1 – Categorias e características de fenômenos eletromagnéticos ................................. 14
Tabela 2.2 – Classificação das variações de tensão de curta duração ......................................... 15
Tabela 2.3 – Efeitos dos harmônicos sobre equipamentos e elementos da rede elétrica .......... 19
Tabela 3.1 – Pontos de conexão em tensão nominal igual ou inferior a 1 kV ........................... 31
Tabela 3.2 – Valores de referência para a distorção harmônica total de tensão ......................... 36
Tabela 3.3 – Limites de distorção de corrente para sistemas de distribuição (120V a 69.000V)
............................................................................................................................................................... 38
Tabela 3.4 – Limites de distorção de tensão ................................................................................... 38
Tabela 4.1 – Dados gerais dos pontos monitorados ....................................................................... 49
Tabela 4.2 – Percentis de carregamento do Transformador 14 .................................................... 69
Tabela 4.3 – Pontos de avaliação ..................................................................................................... 74
Tabela 4.4 – Resumo da avaliação de desempenho do Transformador 14 ................................. 75
Tabela 4.5 – Indicadores de desempenho para o Transformador 14 ......................................... 78
Tabela 5.1 – Proposta de remanejamento das cargas conectadas aos transformadores do CT
............................................................................................................................................................. 109
Tabela 5.2 – Avaliação do carregamento dos transformadores para cenário de máxima
demanda simultânea das cargas remanejadas ............................................................................... 110
Tabela 5.3 – Fatores de carga da rede elétrica do CT .................................................................. 110
Tabela 5.4 – Histórico de interrupções ......................................................................................... 115
xv
LISTA DE ABREVIATURAS E SÍMBOLOS
QEE Qualidade de Energia Elétrica
ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica
PRODIST Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional
CT Centro de Tecnologia
UFC Universidade Federal do Ceará
DEE Departamento de Engenharia Elétrica
MUSD Montante de Uso do Sistema de Distribuição
IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers
IEC International Electrotechnical Commission
VTCD Variações de tensão de curta duração
PNEf Plano Nacional de Eficiência Energética
GELD Gerenciamento de energia no lado da demanda
DIC Duração de interrupção individual por unidade consumidora
FIC Frequência de interrupção individual por unidade consumidora
FC Fator de carga
FD Fator de desequilíbrio
Demanda
p.u Por Unidade
Ordem Harmônica
Taxa de distorção harmônica total de corrente
Taxa de distorção harmônica total de tensão
DRP Índice de Duração Relativa da Transgressão para Tensão Precária
DRC Índice de Duração Relativa da Transgressão para Tensão Crítica
Quantidade de leituras de tensão situadas na faixa precária
Quantidade de leituras de tensão situadas na faixa crítica
Fator de potência
σ Desvio padrão
Coeficiente de variação
Tensão na fase A
Taxa de distorção harmônica total de corrente da fase A
Taxa de distorção harmônica total de corrente da fase A
xvi
Fator de potência da fase A
Potência ativa da fase A
Potência reativa da fase A
Potência aparente da fase A
1
CAPÍTULO 1
INTRODUÇÃO
A sociedade moderna é fortemente dependente do uso da energia elétrica. Desde a
execução de atividades básicas pessoais até à manutenção de grandes e complexos processos
industriais, a disponibilidade da energia elétrica é fator essencial para o crescimento
econômico dos países e para o conforto e o bem-estar da humanidade.
Por esta razão, a questão eletro-energética, em seus diferentes segmentos de geração,
transmissão, distribuição e utilização, tem se tornado assunto recorrente e amplamente
discutido pelos setores produtivos e de serviços, universidades, concessionárias de energia
elétrica e instituições que regulamentam o setor elétrico e definem parâmetros normativos
para o funcionamento adequado das redes elétricas e pela sociedade de um modo geral.
Isto se deve ao fato de que, embora a importância da energia elétrica para o
crescimento econômico global seja evidente, a avaliação dos impactos sociais e ambientais
das políticas energéticas dos países sobre a humanidade e sobre o planeta é tão importante
quanto a oferta ampla e segura desta forma de energia.
Nos anos recentes, porém, as discussões sobre o tema têm sido ampliadas para além
das questões político-econômicas envolvidas. A avaliação da energia elétrica como insumo e
produto de consumo tem promovido a publicação de diversos estudos científicos que propõem
definições sobre o tema e métodos de quantificação das grandezas relacionadas à análise da
Qualidade da Energia Elétrica (QEE) e da Eficiência Energética (EE), embora medidas para
promover esta última, como, por exemplo, a substituição de lâmpadas incandescentes por
eletrônicas compactas, possam degradar a primeira, neste caso, com a injeção de correntes
harmônicas na rede (OLIVEIRA et al., 2008).
Ambos os temas têm sido amplamente discutidos na sociedade e no meio acadêmico,
visto que a oferta de energia elétrica de boa qualidade e o uso eficiente deste recurso por parte
do consumidor final atestam o funcionamento adequado da rede elétrica. Por um lado, os
níveis apropriados de QEE contribuem para menores prejuízos e funcionamento adequado de
equipamentos e processos; por outro lado, a Eficiência Energética demonstra o
aproveitamento máximo deste recurso.
2
1.1 – Monitoramento da Qualidade da Energia Elétrica
A avaliação dos níveis de QEE é feita, em geral, por três motivações principais. A
primeira se deve à necessidade de adequação dos parâmetros da energia fornecida aos valores
de referência estabelecidos nos documentos normativos vigentes. A segunda está relacionada
à evolução tecnológica recente da rede elétrica, permeada por dispositivos eletroeletrônicos
que degradam a qualidade da energia.
Há ainda a motivação econômica, visto que baixos níveis de QEE podem causar
prejuízos financeiros (MARQUES, 2006), através da penalização das concessionárias de
energia pela não adequação às normas, perdas patrimoniais, como redução da vida útil de
equipamentos da rede elétrica ou de cargas sensíveis a distúrbios elétricos, além da
interrupção de processos fabris, comerciais, residenciais ou de serviços.
Além dos aspectos econômicos envolvidos, um levantamento da qualidade da energia
elétrica fornecida pode ter ainda outras motivações, tais como (DUGAN et al., 2004):
· A avaliação do desempenho geral da rede elétrica;
· A identificação de problemas pontuais na rede;
· A customização da qualidade da energia elétrica fornecida para clientes diferenciados;
· A identificação de mau funcionamento de um equipamento específico conectado à rede.
No Brasil, por exemplo, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) utiliza
indicadores para avaliar o desempenho das concessionárias quanto à continuidade do
fornecimento de energia, a qual é aferida por indicadores de duração e frequência de
interrupção do fornecimento. Embora o conceito de continuidade seja distinto do de
qualidade, ambos se complementam para garantir o fornecimento adequado ao consumidor,
isto é, energia elétrica com menores níveis de degradação e de indisponibilidade.
Neste contexto, o monitoramento da QEE é essencial para que os objetivos citados
acima sejam alcançados, no que tange à adequação normativa dos níveis de qualidade, à
mitigação dos fatores degradantes da qualidade e à minimização dos prejuízos econômicos e
patrimoniais. Assim, a definição de um plano de medição e a metodologia para a construção
de um diagnóstico de QEE a partir dos dados medidos são elementos básicos para o
conhecimento da condição atual da rede, no que diz respeito aos níveis de qualidade, para o
sucesso do monitoramento e a consequente tomada de decisão corretiva e/ou preventiva.
3
1.1.1 – Aplicação de medidores ao estudo da QEE
Qualquer que seja a motivação de um diagnóstico da rede elétrica, o monitoramento da
QEE é realizado por meio da medição, análise e interpretação das grandezas elétricas do
sistema. Neste processo, os medidores têm papel fundamental, uma vez que todo o
diagnóstico depende da confiabilidade e da maneabilidade dos dados coletados.
Entretanto, devido à evolução e expansão das redes elétricas, o monitoramento da
QEE nestas redes requer equipamentos de medição capazes de armazenar quantidades de
dados cada vez maiores e de se comunicar com outros medidores e com centrais de medição.
Há alguns anos, os medidores eletromecânicos, cuja tecnologia lhes conferia robustez
e precisão, compunham quase a totalidade dos medidores presentes no mercado de energia.
Naquela realidade, a utilização destes medidores resumia-se, em sua ampla maioria, a
computar o consumo de energia para fins de faturamento. O armazenamento de dados ou a
capacidade de comunicação para promover leitura remota e/ou descarga de dados
armazenados eram desnecessários, além de tecnicamente não implementáveis. Embora ainda
sejam largamente utilizados em todo o mundo, os medidores eletromecânicos estão sendo
gradativamente substituídos por medidores digitais.
No Brasil, por exemplo, a ANEEL já estabeleceu um plano de longo prazo para a
substituição da tecnologia de medidores. O objetivo é permitir ao consumidor final maior
participação no setor elétrico por meio da instalação de medidores eletrônicos inteligentes
(ANEEL, 2010), já existindo, por exemplo, publicação recente da ANEEL, por meio da
Resolução Normativa nº 502, de 07 de agosto de 2012, regulamentando sistemas de medição
de energia elétrica de unidades consumidoras do Grupo B. O plano foi iniciado através de
abertura de audiência pública em 28/09/2010 com o objetivo de contribuir para a migração do
sistema elétrico nacional de características clássicas para uma rede inteligente (smart grid).
Os medidores digitais exercem função essencial no monitoramento da rede elétrica
(LAMIN, 2009). Também chamados de medidores inteligentes, devem ser capazes de:
· Coletar e armazenar dados de consumo para faturamento e parâmetros elétricos da
rede para análise da QEE;
· Comunicar-se com outros medidores ou com centrais de monitoramento para permitir
a interação dos consumidores e das concessionárias com a rede;
· Facilitar o gerenciamento da demanda, a tarifação diferenciada ao longo do dia, entre
outras funcionalidades.
4
Dadas as características citadas, observa-se que os medidores digitais são um elemento
fundamental do processo de migração da rede elétrica convencional para a rede inteligente,
em que o consumidor final participa ativamente (MELO et al., 2010), quer como consumidor
e eventualmente gerador de energia, quer como fiscalizador dos parâmetros da qualidade da
energia suprida e gestor da energia elétrica gerada e consumida.
Obviamente, o diagnóstico da rede elétrica com a utilização de medidores com elevada
taxa de amostragem e capacidade de comunicação é significativamente mais preciso e
abrangente. Entretanto, no que se refere a medidores, o processo de certificação oficial destes
equipamentos ainda é pouco implementado e carece de desenvolvimento para garantir
precisão e confiabilidade aos diagnósticos de QEE.
Por esta razão, têm sido propostos protocolos oficiais para a padronização dos
procedimentos de medição da qualidade de energia (SOLLETTO et al., 2008). Embora a
ANEEL publique resoluções em que se definem os mecanismos de atuação que os medidores
devem possuir1, faz-se necessário certificar estes equipamentos através de testes padronizados
que comprovem sua aplicabilidade para este fim.
No Módulo 5 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema
Elétrico Nacional (PRODIST) (ANEEL, 2011), a própria agência reguladora reconhece a
possibilidade da inexistência de certificação destes equipamentos, afirmando que “os sistemas
de medição devem ser providos de equipamentos que atendam às disposições, quando
existirem, dos organismos metrológicos oficiais”.
1.1.2 – Descrição geral do processo de monitoramento de QEE
O processo de medição e monitoramento da QEE ocorre inicialmente com a coleta de
dados por meio de medidores/analisadores conectados ao sistema em estudo. Comumente,
estes dispositivos fazem medições discretas das grandezas elétricas, sendo pré-configurados
para integrar uma medição a cada determinado intervalo de tempo, e não continuamente.
A partir de amostras de valores instantâneos da onda, o número de amostras é
integralizado para uma janela de tempo que considera a periodicidade do sinal em regime
permanente de frequência igual a 50 Hz ou 60 Hz.
1 Conforme disposto no Módulo 5 do PRODIST (ANEEL, 2011), “os medidores eletrônicos utilizados para
avaliação de indicadores de qualidade de energia elétrica – QEE deverão respeitar os parâmetros e metodologias de medição estabelecidos no Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica”.
5
A largura de tempo das janelas de integração pode variar segundo disposição do
instrumento de medição e do sinal a ser medido, podendo variar desde meio ciclo até um
múltiplo inteiro do ciclo relativo à frequência industrial, isto é, 50 Hz ou 60 Hz. As larguras
de janelas mais comuns são as de meio ciclo ou de um ciclo para sinais com variações rápidas
e janelas, como, por exemplo, 10 ou 12 ciclos para fenômenos de regime em sistemas de
potência de 50 Hz ou 60 Hz, respectivamente, a exemplo dos harmônicos, desequilíbrio e
tensão de suprimento.
Além da definição do tamanho ou largura da janela de integração, deve-se considerar o
tipo de janelamento ou modo de atualização das amostras no cálculo de um parâmetro, que
pode ser contínuo ou discreto. Na atualização contínua, os cálculos são efetuados a cada nova
amostra, em que a janela é movida a cada nova amostra do sinal e o cálculo do parâmetro é
atualizado pela substituição da amostra inicial da janela pela nova amostra. Na atualização
discreta, que é o modo mais comum, a janela desloca-se a cada meio ciclo, a cada ciclo ou a
cada múltiplo de ciclo.
As normas IEC 61000-4-7 (IEC, 2002) e IEC 61000-4-30 (IEC, 2008), os
Procedimentos de Distribuição e de Transmissão, através do Módulo 8 – Qualidade da
Energia Elétrica (ANEEL, 2012a), e os Procedimentos de Rede (PROREDE), em seu
Submódulo 2.8 – Gerenciamento dos indicadores de desempenho da rede básica e dos
barramentos dos transformadores de fronteira, e de seus componentes (ONS, 2010),
respectivamente, regulam que os sinais quase-estacionários, como tensão, harmônicos,
considerados fenômenos de regime permanente, devem ser calculados a partir das amostras
coletadas em janelas fixas e consecutivas. No PRODIST e no PROREDE, cada janela
compreenderá uma sequência de 12 ciclos, que equivalem a 0,2 s em 60 Hz, a 15 ciclos,
equivalentes a 0,25 s em 60 Hz.
Segundo a norma IEC 61000-4-30 (2008), os valores das janelas de 10 ou 12 ciclos,
correspondentes a 50 Hz ou 60 Hz, respectivamente, são então agregados em três intervalos
adicionais:
· Intervalo de 150/180 ciclos, isto é, 50 Hz e 60 Hz, respectivamente;
· Intervalo de 10 min;
· Intervalo de 2h.
Após a coleta, os dados podem ser analisados manualmente, através da construção de
gráficos e/ou cálculo de indicadores de QEE, ou através de softwares capazes de manipular os
6
dados medidos e fornecer o diagnóstico do sistema elétrico, sem a necessidade de
manipulação dos dados, mas somente de interpretação do diagnóstico apresentado.
Há ainda os softwares que auxiliam na construção dos gráficos e no cálculo dos
indicadores, ficando a cargo do gerenciador da rede a interpretação dos resultados para se
definir um diagnóstico da rede.
Ressalte-se, porém, que, antes da implementação de um cronograma de
monitoramento de QEE, é importante que sejam estipulados os objetivos a alcançar. A partir
daí, definem-se os equipamentos a serem utilizados, os aspectos normativos a serem
observados e os mecanismos para aquisição, armazenamento, análise e interpretação das
medições, além dos pontos estratégicos do sistema aos quais conectar os analisadores.
Deve-se observar ainda que o monitoramento da QEE é limitado em função das
informações armazenadas e disponibilizadas pelos medidores e a norma adotada como
referência para o estudo. Por exemplo, os dados armazenados podem permitir apenas uma
análise pontual do evento, uma vez que o registrador pode informar somente o parâmetro
violado, isto é, um limiar ultrapassado, definido previamente por norma.
Neste caso, a análise dos parâmetros do sistema, antes e durante o evento registrado,
bem como sua evolução pré-evento até à recuperação pós-evento, é bastante limitada. Se, por
exemplo, determinada norma estabelece que o fator de potência de uma instalação deve ser
monitorado a cada dez minutos, o comportamento desta grandeza elétrica entre duas amostras
consecutivas não será conhecido.
O tipo de evento que se deseja monitorar também deve ser previamente definido. A
partir daí, é estabelecida a taxa de amostragem da coleta de dados. Partindo dos transientes até
às interrupções de longa duração, o valor da taxa de amostragem definirá o grau de
detalhamento da análise da forma de onda da tensão ou da corrente, por exemplo.
Utilizando-se dos métodos convencionais de captura de dados, armazenamento e
manipulação, possivelmente será necessário selecionar a taxa de amostragem da grandeza
elétrica, bem como o tempo de monitoramento. A limitação física dos analisadores, em
termos de memória, bem como a limitação das taxas de transferência destes dados via cabo ou
meios de comunicação sem fio, requer cuidados na configuração do equipamento. Isto é
necessário para que o volume de dados a serem coletados, tratados e analisados seja
compatível com a tecnologia computacional atualmente disponível.
Neste trabalho, o plano de medição realizado utilizou um intervalo de dez minutos
para integralização e registro das medições das diversas grandezas monitoradas, intervalo este
definido com base na recomendação da ANEEL constante no Módulo 8 do PRODIST.
7
Obviamente, este intervalo reflete o tipo de diagnóstico desejado, isto é, observar o
comportamento das grandezas elétricas em regime permanente. O esforço computacional e a
limitação de memória de massa, neste caso, são menos requisitantes.
Entretanto, se o foco do plano de medição fosse para captura de eventos que ocorrem
esporadicamente, o registro do distúrbio inicia-se por disparo e em geral a taxa de
amostragem é maior do que para distúrbios de estado permanente. Certamente que o esforço,
por exemplo, da memória de massa do analisador e de processamento computacional dos
dados, seria significativamente maior. Portanto, o planejamento das medições e a clareza nos
objetivos a alcançar são importantes para o sucesso de um plano de monitoramento de
qualidade de energia elétrica.
Estabelecidos os objetivos, definem-se as grandezas a serem monitoradas e a duração
das medições. Por exemplo, o monitoramento da tensão e corrente provê informações sobre a
potência circulante na rede e pode ser suficiente para se analisar a regulação de tensão,
transientes e afundamentos de tensão. Por outro lado, medir a corrente é imperativo para que
se possa monitorar a rede no que se refere, por exemplo, a harmônicos.
Quanto à duração, o tipo de evento que se deseja monitorar é fator determinante. A
identificação de afundamentos requer medições por períodos mais longos; se o objetivo é
conhecer eventos de curta duração, como, por exemplo, transientes impulsivos, o período de
medição será significativamente menor.
Dada a coleta dos dados, a etapa a seguir é a análise, que pode ser feita a partir dos
registros armazenados no medidor. Se o levantamento contempla uma pequena quantidade de
dados, a análise pode ser feita utilizando-se programas de manipulação de planilhas para a
construção de gráficos e para o cálculo de indicadores. Entretanto, o equipamento registrador
por oferecer software de auxílio à análise de dados com interface gráfica onde é possível
visualizar forma de onda das tensões e correntes, valores instantâneos e eficazes das tensões e
correntes, análise harmônica de tensões e correntes, etc.
1.1.3 – Aplicações do diagnóstico de QEE
A realização de um projeto de medição pode ter diversas aplicações. Nas indústrias, os
benefícios podem ser: identificação de fontes de harmônicos e de equipamentos sensíveis a
distúrbios elétricos, verificação do funcionamento de bancos de capacitores, verificação da
adequação ou da necessidade de revisão da estratégia de compensação de reativos, avaliação
8
do impacto da partida de motores elétricos sobre a rede e a atuação do sistema de proteção,
entre outros.
O monitoramento da QEE pode ainda ser realizado por empresas concessionárias que
buscam conhecer o desempenho de sua rede elétrica, os consumidores cujas cargas são
sensíveis a distúrbios relacionados à QEE ou a identificação de partes do sistema mais sujeitas
a problemas de QEE para a busca de soluções (BROSHI, 2007).
Em nível de um sistema elétrico de grande porte, a principal contribuição é a avaliação
dos padrões de comportamento das grandezas elétricas e seus distúrbios em regime
permanente e esporádicos e a proposição de ações para o controle dos distúrbios identificados.
Também, o planejamento e a manutenção do sistema elétrico podem ser
significativamente beneficiados com os dados provenientes de um projeto de medição:
estimativa da localização de faltas, desempenho de banco de capacitores e de reguladores de
tensão, carregamento de transformadores, entre outros.
Dada a importância da análise da qualidade da energia elétrica, a avaliação dos
distúrbios da rede está cada vez mais incorporada aos planos de manutenção e monitoramento
ordinários da rede elétrica das concessionárias de energia.
A participação crescente do usuário final como agente atuante na rede exige a
disseminação de informações do desempenho do sistema a partir dos resultados dos planos de
medição. Desta forma, o consumidor conhece o nível de qualidade da energia ofertada e as
concessionárias têm parâmetros para justificar investimentos e modificações na rede com o
objetivo de elevar os níveis de qualidade de energia elétrica.
1.2 – Justificativas do Trabalho
A importância da medição da QEE tem se tornado evidente nos anos recentes, uma
vez que supervisionar e, se necessário, elevar a qualidade da energia elétrica passou a ser
exigência normativa a ser observada pelas concessionárias. Entretanto, dada a complexidade
da rede elétrica, dotada de geração distribuída, cargas não lineares e equipamentos sensíveis
que também contribuem para a degradação da QEE, a observância destes valores de
referência tem sido um grande desafio para gestores das redes elétricas.
Neste cenário, medir a qualidade da energia é essencial para o cumprimento dos
requerimentos dos órgãos reguladores. Desde a coleta e tratamento das medições até à
construção de um diagnóstico, as etapas gerais de um cronograma de medições devem ser
observadas e devidamente implementadas.
9
Os conceitos abordados neste trabalho foram aplicados a um caso particular, a saber, a
avaliação da rede elétrica do Centro de Tecnologia (CT) da Universidade Federal do Ceará
(UFC), que compõe a rede elétrica do Campus do Pici. Nos anos recentes, esta rede tem
apresentado diversos problemas técnicos de operação, manutenção e continuidade do
fornecimento, exigindo intervenções com vistas à sua modernização. Duas razões principais
para isto são (MOURA, 2010; BARROS, 2010; VALE, 2011; OLIVEIRA, 2011; LOPES,
2011):
· Constantes interrupções de fornecimento: considerando a ausência de equipamentos
automáticos de manobra, faltas de naturezas e durações diversas causam frequentes
descontinuidades do serviço. Assim, faltas temporárias, as quais em princípio não
deveriam causar descontinuidade prolongada do fornecimento, são causa considerável
de longas interrupções na rede;
· Inadequação do enquadramento tarifário: em virtude do definido no PRODIST, no que
se refere ao Montante de Uso do Sistema de Distribuição (MUSD), a rede elétrica do
Pici deveria ser atendida em alta tensão, ou seja, 69 kV, e não em média tensão, isto é,
13,8 kV, como no presente. Assim, a instalação de uma subestação 69 kV – 13,8 kV
atenderia à exigência normativa e possibilitaria redução de custos, uma vez que o
enquadramento tarifário na concessionária local seria alterado para uma tarifa
economicamente mais atrativa.
A partir da identificação destas necessidades e dos estudos que têm sido propostos
para a modernização da rede Pici, o conhecimento de seu estado atual, no que se refere à
qualidade de energia elétrica, é importante para se definir o planejamento da modernização
proposta.
Desta forma, a avaliação da atual qualidade da energia circulante na rede, associada às
proposições da instalação de novos equipamentos e da subestação, e do rearranjo de sua
topologia, deverá ser útil na elaboração de uma proposta de modernização da rede que resulte
na elevação dos índices de continuidade e da qualidade da energia elétrica.
10
1.3 – Objetivos do Trabalho
O plano de medição realizado no presente trabalho teve por objetivo o monitoramento
da energia elétrica suprida às cargas do CT-UFC, conduzido por meio de um analisador de
energia conectado aos quinze transformadores ativos do centro, observados os aspectos
normativos estabelecidos no Módulo 8 do PRODIST, publicado pela ANEEL (2012a).
As medições realizadas utilizaram o analisador de energia MARH-21®, do fabricante
RMS®, e contaram com intervalo de dez minutos de integralização da medição ao longo de
sete dias consecutivos para cada transformador. No plano realizado, algumas grandezas
elétricas foram priorizadas, tais como: tensões e correntes de fase, potências ativa, reativa e
aparente, fator de potência, distorções harmônicas totais de tensão e corrente, frequência
elétrica e tensões de linha.
A partir do monitoramento realizado, são definidos os dois objetivos principais deste
trabalho. O primeiro consiste em apresentar as etapas de realização do plano de medição de
QEE realizado no CT da UFC, a metodologia desenvolvida para a construção do diagnóstico
da rede a partir das medições realizadas e, por fim, apresentar os resultados obtidos.
O segundo objetivo consiste na proposição de ações que promovam a redução dos
distúrbios detectados para elevação dos níveis da qualidade da energia elétrica suprida e
melhoramento do desempenho da rede elétrica. Ressalte-se que, embora o diagnóstico
elaborado tenha se restringido à rede elétrica do CT, a metodologia desenvolvida pode ser
aplicada para os demais pontos da rede do Pici ou a redes de maior porte.
1.4 – Estrutura do Trabalho
Para a realização dos propósitos descritos anteriormente, o presente texto foi dividido
em seis capítulos, como segue:
No Capítulo 1 são apresentadas as considerações introdutórias do trabalho, seus
objetivos e sua estrutura.
O Capítulo 2 apresenta definições relacionadas ao estudo da QEE e Eficiência
Energética, destacando os principais conceitos sobre os temas.
No Capítulo 3 são avaliados os principais documentos normativos e seus respectivos
valores de referência dos principais parâmetros que quantificam a qualidade de energia.
O Capítulo 4 descreve a rede elétrica objeto de estudo e aborda a metodologia
utilizada para a construção do diagnóstico de QEE desta rede, descrevendo a forma de
11
avaliação de cada grandeza, seus valores de referência estabelecidos em norma e a utilização
da informação na elaboração do diagnóstico.
No Capítulo 5 são apresentados a avaliação da condição atual da rede elétrica do CT,
no que se refere à qualidade de energia elétrica, descrevendo suas características gerais e as
principais propostas para a sua modernização, e a descrição de um diagnóstico da rede em
estudo.
No Capítulo 6 são descritas as conclusões do trabalho desenvolvido e as proposições
de atividades futuras.
As referências utilizadas no presente estudo são listadas e nos Apêndices A a F são
apresentados, respectivamente, as curvas das grandezas elétricas monitoradas para uma
avaliação qualitativa dos dados medidos, os indicadores de QEE dos pontos monitorados,
calculados conforme definições constantes no Módulo 8 do PRODIST, as curvas que
complementam a análise qualitativa dos dados medidos, as distâncias entre os
transformadores do CT, as tabelas de dados medidos coletados pelo analisador de energia para
todos os pontos monitorados, e por fim o artigo denominado SIGEE - Uma Ferramenta
Computacional para a Gestão de Medição de Qualidade de Energia Elétrica, que descreve um
software para gerenciamento de medições de dados de qualidade de energia elétrica.
12
CAPÍTULO 2
QUALIDADE DE ENERGIA ELÉTRICA E EFICIÊNCIA ENERGÉTICA
2.1 – Qualidade de Energia Elétrica
O estudo da qualidade da energia elétrica tem se tornado um ramo da engenharia
bastante investigado nos anos recentes. Entre outras, podem ser atribuídas duas razões
principais para isto: a mudança nos padrões de composição dos equipamentos ligados à rede,
bem como a evolução recente do comportamento dos consumidores conectados à rede, sejam
pequenos consumidores residenciais com cargas eletrônicas, sejam grandes indústrias, centros
comerciais ou universidades.
Os equipamentos eletroeletrônicos ligados ao sistema elétrico têm características
constitutivas que os tornam mais sensíveis a distúrbios (RAPANELLO, 2008), além de serem
contribuintes relevantes para a injeção de harmônicos no sistema. Os consumidores finais, por
sua vez, estão cada vez mais exigentes quanto à qualidade e continuidade da energia elétrica
suprida.
Para a avaliação da QEE, é inicialmente necessário definir o que é energia elétrica de
boa qualidade. A partir da Revolução Industrial até aproximadamente a segunda metade do
século XX, as cargas elétricas alimentadas pela rede eram geralmente robustas e pouco
sensíveis a distúrbios, como motores e veículos elétricos pesados.
Os efeitos danosos dos distúrbios elétricos originados da rede sobre estas cargas eram
pouco significativos ou até mesmo imperceptíveis. Desta forma, o controle da presença de
harmônicos na rede, bem como do nível de tensão suprido, ou da frequência elétrica, era de
interesse secundário. Se o efeito nocivo dos distúrbios provenientes da rede recebia pouca
atenção, muito menos as contribuições das cargas para a ocorrência desses distúrbios na rede
eram avaliadas.
Por outro lado, a nova estrutura da rede elétrica, que tem evoluído continuamente
desde algumas poucas décadas atrás, é caracterizada pela presença massiva de dispositivos
sensíveis. Com o advento da informática, da microeletrônica e da eletrônica de potência a
partir da segunda metade do século XX, a natureza das cargas ligadas à rede mudou
significativamente.
Nesta nova realidade, o controle dos distúrbios elétricos é fundamental para a correta
operação destes elementos de rede e, por consequência, dos processos associados a eles,
sejam industriais, comerciais, de serviços ou residenciais.
13
Se avaliado do ponto de vista do consumidor, um problema de QEE é “qualquer
distúrbio manifestado na tensão, corrente ou frequência que resulte em falha ou má operação
do equipamento do consumidor” (DUGAN et al., 2004). Esta definição reflete o foco do
efeito do distúrbio elétrico, a saber, o equipamento do consumidor final, a quem deve ser
oferecido um perfil de tensão utilizável, livre de interferências ou de interrupções.
A qualidade da energia elétrica pode ser definida como “um conjunto de limites
elétricos, o qual permite a um equipamento funcionar adequadamente, sem perdas
significativas de desempenho ou de tempo de vida útil” (SANKARAN, 2001). Conclui-se, a
partir desta definição, que qualquer evento ou fenômeno elétrico que possa afetar as duas
características citadas de desempenho e tempo de vida útil é objeto de estudo dos distúrbios
de QEE.
Neste sentido, o monitoramento é essencial para o gerenciamento da rede, visto que os
problemas relativos à QEE têm se tornado cada vez mais perceptíveis nas redes elétricas em
todo o mundo, e seus efeitos danosos sobre o sistema e suas cargas têm se agravado. As
origens destes distúrbios são diversas e podem causar o funcionamento indevido de
equipamentos.
Diante deste cenário, o conhecimento das causas destes problemas é de grande
importância para a proposição de ações mitigadoras com o fim de evitar prejuízos econômicos
e patrimoniais. Para um diagnóstico da rede, normalmente um inventário é realizado para
mensurar a qualidade da energia elétrica fornecida (LEÃO et al., 2009).
Para que se definam estratégias de mitigação dos distúrbios da QEE, é necessário
realizar, por meio de um plano de medição, a captura de dados, isto é, grandezas elétricas
como tensão e corrente, entre outras, em pontos estratégicos da rede monitorada, no intervalo
de tempo apropriado, utilizando-se equipamentos adequados para a tarefa.
O monitoramento ideal da rede elétrica é a coleta simultânea de dados nos pontos de
interesse. Nestas condições, o diagnóstico da rede seria mais completo e preciso, uma vez que
demonstraria o desempenho da rede numa área geográfica maior submetida a eventos e
distúrbios simultâneos. Entretanto, limitações econômicas dificultam esta solução, e o
monitoramento em geral é feito em cada ponto estratégico individualmente.
A Tabela 2.1 resume as principais categorias de fenômenos eletromagnéticos que
podem ser aplicadas ao estudo dos distúrbios elétricos que afetam a qualidade de energia
elétrica.
14
Tabela 2.1 – Categorias e características de fenômenos eletromagnéticos.
Categorias Conteúdo
espectral típico Duração típica
Magnitude de tensão típica
Transitórios
Impulsivos Nanossegundo
Microssegundo Milissegundo
Oscilatórios Baixa frequência Média frequência Alta frequência
Variações de curta duração
Instantânea
Interrupção
ciclos Afundamento de
tensão
Elevação de tensão
Momentânea
Interrupção ciclos a Afundamento de
tensão ciclos a
Elevação de tensão
ciclos a
Temporária
Interrupção a Afundamento de
tensão a
Elevação de tensão
a
Variações de longa duração
Interrupção sustentada Subtensões
Sobretensões
Desbalanceamento de tensão Regime
permanente
Distorção da forma de
onda
DC offset
Regime permanente
Harmônicos
harmônica
Interharmônicos Notching
Ruído Largura de
banda
Flutuações de tensão Intermitente Variações de frequência
Fonte: DUGAN et al. (2004).
Observa-se que na Tabela 2.1 as VTCD são subdividas em instantâneas, momentâneas
e temporárias, de acordo com a duração do evento e a magnitude da tensão. Na Tabela 2.2, as
variações instantâneas são suprimidas, de forma que as variações instantâneas e momentâneas
definidas na Tabela 2.1 estão contempladas nas variações momentâneas da Tabela 2.2.
Não há, portanto, classificação unânime que defina os distúrbios elétricos em função
de suas durações e magnitudes. Embora as principais normas sobre o assunto apresentem
valores semelhantes, senão idênticos para alguns parâmetros, observa-se relativa
uniformidade nos valores estabelecidos, sem discrepâncias significativas. O estudo de QEE a
ser feito em determinada instalação deve, portanto, definir previamente o documento
regulatório a ser utilizado como referência para a construção do diagnóstico da rede.
15
Tabela 2.2 – Classificação das variações de tensão de curta duração.
Classificação Denominação Duração da variação Amplitude da tensão
(valor eficaz) em relação à tensão de referência
Variação Momentânea de
Tensão
Interrupção Momentânea de
Tensão Inferior ou igual a 3s Inferior a 0,1 p.u
Afundamento Momentâneo de
Tensão
Superior ou igual a 1 ciclo e inferior ou igual
a 3s
Superior ou igual a 0,1 e inferior a 0,9 p.u
Elevação Momentânea de
Tensão
Superior ou igual a 1 ciclo e inferior ou igual
a 3s Superior a 1,1 p.u
Variação Temporária de
Tensão
Interrupção Temporária de
Tensão Superior a 3s e inferior a 3 min Inferior a 0,1 p.u
Afundamento Temporária de
Tensão Superior a 3s e inferior a 3 min
Superior ou igual a 0,1 e inferior a 0,9 p.u
Elevação Temporária de
Tensão Superior a 3s e inferior a 3 min Superior a 1,1 p.u
Fonte: ANEEL (2012a).
Dentre os fenômenos relacionados na Tabela 2.1, somente para aqueles relacionados
às medições realizadas neste trabalho serão apresentadas descrições adicionais.
2.1.1 – Variações de Longa Duração
As variações de longa duração compreendem as interrupções, subtensões e
sobretensões. No Módulo 1 do PRODIST (ANEEL, 2012b), a interrupção é definida como a
“descontinuidade do neutro ou da tensão disponível em qualquer uma das fases de um circuito
elétrico que atende a unidade consumidora ou ponto de conexão”. Neste mesmo módulo, a
interrupção de longa duração é definida como “toda interrupção do sistema elétrico com
duração maior ou igual a 3 (três) minutos”.
De acordo com a Tabela 2.1, as sobretensões se caracterizam se a tensão de operação
do sistema está situada ente 1.1 p.u e 1.2 p.u por um intervalo de tempo superior a 1 minuto.
As subtensões são observadas se a tensão de operação está situada na faixa 0,8 – 0,9 p.u por
mais de 1 minuto.
16
2.1.2 – Desequilíbrio de Tensão
O estudo do desequilíbrio de tensão é feito através da análise comparativa de um
sistema trifásico de tensões em relação a um sistema trifásico equilibrado, isto é, um sistema
de três fasores de mesmo módulo e defasados entre si por um ângulo de 120°.
A avaliação do desequilíbrio das tensões do sistema requer a análise das componentes
simétricas destas tensões, e sua quantificação é feita calculando-se a razão entre a componente
de sequência negativa ou zero e a componente de sequência positiva da tensão.
No Módulo 8 do PRODIST (ANEEL, 2012a), este parâmetro é denominado
desequilíbrio de tensão, o qual é quantificado através do cálculo do fator de desequilíbrio,
, calculado a partir da Equação 2.1
em que e representam, respectivamente, a tensão de sequência negativa e de sequência
positiva.
Alternativamente, pode-se utilizar a expressão apresentada na Equação 2.2 para o
cálculo do .
em que
De forma a eliminar possíveis efeitos das componentes de sequência zero, as medições
devem ser realizadas para as tensões fase-fase.
A origem principal deste efeito é a conexão desordenada de cargas monofásicas ao
sistema de distribuição trifásico (SOUZA, 2008). Por esta razão, circulam na rede correntes
de sequência negativa, consequência direta da presença de correntes desequilibradas.
As máquinas elétricas, como, por exemplo, motores de indução e máquinas síncronas,
são as cargas mais afetadas por este tipo de anomalia, que pode também causar a atuação da
17
proteção contra sobrecarga provocada pela circulação de correntes de sequência negativa em
motores de indução (SOUZA, 2008).
Um efeito comumente observado devido ao desbalanceamento de tensões são as
perdas nos motores de indução alimentados por tensões desequilibradas. Fatores de
desequilíbrio da ordem de 2%, por exemplo, podem resultar em elevação das perdas em
motores da ordem de 10% (MEHL, 2005) e redução da vida útil destes equipamentos de
aproximadamente 20% (SOUZA, 2008).
2.1.3 – Harmônicos
Teoricamente, a tensão e corrente de operação de um sistema elétrico de corrente
alternada devem ter um perfil puramente senoidal que oscila em uma frequência constante e
única. Devido à não linearidade de componentes da rede elétrica, a presença de outros sinais
elétricos associados a esta tensão e corrente é sempre verificada na prática.
Desde a geração até à carga, os sinais de correntes e tensões estão sujeitos à
deformação na forma de onda. A Figura 2.1 ilustra este processo de degradação da tensão ao
longo de seu percurso pelo sistema elétrico. Na figura, observa-se o crescimento do gradiente
de distorção da tensão à medida que o sinal se aproxima da carga.
São apresentados a seguir (DUGAN et al., 2004) os principais fenômenos elétricos que
contribuem para a distorção das formas de onda na rede elétrica.
Figura 2.1 – Degradação do sinal elétrico ao longo da rede elétrica.
Fonte: SANKARAN (2001).
18
Os harmônicos são definidos como tensões ou correntes senoidais cujas frequências
são múltiplas inteiras da frequência fundamental de operação do sistema. São originados
principalmente nas cargas não lineares ligadas à rede.
Normalmente, as tensões harmônicas são resultado da interação das correntes
harmônicas circulantes na rede com as impedâncias do sistema, como ilustrado na Figura 2.1.
A ANEEL, entretanto, estabelece valores limites somente para os harmônicos de tensão.
A quantificação deste fenômeno é feita através do cálculo da taxa de distorção
harmônica total, , conforme apresentado na Equação 2.4, em que é a ordem harmônica,
é a ordem harmônica máxima, é a tensão harmônica de ordem e é a tensão de
frequência fundamental.
Este índice engloba a contribuição de todas as distorções harmônicas individuais
presentes na rede, as quais se sobrepõem à onda de frequência fundamental e provocam sua
distorção, conforme ilustrado na Figura 2.2. Nesta figura, observa-se o efeito da presença
predominante de harmônicos de terceira e quinta ordens no perfil de corrente de um banco de
lâmpadas fluorescentes.
Figura 2.2 – Distorção da forma de onda de corrente de um banco de lâmpadas fluorescentes.
Fonte: SANKARAN (2001).
O fenômeno de distorção harmônica de tensão, por ocorrer continuamente no sistema,
tem seu indicador apurado normalmente por meio de campanhas de medição realizadas em
períodos de sete dias consecutivos.
19
A Tabela 2.3 apresenta os principais danos causados pelos harmônicos sobre alguns
componentes e elementos do sistema elétrico. Ações para a mitigação dos harmônicos
circulantes na rede são essenciais para evitar prejuízos econômicos, patrimoniais e
operacionais (CORRÊA, 2007). Conforme apresentado no Capítulo 3, a norma IEEE 519 é
um documento regulatório internacionalmente utilizado como parâmetro técnico para a
tomada de medidas de mitigação deste efeito.
Tabela 2.3 – Efeitos dos harmônicos sobre equipamentos e elementos da rede elétrica. Equipamento ou elemento Efeitos
Transformadores
· Perdas no núcleo · Danos aos enrolamentos devido ao
aumento da corrente eficaz circulante e das correntes parasitas, diretamente proporcionais ao quadrado da corrente harmônica
Motores CA
· Perdas adicionais por histerese e correntes parasitas no núcleo magnético
· Perdas ôhmicas nos enrolamentos · Torções por oscilação no eixo
Banco de capacitores
· Sobrecarga · Ressonância harmônica (equivalência
da reatância indutiva e capacitiva do banco com uma frequência harmônica)
· Sobretensões ou sobrecorrentes Cabos Perdas ohmicas por efeito pelicular
Dispositivos de proteção Mau funcionamento de fusíveis e relés eletromecânicos
Telecomunicações Interferência telefônica Fonte: SANKARAN (2001).
2.1.4 – Variações de Frequência
Definidas como o afastamento da frequência de operação do sistema do valor da
frequência fundamental, as variações de frequência estão diretamente relacionadas às
oscilações das cargas do sistema e da adaptação simultânea da geração a estas variações.
Desta forma, variações bruscas de carga, como entrada ou saída de grandes blocos de
consumidores, ou de geração, como por exemplo, falhas de operação de geradores em centrais
hidrelétricas, podem afetar a manutenção da frequência de operação do sistema elétrico em
20
níveis apropriados. Observa-se, portanto, que as variações na frequência são um fenômeno
elétrico sistêmico, que envolve desde pequenos consumidores até grandes plantas de geração.
2.2 – Eficiência Energética
O termo Eficiência Energética pode ser descrito como a busca pela maximização do
aproveitamento dos recursos energéticos disponíveis, através da exploração sustentável destes
recursos, da otimização dos processos de conversão e distribuição para os consumidores finais
e da utilização racionalizada do recurso por estes consumidores.
Segundo o PNEf (Plano Nacional de Eficiência Energética) (BRASIL. MME, 2011a),
eficiência energética são
ações de diversas naturezas que culminam na redução da energia
necessária para atender as demandas da sociedade por serviços de
energia sob a forma de luz, calor/frio, acionamento, transportes e uso
em processos. Objetiva, em síntese, atender às necessidades da
economia com menor uso de energia primária e, portanto, menor
impacto da natureza.
2.2.1 – Gerenciamento da Demanda, Curva de Carga e Fator de Carga
Especialmente em horários de maior demanda, denominados horários de ponta, o uso
não otimizado do recurso pela maioria dos consumidores requer investimentos no setor
elétrico para garantir o fornecimento, embora em horários fora de ponta a demanda seja
consideravelmente menor. Nessas condições, o sistema passa a ser sobredimensionado para os
horários fora de ponta, que compreendem a maior parte do dia.
O planejamento de suprimento de cargas é comumente denominado gerenciamento de
energia no lado da demanda (GELD). Esta técnica tem se apresentado como uma solução de
fácil implantação e de baixos custos inicial e de manutenção para racionalizar o uso da
energia elétrica, principalmente em consumidores de maior porte, como indústrias
(ANDREOLI, 2005).
Em síntese, o GELD consiste na análise da curva de carga com o objetivo de deslocar
o horário de funcionamento de algumas cargas para períodos do dia em que ocorrem as
menores demandas da instalação. São utilizados controladores de demanda que realizam o
21
ligamento e o desligamento pré-programado de cargas gerenciáveis, de acordo com o grau de
prioridade. Desta forma, a demanda máxima aproxima-se da demanda média, atestando o uso
eficiente de energia pela instalação.
O GELD pode resultar em vantagens econômicas bastante significativas, uma vez que
evita o pagamento de multas às concessionárias, seja pela ultrapassagem de valores de
demanda previamente estabelecidos em contratos de fornecimento, seja pelo não atendimento
do valor de referência do fator de potência definido no Módulo 8 do PRODIST (COSTA,
2011).
Dois conceitos podem ser utilizados para avaliar o grau de desempenho do sistema
com relação à eficiência energética, a saber: a curva de carga e o fator de carga. A curva de
carga é formada a partir da união dos pontos médios das demandas da instalação em função
do tempo (ANDREOLI, 2005) e representa o perfil de solicitação das cargas da instalação ao
longo do dia (RIBEIRO, 2011). Desta maneira, é possível identificar os períodos do dia em
que a instalação consome mais e, a partir do diagnóstico, gerenciar o funcionamento destas
cargas para elevar a eficiência energética do sistema.
A Figura 2.3 apresenta a curva de carga do transformador 14 do plano de medição
realizado neste trabalho, para o período de 0h a 23h50min do dia 10/10/2011, totalizando um
intervalo de 24 h.
Figura 2.3 – Curva de carga do transformador 14 para o dia 10/10/2011.
Fonte: autor.
O Fator de Carga , por sua vez, representa quantitativamente quão bem distribuído
é o consumo de energia da instalação ao longo do dia. O pode ser definido como a razão
0
5
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23
:00
:00
Po
tên
cia
(kW
)
Hora
22
entre a demanda média, , e a demanda máxima, , da instalação, conforme a Equação
2.5 .
Da Equação 2.5, observa-se que quanto maior for a demanda média em relação à
demanda máxima, o valor do Fator de Carga tenderá à unidade, mais suave será o perfil da
curva de carga e mais bem distribuída será a demanda da instalação ao longo do dia.
Por outro lado, à medida que a demanda média diminui em relação à demanda
máxima, menor é o fator de carga. Neste caso, a demanda tende a se localizar em curtos
períodos do dia, concentrando o uso da instalação em determinados horários em detrimento de
outros, quando a instalação fica ociosa. Se a concentração de demanda ocorrer em horários de
ponta, o consumidor pagará pelas tarifas mais caras, além de possivelmente pagar multas por
ultrapassagem da demanda contratada.
Outra definição do Fator de Carga é apresentada na Equação 2.6, em que é a
energia ativa consumida em um intervalo de tempo , e é a energia consumida no
mesmo intervalo de tempo se a demanda máxima medida ocorresse para todo este período.
Para utilizar a Equação 2.6 no cálculo do fator de carga, é necessário medir a energia
consumida no intervalo de interesse. Porém, caso esta medida não esteja disponível, é
possível calcular a energia consumida a partir da curva de carga da instalação. Para isto, basta
calcular a área sob a curva de carga representada na Figura 2.3.
Considere-se a curva de carga apresentada na Figura 2.4.
A área total sob a curva, , é definida como a soma das áreas trapezoidais
. Logo,
2 Como é sempre menor que , tem-se que .
23
Como todos os intervalos de tempo são iguais, então
Logo, substituindo a Equação 2.8 na Equação 2.7, obtém-se
ou
Como a área sob o gráfico da Figura 2.4 quantifica a energia consumida no intervalo
considerado, conclui-se que a Equação 2.10 pode ser utilizada para determinar a energia
elétrica consumida a partir da curva de carga amostrada em um intervalo de tempo divido em
intervalos iguais a .
Figura 2.4 – Curva de carga.
Fonte: autor.
Para o caso particular em que , tem-se
24
Utilizando a Equação 2.11, para a curva de carga apresentada na Figura 2,3, a energia
consumida no intervalo equivale a 204,25 kWh. Para este intervalo, . Logo,
da Equação 2.6,
O valor do fator de carga calculado denota que, no intervalo considerado, a demanda
da instalação se concentra em determinados horários (neste caso, de 7h às 12h e de 14h às
20h), enquanto que nos intervalos restantes a instalação permanece ociosa ou com pouca
solicitação ao sistema de distribuição.
Para os demais pontos do plano de medição, as curvas de carga estão disponibilizadas
no Apêndice C, bem como os valores de fator de carga estão apresentados no Capítulo 5.
2.3 – Conclusão
Este capítulo teve por objetivos descrever os conceitos básicos relacionados ao estudo
da qualidade da energia elétrica e da eficiência energética, além de apresentar a classificação,
as origens e os efeitos danosos dos distúrbios de QEE ao sistema elétrico e às cargas.
A avaliação destes distúrbios é essencial para o funcionamento adequado da rede
elétrica, por meio do monitoramento dos eventos que degradam a QEE e da tomada de
decisões para a amenização dos distúrbios e dos prejuízos decorrentes.
Do estudo introdutório apresentado, observou-se a relação entre os conceitos de
eficiência energética e qualidade de energia, uma vez que, para atestar o funcionamento
apropriado do sistema elétrico, deve-se buscar o uso racional da energia e a implantação de
ações corretivas e preventivas para mitigar os efeitos degradantes da qualidade deste recurso.
Foram apresentados os conceitos de curva de carga e fator de carga, os quais são
importantes na avaliação da instalação elétrica no que diz respeito à eficiência energética. A
partir desta análise, é possível definir se a demanda da instalação é bem distribuída ao longo
das horas do dia e, a partir do diagnóstico, estabelecer uma estratégia de remanejamento das
25
cargas gerenciáveis, conhecido como gerenciamento de energia pelo lado da demanda
(GELD).
Ressalte-se, porém, que, embora de grande valia para melhorar a eficiência energética
de uma instalação, o GELD nem sempre pode ser implantado, visto que, para algumas
instalações, como, por exemplo, unidades acadêmicas ou comerciais, o remanejamento de
cargas não é possível ou muito limitado.
Ainda que sejam necessários investimentos para elevar os níveis de qualidade de
energia elétrica e a eficiência energética de processos e instalações, é certo que os benefícios
financeiros para as empresas e para a rede elétrica, além dos benefícios socioeconômicos para
a sociedade, são impulsionadores da busca pelo uso cada vez mais eficiente dos recursos
energéticos disponíveis.
26
CAPÍTULO 3
NORMAS E REGULAMENTAÇÕES PARA A OPERAÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS
3.1 – Introdução
Os documentos normativos são recomendações técnicas essenciais para o bom
funcionamento dos sistemas elétricos. A partir deles, são estabelecidos os conceitos
fundamentais do tema objeto de estudo da norma, parâmetros a serem observados pelas
concessionárias de energia elétrica e pelos consumidores, bem como recomendações técnicas
para a adequação aos padrões estabelecidos, entre ouras providências.
Quanto às normas que tratam acerca da qualidade de energia elétrica e seus distúrbios,
a revisão destes documentos exige o conhecimento prévio do comportamento recente da rede
a ser regulada, por meio de medições a médio e longo prazos, que sirvam de referência para a
construção de novos parâmetros e limites a serem atendidos pelas concessionárias
(BHATTACHARYYA et al., 2010), adequando estes documentos às novas realidades da rede
elétrica.
O crescente rigor normativo observado nos anos recentes reflete no aumento da
complexidade do gerenciamento da rede, visto que os limites de violação permitidos são cada
vez mais restritos. Somam-se a isto o aumento da conexão de cargas não lineares às redes e de
fontes de geração distribuída, entre outras características, que tornam as exigências legais de
gerenciamento da rede um grande desafio para as concessionárias.
As seções a seguir apresentam os principais aspectos dos documentos regulatórios
vigentes no mundo e, especificamente, a norma vigente no Brasil.
3.2 – ANEEL
A ANEEL é o órgão do governo federal responsável pela regulamentação do setor
elétrico brasileiro. Em seu site na internet, além de apresentar suas atribuições, a agência
define como sendo sua missão “proporcionar condições favoráveis para que o mercado de
energia elétrica se desenvolva com equilíbrio entre os agentes e em benefício da sociedade”.
Além das resoluções pertinentes, também publicadas pela agência, o documento
regulatório diretamente utilizado neste trabalho foi o PRODIST, aprovado em 16/12/2008
através da Resolução nº. 345 (GRANDI et al., 2009), o qual é composto de oito módulos, em
que são definidos os aspectos técnicos de operação dos sistemas elétricos, as
27
responsabilidades e as sanções por descumprimento das obrigações estabelecidas no
documento.
De acordo com o site da ANEEL na internet,
Os Procedimentos de Distribuição – PRODIST são normas que
disciplinam o relacionamento entre as distribuidoras de energia
elétrica e demais agentes (unidades consumidoras e centrais
geradores) conectados aos sistemas de distribuição, que incluem redes
e linhas em tensão inferior a 230 quilovolts (kV). Tratam, também, do
relacionamento entre as distribuidoras e a Agência, no que diz respeito
ao intercâmbio de informações.
No presente trabalho, foram utilizados como referência os módulos 5 e 8 do
PRODIST, uma vez que estão relacionados diretamente ao plano de medição de qualidade de
energia realizado.
O Módulo 5 (ANEEL, 2011) deve ser avaliado quando da implantação de um plano
de medição de QEE, uma vez que discorre sobre sistemas de medição, seja para faturamento,
avaliação da qualidade ou planejamento e operação do sistema elétrico.
O documento abrange os sistemas de medição permanentemente conectados à rede e
os sistemas de ação eventual, isto é, atuantes em períodos limitados de tempo pra um fim
específico, em que se enquadra o plano de medição realizado neste trabalho.
O Módulo estabelece que, para consumidores cativos supridos por tensão primária de
instalação3, o equipamento de medição poderá ser instalado no secundário do transformador
de distribuição, conforme procedido no plano deste trabalho.
Entretanto, o documento define que, neste caso, as perdas de transformação deverão
ser estimadas, pelo próprio medidor ou pelo acréscimo às potências medidas dos percentuais
de perdas definidos em normas, através de um método de compensação das perdas de
transformação. A Figura 3.1 ilustra o diagrama unifilar de uma unidade consumidora cativa
com um medidor de QEE conectado no lado de baixa tensão.
Em SANTOS (2006), o autor apresenta uma metodologia para quantificar as perdas
em transformadores operantes em ambientes com elevados índices de distorção harmônica a
3 Conforme resolução da ANEEL nº 223, de 29 de abril de 2003, tensão primária de instalação é a “tensão disponibilizada no sistema elétrico da concessionária, com valores padronizados iguais ou superiores a 2,3 kV”.
28
partir dos valores medidos da Taxa de Distorção Harmônica Total de Corrente, , e de
uma constante, .
Figura 3.1 – Equipamento de medição conectado no lado de baixa tensão de uma unidade consumidora cativa.
Fonte: ANEEL (2011).
A metodologia requer a realização de ensaios no transformador para se definir as
resistências do núcleo do transformador e, então, estimar o valor de , o qual depende da
potência nominal do equipamento e de suas características construtivas. Por esta razão, não
foi possível utilizar esta metodologia para estimar as perdas elétricas dos transformadores da
rede do CT-UFC.
Figura 3.2 – Variação da resistência do enrolamento de um transformador em função da ordem harmônica das correntes circulantes no equipamento.
Fonte: SANTOS (2006).
O trabalho apresenta os ensaios de curto-circuito realizados em um transformador de
15 kVA, os quais objetivaram determinar a variação da resistência dos enrolamentos do
transformador em função da ordem harmônica da corrente circulante no equipamento,
conforme a Figura 3.2.
29
Da Figura 3.2, observa-se que a resistência interna do transformador aumenta à
medida que aumenta a ordem harmônica da corrente. Por consequência, aumentam as perdas
elétricas no equipamento, as quais são diretamente proporcionais às resistências dos
enrolamentos.
O Módulo 8 do PRODIST, por sua vez, trata acerca da Qualidade da Energia Elétrica.
Sua mais recente versão vigente, denominada “revisão 4” e publicada em 01/02/2012, teve
seu instrumento de aprovação pela ANEEL por meio da Resolução Normativa nº 469/2011.
O documento tem três seções principais, denominadas Introdução, Qualidade do
Produto e Qualidade do Serviço. A primeira oferece informações gerais sobre o módulo, seu
conteúdo e abrangência. No segundo, a qualidade do produto energia elétrica é definida, bem
como os conceitos relativos à QEE. Por fim, o terceiro módulo trata da qualidade do serviço e
oferece subsídios especialmente para as concessionárias, no que se refere a atendimento de
reclamações dos consumidores, trato de distúrbios na QEE e atendimento de ocorrências,
cálculo de indicadores, entre outras providências.
O módulo, que objetiva estabelecer definições e procedimentos acerca do tema
qualidade de energia elétrica, deve ser observado por consumidores de qualquer nível de
tensão, produtores de energia, concessionárias e pelo Operador Nacional do Sistema (ONS).
Para o sistema de transmissão, o Módulo 2 dos Procedimentos de Rede tratam acerca da QEE.
Para se definir a qualidade do produto, o texto propõe a avaliação de sete parâmetros,
os quais abrangem a avaliação da rede nos regimes permanente e transitório. São eles:
· Tensão em regime permanente;
· Fator de potência de deslocamento;
· Harmônicos;
· Desequilíbrio de tensão;
· Flutuação de tensão;
· Variações de tensão de curta duração;
· Variação de frequência.
A seguir, são descritos os parâmetros listados que se aplicam à análise desenvolvida
no presente trabalho.
30
3.2.1 – Tensão em Regime Permanente
O objetivo principal deste parâmetro é verificar a conformidade da tensão elétrica, isto
é, comparar o valor de tensão medido aos critérios pré-definidos. Para isto, a norma estabelece
a existência de três faixas de tensão para a qualificação desta grandeza elétrica, denominados
adequada, precária e crítica, conforme ilustra a Figura 3.3.
Figura 3.3 – Faixas de tensão em relação à tensão de referência na baixa tensão.
Fonte: autor.
Desta forma, conhecidas as tensões medidas, é possível definir se determinado valor
de amostra é classificado como uma tensão adequada, precária ou crítica, tomando como base
a tensão de referência que, por definição, é a tensão nominal ou contratada. A quantificação
que classifica a tensão medida é, portanto, feita a partir do afastamento da tensão medida da
tensão de referência.
A norma estabelece ainda que o conjunto de leituras para gerar os indicadores
individuais deverá compreender o registro de 1.008 (mil e oito) leituras válidas obtidas em
intervalos consecutivos, ou seja, períodos de integralização, de 10 minutos. Para isto, é
necessário que o equipamento permaneça conectado ao ponto de monitoramento por pelo
menos sete dias consecutivos.
Caso haja interrupções no fornecimento neste período, recomenda-se estender a
permanência da conexão de modo que haja amostras pós-falta suficientes para que se obtenha
o número mínimo exigido. Esta recomendação é feita uma vez que, conforme estabelecido na
norma, as amostras do período de interrupção serão expurgadas e deverão ser substituídas
pelas amostras válidas imediatamente subsequentes.
Para os objetivos deste trabalho, a tabela de referência a ser utilizada é definida no
Anexo I do módulo 8 do PRODIST, reproduzida na Tabela 3.1.
TENSÃO DE REFERÊNCIA
TENSÃO CRÍTICA
TENSÃO CRÍTICA
TENSÃO PRECÁRIA
TENSÃO PRECÁRIA
TENSÃO ADEQUADA
TENSÃO ADEQUADA
403V 348V 396V 327V
31
Tabela 3.1 – Pontos de conexão em tensão nominal igualou inferior a 1 kV (380/220 V . Tensão de Atendimento (TA) Faixa de variação da tensão de leitura TL (volts)
Adequada
Precária
Crítica Fonte: ANEEL (2012a).
A partir das amostras, podem ser calculados os indicadores que quantificam as
medições que violaram os limites estabelecidos na Figura 3.3. Os indicadores são: Índice de
Duração Relativa da Transgressão para Tensão Precária (DRP) e Índice de Duração Relativa
da Transgressão para Tensão Crítica (DRC), calculados, respectivamente, segundo as
Equações 3.1 e 3.2.
em que representa quantidade de leituras de tensão situadas na faixa precária e a
quantidade de leituras de tensão situadas na faixa crítica.
Os valores de referência para este indicador são:
· , em que é a Duração Relativa da Transgressão Máxima de
Tensão Precária;
· , em que é a Duração Relativa da Transgressão Máxima de
Tensão Crítica.
3.2.2 – Fator de Potência de Deslocamento4
A norma estabelece que o fator de potência de deslocamento, ou, resumidamente, fator
de potência, deverá ser calculado a partir dos valores das potências ativa ( ) e reativa ( )
4 Neste trabalho, o fator de potência de deslocamento será denominado apenas de fator de potência.
32
medidos, conforme a Equação 3.3, que é equivalente ao cosseno do ângulo de defasagem, ,
definido entre a tensão e a corrente de frequências fundamentais.
Para uma rede com tensão nominal inferior a 230 kV, os valores de referência devem
estar situados entre 0,92 e 1,00 indutivo no período de 6h30min a 0h30min ou 1,00 e 0,92
capacitivo no período complementar ao anteriormente citado.
O controle do fator de potência deve ser uma prática permanente na rede elétrica
monitorada (WEG, 2009), uma vez que a violação dos valores estabelecidos em norma obriga
o consumidor a pagar multa à concessionária de energia pela circulação de potência reativa
excedente na rede.
Normalmente a compensação é feita por meio de bancos de capacitores automatizados,
que operam injetando potência reativa capacitiva na rede elétrica consumidora em horários
pré-programados, a fim de manter o valor do fator de potência dentro do intervalo permitido.
Para a maioria dos sistemas elétricos, nos quais há circulação de correntes harmônicas
e a distorção harmônica da tensão é desprezível, o fator de potência deve incluir o efeito da
presença destes sinais de frequência múltipla da fundamental, conforme a Equação 3.4
(MARTINS et al., 2012).
Na Equação 3.4, é a taxa de distorção harmônica total de corrente do circuito,
calculado conforme a Equação 3.5, em que é o valor eficaz da corrente de ordem , é
a maior ordem harmônica e é o valor eficaz da corrente fundamental, portanto de ordem 1.
Conclui-se assim que a presença de harmônicos diminui a eficiência da instalação,
tornando maior a relação entre a potência fornecida e a potência efetivamente usada. Neste
33
caso, quando se inclui o efeito da presença de harmônicos na rede, o fator de potência é
denominado fator de potência real. No Apêndice A, estão disponibilizados os perfis da
redução do fator de potência da instalação devido à presença de correntes harmônicas na rede,
ou seja, a diferença percentual entre o FP de deslocamento e o FP real.
Normalmente, a redução do fator de potência é causada pela operação de cargas
lineares indutivas, como transformadores, e não lineares, como computadores e retificadores
industriais. Desta forma, não apenas o aumento da defasagem angular entre tensão e corrente
diminui o fator de potência, mas também a presença de correntes harmônicas na rede
(MARTINS et al., 2012).
A elevação dos níveis de fator de potência é importante para a instalação elétrica,
dentre outras razões, por motivos técnicos e econômicos, além de atestar o funcionamento
eficiente da rede (COPEL, 2012). Por um lado, contribui para a adequação do fator de
potência às normas vigentes, a redução do aquecimento de equipamentos e elevação de sua
vida útil, e a redução de multas pagas à concessionária. Por outro, reduz custos operacionais,
perdas de energia e queda de tensão no sistema elétrico.
Em geral, esta elevação do fator de potência pode ser alcançada através da redução da
corrente reativa demandada pelas cargas ou do suprimento de corrente reativa ao sistema de
potência através de equipamentos corretivos de fator de potência (SANKARAN, 2001).
Para baixos fatores de potência originados de cargas lineares, normalmente a
compensação de reativos é feita com a instalação de bancos de capacitores próximos às
cargas. Se a instalação apresenta níveis elevados de harmônicos, a correção pode ser feita
utilizando filtros ou conversores com alto fator de potência.
O cálculo de banco de capacitores para compensação de reativos deve ser feito para o
período de 6h30min a 0h30min, através da injeção de potência reativa capacitiva. Este horário
é definido tomando como base a cobrança, feita pela concessionária local, de excedentes de
reativos indutivos na rede neste intervalo.
Para o cálculo da potência nominal do banco de capacitores, considere-se o triângulo
de potências apresentado na Figura 3.4. Nesta figura , podem ser observados os vetores antes
da compensação, de potências ativa , reativa e aparente . Neste caso, o fator de
potência é dado por .
5 Os índices “nc” e “c” significam, respectivamente, as grandezas não compensadas (antes da instalação do banco de capacitores) e compensadas (após a instalação do banco).
34
Figura 3.4 – Triângulo de potências para cálculo do banco de capacitores.
Fonte: autor.
A injeção de potência reativa capacitiva na rede pelo banco de capacitores é
representada pelo vetor . Da figura, observa-se que o sentido deste vetor é inverso ao
sentido de . Desta forma, quando da operação do banco de capacitores, o módulo de é
subtraído da quantidade equivalente ao módulo de , resultando no vetor , que passará a
ser a potência reativa indutiva presente na rede.
Como é menor que , o ângulo é menor que e, portanto, o fator de
potência desejado , dado por , será maior. Após a compensação, o triângulo de
potências será formado por , , e .
Da Figura 3.4,
Também da Figura 3.4,
Como , então, da Equação 3.7,
35
Isolando na Equação 3.8, obtém-se
Assim, aplicando a Equação 3.9 à Equação 3.6, obtém-se
A Equação 3.10 pode ser utilizada para o dimensionamento do banco de capacitores
necessário para a elevação do fator de potência ao valor desejado, , considerando um
intervalo de medição do fator de potência de uma hora (WEG, 2009). Na equação, são
conhecidas as variáveis (potência reativa antes da compensação) e (potência ativa), que
foram medidas, além de , que é o fator de potência que se deseja obter. Neste trabalho, a
Equação 3.10 foi utilizada para o dimensionamento do banco de capacitores necessário para
elevação do fator de potência dos transformadores monitorados.
3.2.3 – Harmônicos
O PRODIST estabelece parâmetros para a distorção harmônica individual de tensão
(DIT) e para a distorção harmônica total de tensão (DTT). O texto, entretanto, não contempla
a análise de distorção harmônica de correntes nem estipula valores de referência para esta
grandeza.
Embora o equipamento utilizado para as medições deste trabalho possa medir a
distorção harmônica total de tensão e corrente e as distorções harmônicas individuais, a
configuração foi feita de modo a registrar somente a distorção harmônica total de tensão e
corrente.
O cálculo da distorção harmônica total deve ser feito utilizando-se o espectro
harmônico que considere desde a componente fundamental até pelo menos a componente
harmônica de 25ª ordem (ANEEL, 2012a). Conforme informado pelo fabricante do
equipamento, o cálculo das distorções harmônicas é feito considerando-se até à componente
harmônica de 31ª ordem, atendendo, portanto, à exigência normativa.
A Tabela 3.2 apresenta os valores de referência para a distorção harmônica total de
tensão. Neste trabalho, o valor de interesse é que a distorção harmônica total de tensão seja
36
menor que 10%, uma vez que as medições foram realizadas no lado de baixa tensão dos
transformadores 13,8 kV / 380 V do CT da UFC.
Tabela 3.2 – Valores de referência para a Distorção Harmônica Total de Tensão.
Tensão Nominal do Barramento
Distorção Harmônica Total de Tensão (%)
10 8 6 3
Fonte: ANEEL (2012a).
Da tabela, observa-se ainda que a DTT de referência é inversamente proporcional à
tensão nominal do barramento. Desta forma, quanto maior a tensão nominal da rede em
análise, menor é a DTT normativamente permitida.
Caso sejam disponíveis as taxas de distorção harmônica individuais de tensão da rede,
é possível calcular a DTT conforme a Equação 2.4.
3.2.4 – Desequilíbrio de Tensão
Definido como alterações dos padrões trifásicos do sistema de distribuição, este
indicador pode ser medido utilizando-se as tensões de linha medidas e a Equação 2.2. O valor
de referência é estabelecido como menor ou igual a 2% em barramentos de distribuição, com
exceção da baixa tensão (ANEEL, 2012a).
3.2.5 - Variações de Frequência
No Módulo 8 do PRODIST são definidos os valores de referência para a frequência
elétrica de operação do sistema. De acordo com o documento (ANEEL, 2012a),
“o sistema de distribuição e as instalações de geração conectadas ao
mesmo devem, em condições normais de operação e em regime
permanente, operar dentro dos limites de frequência situados entre
59,9 Hz e 60,1 Hz.”
37
3.3 – IEEE 519-1992
A norma IEEE 519-1992 (IEEE, 1992), uma revisão da norma IEEE 519-1981, é
amplamente utilizada como parâmetro regulatório ao redor do mundo. Embora a aplicação
desta norma não seja obrigatória no Brasil, sua utilização no estudo e controle dos harmônicos
na rede é frequente.
A filosofia da norma IEEE 519-1992 no estabelecimento de limites para os
harmônicos está baseada em:
· Limitar a injeção de harmônicos de corrente para consumidores individuais de modo
que não causem níveis de distorção de tensão inaceitáveis segundo a demanda do
consumidor;
· Limitar a distorção harmônica total da tensão do sistema suprido pela concessionária.
A norma recomenda que o controle da injeção de harmônicos na rede seja feito de
acordo com a demanda de cada consumidor. Com a limitação da injeção de correntes,
objetiva-se limitar a maior frequência individual de tensão harmônica para 3% da frequência
fundamental e a taxa de distorção harmônica total de tensão para 5%. Verifica-se que estes
valores de referência são significativamente mais restritos que aquele estabelecido pela
ANEEL, a saber, 10% para a taxa de distorção harmônica total de tensão para níveis de tensão
igual ou menor que 1 kV.
A norma também estabelece os limites de correntes harmônicas na rede com base na
carga consumidora em relação ao sistema elétrico ao qual a carga está conectada. Para esta
análise, é definida a razão , que é a corrente de curto-circuito disponível no ponto de
conexão comum (PCC) dividida pela corrente de carga fundamental máxima, calculada como
a corrente média da demanda máxima do último ano.
A Tabela 3.3 apresenta os valores de referência para a razão em função da
ordem da harmônica e da taxa de distorção harmônica total de corrente. Da tabela, conclui-se
que, quanto menor o tamanho da carga em relação ao sistema elétrico, maior a injeção
permitida de harmônicos deste consumidor, bem como que, quanto mais “fraca” é a rede,
maiores são as restrições de harmônicos circulantes.
38
Tabela 3.3 – Limites de distorção de corrente para sistemas de distribuição (120V a 69.000V).
Máxima Distorção Harmônica de Corrente em Percentual de Ordem de Harmônica Individual (Harmônicas Pares)
DHT 4.0 2.0 1.5 0.6 0.3 5.0
7.0 3.5 2.5 1.0 0.5 8.0 10.0 4.5 4.0 1.5 0.7 12.0
12.0 5.5 5.0 2.0 1.0 15.0 15.0 7.0 6.0 2.5 1.4 20.0
Fonte: IEEE (1992).
Para tensões, a Tabela 3.4 estipula os limites recomendados de distorção harmônica de
tensão total e individual, de cada múltiplo inteiro da frequência fundamental. Observa-se que
as limitações são mais restritivas à medida que a tensão nominal aumenta.
Tabela 3.4 – Limites de distorção de tensão.
Tensão da Barra no PCC Distorção Individual
de Tensão Distorção Harmônica Total
de Tensão (DHT)
3.0 5.0 1.5 2.5
1.0 1.5
Fonte: IEEE (1992).
3.4 – IEEE 1459-2010
A norma IEEE 1459-2010 é uma revisão da norma 1459-2000, e tem como tema
principal a revisão das definições, métodos de cálculo e nomenclaturas das grandezas
elétricas, notadamente as potências, em sistemas monofásicos ou trifásicos sinusoidais, não
sinusoidais, balanceados ou desbalanceados, e a proposição de novas nomenclaturas e
mecanismos de cálculo destas grandezas e do fluxo de energia elétrica nestes sistemas.
A definição clássica dos três tipos básicos de potência, isto é, ativa, reativa e aparente,
foi adequada para a realidade de uma rede elétrica de pelo menos cinco décadas atrás, em que
os perfis de tensão e corrente eram muito próximos de uma onda senoidal pura. Conforme
citado no Capítulo 2 deste trabalho, naquele contexto, dadas as características da rede elétrica
e dos equipamentos conectados a ela, havia interferência mínima entre estes dois elementos.
Desta forma, as reformulações apresentadas na norma se justificam pelo fato de que
diversas mudanças ocorreram nos últimos cinquenta anos na estrutura e no funcionamento das
redes elétricas. Entre elas, podem ser citadas:
39
· O aumento da interferência sobre a rede de dispositivos eletrônicos, os quais se
comportam como cargas não lineares responsáveis pela injeção de correntes e/ou
tensões harmônicas na rede;
· A evolução tecnológica e do grau de confiabilidade das instrumentações de medição,
às quais foram agregadas funções de análise de sinais e grandezas elétricas em
condições de operação adversas, isto é, com considerável presença de harmônicos e
interharmônicos;
· A necessidade de adequação da operação da rede às exigências normativas recentes,
especialmente no que diz respeito ao gerenciamento da circulação de harmônicos no
sistema.
Neste contexto, a norma IEEE 1459-2010 estabelece novas definições de diversos
tipos de potências para a avaliação de sistemas elétricos em que se verifiquem tensões e
correntes não sinusoidais, bem como desbalanceamento das cargas ou assimetria das tensões
que as alimentam. Entretanto, considerando que a abordagem clássica é ainda amplamente
dominante na descrição das potências elétricas de um sistema, este trabalho utilizou as
definições clássicas para o tratamento das potências do sistema.
A norma apresenta as definições matemáticas de cada uma das potências circulantes
em sistemas com as seguintes características: monofásico sinusoidal, monofásico não
sinusoidal, trifásico sinusoidal balanceado, trifásico sinusoidal desbalanceado e trifásico não
sinusoidal desbalanceado, cabendo consulta à norma em estudo para as formulações que
quantificam as grandezas apresentadas.
A transição gradual da avaliação clássica para as novas proposições apresentadas nesta
norma contribuirão para a descrição mais precisa das potências circulantes na rede atual
através da inclusão efeito do desbalanceamento e das distorções harmônicas.
3.5 – Conclusão
Este capítulo teve por finalidade comparar normas internacionais aos requisitos
estabelecidos pela ANEEL, por meio do PRODIST, além de descrever alguns dos principais
documentos normativos que regulamentam a qualidade da energia elétrica, apresentando a
abordagem geral de cada um, os indicadores mínimos e os valores de referência de cada
parâmetro analisado a ser observado pelas concessionárias e pelos consumidores finais.
40
Do estudo apresentado, conclui-se que, para a concretização de um plano de
monitoramento e diagnóstico, os documentos regulatórios são essenciais, visto que
estabelecem uma base comum de referência para se definir o grau de violação dos parâmetros
estabelecidos.
No Brasil, o PRODIST oferece a base legal para o estudo do tema, ainda que não
contemple todos os aspectos importantes para a análise da QEE, como, por exemplo, o
estabelecimento de valores de referência para as distorções harmônicas individual e total de
corrente e as interharmônicas. Para as primeiras, a utilização da norma IEEE 519-1992 pode
servir como complementação à norma brasileira.
Obviamente, os documentos normativos devem ser atualizados com relativa
frequência em virtude da evolução constante das redes elétricas, dos dispositivos conectados e
processos correlatos. Portanto, verificar a adequação dos normativos vigentes à realidade
presente da rede é essencial para que os requisitos mínimos exigidos pelos consumidores
finais, principais afetados pela QEE degradada, sejam alcançados.
41
CAPÍTULO 4
DESCRIÇÃO DA REDE ELÉTRICA DO CT-UFC E METODOLOGIA DE CONSTRUÇÃO DO DIAGNÓSTICO DE QEE
4.1 – Introdução
O Campus do Pici da UFC ocupa uma área de aproximadamente 212 ha (UFC, 2012)
em Fortaleza, capital do Estado do Ceará, onde estão instalados diversos cursos e serviços
oferecidos pela Universidade, nas áreas das Ciências Naturais e Exatas, Engenharias, Instituto
de Cultura e Arte e Instituto de Educação Física e Esportes, além de laboratórios, unidades
administrativas, bibliotecas, pró-reitorias, restaurante universitário, residência universitária e
bancos.
É o maior campus da UFC, tanto em área geográfica quanto em quantidade de cursos
ofertados. A Figura 4.1 apresenta a vista aérea do campus com suas delimitações
aproximadas, indicadas pelas linhas brancas.
Figura 4.1 – Vista superior do Campus do Pici.
Fonte: GOOGLE MAPS(2012).
Atualmente, a rede elétrica de distribuição que supre o campus tem aproximadamente
6 km de extensão (MOURA, 2010) em topologia radial e opera com tensão nominal de 13,8
kV, com carga instalada de aproximadamente 10.312,5 kVA, demanda contratada de 3.700
kW e demanda atual de 3.500 kW.
42
O alimentador em média tensão que supre o campus universitário é oriundo de uma
subestação 69 kV – 13,8 kV da concessionária local, dotada de oito saídas de alimentadores,
dos quais um é dedicado ao suprimento de energia elétrica do Campus do Pici, que inclui um
prédio da Empresa Brasileira de Pesquisa Agropecuária (Embrapa), localizado no campus.
A localização geográfica do ponto de conexão do alimentador que supre o campus é
denotada pelo círculo vermelho da Figura 4.1. Nesta figura, também são apresentados os
principais ramos da rede, identificados pelas linhas amarelas.
A Figura 4.2 apresenta o diagrama unifilar atual da rede, em que constam o ramal de
entrada da concessionária, com disjuntor geral eletromecânico e relé digital de proteção e
barramento principal em 13,8 kV, além de oito chaves seccionadoras manuais que atuam na
proteção da rede. Além das chaves seccionadoras, chaves fusíveis atuam ao longo da rede na
proteção do tronco principal, dos ramais de derivação e dos transformadores. A rede possui
recursos de manobra manual através das chaves seccionadoras normalmente abertas (NA)
(BARROS, 2010).
Figura 4.2 – Diagrama unifilar atual da rede elétrica do Campus do Pici.
Fonte: LOPES (2011).
Da Figura 4.2, observa-se que a rede é suscetível a baixos níveis de disponibilidade e
confiabilidade, uma vez que faltas temporárias e permanentes no alimentador principal podem
interromper o suprimento de todo o sistema, visto que o relé associado ao disjuntor geral não
tem função religadora, sendo a rede desprovida de recursos de automação.
Por estas razões, além da recente expansão patrimonial, com a construção de novos
prédios de salas de aulas e laboratórios, bem como a aquisição de novos equipamentos, os
problemas de fornecimento de energia elétrica no campus têm provocado a busca de soluções
para elevar o nível de desempenho da rede (UFC, 2011).
43
Neste sentido, diversos trabalhos acadêmicos produzidos no Departamento de
Engenharia Elétrica da UFC têm proposto a modernização da rede elétrica do campus. As
proposições se concentram principalmente em três temas básicos:
a) Instalação de uma subestação 69 kV–13,8 kV: a subestação tem previsão de ser
construída próxima onde atualmente se localiza o ponto de conexão da rede da
concessionária com a rede do campus (VALE, 2011). Destacam-se pelo menos
duas vantagens na implantação da subestação:
o Atender a regulamentação definida pela ANEEL, estabelecida no Módulo 3 do
PRODIST (ANEEL, 2012c), em que se estipula que consumidores com MUSD
superior a 2.500 kW devem ser atendidos em alta tensão, isto é, maior ou igual
a 69 kV. Como referido acima, o MUSD atual do campus é de 3.500 kW;
o O campus passará a ser atendido pela concessionária em tensão de 69 kV e,
portanto, será enquadrado na modalidade de tarifa horo-sazonal azul, reduzindo
os custos comparativamente ao enquadramento atual (tarifa horo-sazonal
verde). O comparativo apresentado em BARROS (2010) demonstrou que a
mudança tarifária pode gerar economia mensal da ordem de 5,7%;
b) Suprimento da rede através de três alimentadores de saída da subestação,
considerando que:
o A confiabilidade do ponto de conexão da rede do campus com a rede da
concessionária será consideravelmente aumentada;
o O estudo de fluxo de carga da rede realizado no software EasyPower®, em que
foi comparado o nível de carregamento dos condutores para a demanda
máxima da subestação, demonstrou que a instalação de somente dois
alimentadores provocaria a necessidade de recondutoramento em trechos da
rede, o que não ocorreu nas simulações com três alimentadores (LOPES,
2011);
44
c) Avaliação da disposição ideal de religadores e chaves seccionalizadoras e
proposição da topologia ótima da rede com um sistema de reposição automático
com o objetivo de aumentar a confiabilidade, disponibilidade, continuidade e
qualidade do fornecimento de energia elétrica através da:
o Instalação de relés de proteção microprocessados integrados ao SCADA da
subestação;
o Supervisão e controle em tempo real do sistema;
o Desenvolvimento de um Sistema de Reposição Automático (SRA).
A subestação proposta apresenta:
o Um vão de entrada de linha 72,5 kV com um disjuntor 72,5 kV com recursos
operacionais para by-pass (chaves secionadoras), três transformadores de
corrente, um relé de sobrecorrente multifunção composto das funções de
sobrecorrente instantânea e temporizada de fase (50/51) e de neutro (50N/51N)
integrado ao sistema de automação da subestação;
o Um barramento simples na alta tensão 72,5 kV;
o Um vão de transformação com transformador 5/6,25 MVA com
transformadores de corrente em cada bucha, funções de proteção intrínsecas
(medidor de temperatura do óleo (26), do enrolamento (49) e nível do óleo) e
um relé diferencial (87), numérico, multifunção para proteção externa com as
funções de proteção 87, 51G, 50/51, 50N/51N;
o Barramento média tensão em 15 kV, conectado a três vãos de saída de
alimentadores de média tensão 15 kV para alimentação da rede de distribuição
do Campus do Pici, cada vão com um religador de 15 kV e relé de
sobrecorrente com funções 50/51, 50N/51N, 51NS e 79 e um transformador de
serviços auxiliares.
A topologia da rede após a implantação das proposições deverá apresentar a
configuração como ilustrado no diagrama unifilar da Figura 4.3.
No presente capítulo, serão apresentadas as propostas de modernização da rede elétrica
do Pici e o diagnóstico da rede, quanto à qualidade de energia, a partir do plano de medição
realizado descrito nos capítulos anteriores.
45
Figura 4.3 – Diagrama unifilar da rede elétrica do Campus do Pici após implantação das proposições de modernização da rede.
Fonte: LOPES (2011).
4.2 – Propostas de modernização da rede elétrica do Campus do Pici
O estudo apresentado em VALE (2011) propõe a implantação de uma subestação
aérea abaixadora 69 kV /13,8 kV, 5/6,25 MVA no Campus do Pici com uma entrada de linha
em alta tensão e previsão de instalação de três alimentadores.
No trabalho são apresentadas a avaliação econômica da implantação do projeto,
especificações técnicas de equipamentos, além de considerações sobre o projeto
eletromecânico.
O trabalho desenvolvido em OLIVEIRA (2011) apresenta o projeto eletromecânico de
uma subestação semi-abrigada 69 kV – 13,8 kV para suprir a rede elétrica do Campus do Pici.
É também avaliada a implantação da subestação nos aspectos técnico e econômico,
comparativamente à proposta de instalação de uma subestação aérea apresentada em VALE
(2011), com a implantação de um barramento em cubículos de manobra blindados, tipo
switchgear, ao invés de um barramento aéreo de 13,8 kV.
O trabalho apresenta como vantagens técnicas da abordagem utilizada: i) o aumento da
confiabilidade e disponibilidade do barramento; ii) a elevação do nível de segurança do
pessoal encarregado pela manutenção da subestação; iii) o aumento da vida útil dos
equipamentos abrigados; e iv) menores custos de manutenção e operação.
No que se refere à análise econômica, a avaliação apresentada estimou aumento de
12% no valor do projeto da subestação com a inclusão do switchgear. Foram também
46
analisados os índices econômicos Valor Presente Líquido (VLP), Taxa Interna de Retorno
(TIR) e Taxa Mínima de Atratividade (TMA).
Da análise, concluiu-se que, a despeito do aumento orçamentário em 12% se
comparado à instalação de um barramento aéreo, a implantação do switchgear é
economicamente justificada.
Em BARROS (2010), o estudo apresentado descreve o projeto do esquema de
proteção para a subestação do campus, ajustes de funções de proteção, resultados de
simulações da rede elétrica no software EasyPower® e a proposição da instalação de um grupo
de geradores de 3 MW, distribuídos em seis geradores de 500 kVA para suprimento de cargas
em horário de ponta, que podem gerar economia mensal da ordem de 28,8%.
Conforme previsão apresentada no estudo, o tempo de retorno do investimento da
subestação, ainda que com a mudança da modalidade tarifária, é bastante considerável e
totaliza aproximadamente 332 meses. Entretanto, a atuação do grupo de geradores em horário
de ponta associada à redução tarifária resultaria em tempo de retorno do investimento de
aproximadamente 36 meses.
Em LOPES (2011) o autor apresenta estudos de fluxo de carga, esquemas de proteções
e uma nova topologia para a rede elétrica do campus para implementação de um sistema de
reposição automática.
São apresentadas especificações de equipamentos, ajustes de proteções, comparativos
de topologias por meio de fluxos de carga e resultados de simulações realizadas no
EasyPower®. O remodelamento da rede inclui: inclusão da subestação 69 kV – 13,8 kV,
conexão da subestação à rede através de três alimentadores e instalação de religadores ao
invés de chaves seccionadoras ao longo da rede.
O estudo apresenta inicialmente a avaliação do fluxo de carga da rede com sua
configuração atual para três níveis de demanda: atual (3,7 MW), e futuros (6,0 MW e 7,1
MW), em que o último cenário simula a subestação a ser construída injetando na rede sua
máxima potência. Neste caso, a avaliação do carregamento dos condutores indicou
necessidade de recondutoramento do tronco principal da rede.
São apresentados ainda os fluxos de carga para a rede após a implantação da
subestação. Nesta abordagem, dois cenários foram analisados. No primeiro, a rede sendo
alimentada a partir de duas saídas de alimentadores; no segundo, a partir de três saídas de
alimentadores.
47
Em ambos os cenários, os fluxos de carga foram repetidos para faltas em cada um dos
trechos da rede para, após a reconfiguração da rede, ser feita a avaliação do nível de
carregamento dos demais trechos sem defeito.
Para o cenário com duas saídas de alimentadores, a rede foi dividida em sete trechos a
partir do posicionamento ideal dos religadores. Neste caso, se a falta ocorrer em dois dos
trechos, haverá sobrecarga de condutores. Para três saídas de alimentadores, a rede também
foi dividida em sete trechos. Neste cenário, não houve necessidade de recondutoramento
qualquer que seja a localização da falta.
Considerando o aumento da confiabilidade da rede pela instalação de um alimentador
a mais, bem como a não necessidade de recondutoramento, o trabalho conclui que a topologia
com três saídas de alimentadores é técnica e economicamente mais viável.
4.3 – Coleta, Análise e Interpretação de Dados
Conforme descrito nos Capítulos 1 e 2, um dos objetivos principais deste trabalho é
apresentar um diagnóstico da rede elétrica do Centro de Tecnologia da Universidade Federal
do Ceará, no que diz respeito à qualidade de energia elétrica, através do monitoramento dos
transformadores de distribuição que a compõem. Este diagnóstico deve apresentar:
· A descrição de cada unidade monitorada, informando sua denominação, localização,
unidades supridas, potência e tensão nominais, entre outras informações;
· Os perfis das grandezas elétricas medidas, em forma de gráficos, que possam oferecer
uma análise visual do comportamento das grandezas;
· O cálculo de indicadores de QEE, observadas as normas vigentes sobre o assunto;
· Uma visão geral do desempenho de cada ponto avaliado e a proposição de ações para
a elevação dos níveis de QEE do CT.
Para a construção deste diagnóstico, foi necessário definir um plano de medição na
rede elétrica do CT a partir dos conceitos descritos no Capítulo 1. Resumidamente, o plano foi
estabelecido a partir das seguintes considerações:
· Área a ser monitorada: rede elétrica de baixa tensão do CT-UFC suprida por dezesseis
transformadores;
48
· Equipamento utilizado: analisador de energia MARH 21®, modelo 993, nº de série
99300193, do fabricante RMS®;
· Forma de coleta de dados: instalação e retirada do analisador no secundário dos
transformadores com participação do pessoal do setor de manutenção do CT-UFC;
· Forma de análise de dados: descarga dos dados coletados em um computador através
de comunicação serial, construção dos gráficos das grandezas medidas e cálculo dos
indicadores de QEE utilizando o Excel®;
· Forma de interpretação de dados: análise visual dos perfis das grandezas elétricas para
uma avaliação geral de seus comportamentos ao longo do tempo de medição e
comparação dos indicadores calculados com os valores de referência da ANEEL e
IEEE para a quantificação dos níveis de QEE e eficiência energética.
Para o acompanhamento do plano, foi criado um arquivo de texto em que são descritas
todas as atividades realizadas pela equipe responsável. Para cada evento relacionado à
execução do plano, foi estipulada uma atividade numerada sequencialmente, em que consta a
descrição da atividade a ser realizada, o período previsto para a execução, os integrantes da
equipe participantes daquela atividade, os objetivos definidos e os que foram alcançados.
Este cronograma de execução pode ser aplicado ao acompanhamento preciso das
atividades e para consultas futuras, a fim de se conhecer quando e quais trabalhos foram
realizados, os integrantes envolvidos e os resultados obtidos. A Figura 4.4 apresenta um
trecho do cronograma, cujas informações estão resumidas na Tabela 4.1.
Figura 4.4 – Trecho do cronograma de execução das medições. Identificador ATV16
Descrição
Instalação do analisador no 8° ponto de medição
(transformador próximo ao bloco 725 – Depto. Eng.
Teleinformática)
Período 17/05/2011 -17/05/2011 (01 dia)
Estado Realizada em 17/05/2011
Equipe Tiago/Everaldo (eletricista)
Objetivos Instalar a caixa metálica com o analisador no oitavo
ponto de medição
Observações Realizada
Fonte: autor.
49
50
A Tabela 4.16 apresenta as informações gerais sobre os pontos de medição abrangidos pelo plano realizado. Na tabela, são informados:
· A denominação do transformador e sua potência nominal;
· As unidades supridas pelos respectivos pontos, identificadas pelo nº do(s) bloco(s)
alimentado(s);
· O período de medição realizado, que engloba todo o tempo de conexão do analisador
ao ponto, inclusive as medições que foram expurgadas;
· O período de medição utilizado, que representa o intervalo que compreende as 1.008
primeiras amostras válidas utilizadas para a elaboração do diagnóstico.
O CT está inserido no Campus do Pici e reúne cursos de Engenharia oferecidos pela
UFC, cujos limites geográficos estão delimitados pelo retângulo sobreposto à fotografia de
satélite apresentada na Figura 4.5. Na figura, é apresentada ainda a disposição dos dezesseis
transformadores que compõem a rede elétrica do CT-UFC. Através da ferramenta “régua” do
software Google Earth®, foi possível estimar área geográfica do CT em aproximadamente
72.000 m², ou 7,2 ha.
Figura 4.5 – Localização dos transformadores de distribuição do CT.
Fonte: GOOGLE MAPS(2012).
Registre-se que durante o levantamento realizado na presente pesquisa foram
identificados dois transformadores inativos, os quais suprirão prédios do CT ainda em fase de
6Dos dezesseis transformadores ativos da rede do CT, somente o terceiro, de 112,5 kVA e próximo ao bloco 705, não foi monitorado, visto que funciona esporadicamente a partir de demandas em horários específicos do bloco alimentado por este transformador. Por esta razão, ao longo deste trabalho o Transformador 3 será omitido.
51
acabamento e/ou construção. Embora não tenham sido monitorados, os dois pontos foram
incluídos no levantamento e estão identificados na Figura 4.5 como Trafo_17 e Trafo_18,
uma vez que em breve comporão a rede elétrica ativa do CT.
Para a realização das medições, foi utilizado um analisador de energia que tem como
principais funções o registro de tensões, correntes, potências, energia, harmônicas e
oscilografia de perturbações em sistemas elétricos de geração, consumo e distribuição, assim
como circuitos de alimentação de máquinas elétricas em geral (RMS, 2005a).
O MARH-21® 993 possui teclado integrado para a programação de modos de
operação, configuração de data e hora e outras funções. Possui conversores analógico-digitais
de 12 bits e memória de massa de 1 MB. A Figura 4.6 apresenta o modelo utilizado.
Figura 4.6 – MARH-21® 993.
Fonte: RMS (2005b).
Para o presente trabalho, o modo 0 de operação foi selecionado no analisador, em que
ocorre a medição e o registro de grandezas integralizadas. Segundo o manual do fabricante, as
tensões e correntes são medidas continuamente, e seus valores médios são calculados e
registrados na memória apenas nos intervalos de integração, o qual, para o plano de medição
realizado, foi definido em dez minutos.
A programação do equipamento pode ser feita diretamente no teclado integrado. Nesta
etapa, são definidos:
· O método de preenchimento da memória: foi escolhido o modo “fim tecla”, em que o
operador, após a instalação do equipamento no poste, pressiona a tecla P, dando início
ao registro, o qual é encerrado quando o analisador é desenergizado ou caso a
memória seja preenchida;
52
· O modo de operação: conforme dito anteriormente, foi selecionado o modo 0;
· As grandezas a serem registradas: foi selecionado o modo 32, em que são registradas
tensões de fase e linha, correntes, potências ativa, reativa e aparente, fator de potência,
distorção harmônica de tensão e corrente, e frequência;
· Definição de data, hora e intervalo de integralização de 10 minutos.
Após a configuração do equipamento, é feita sua instalação no ponto de interesse. As
tensões são medidas por meio de ponteiras de garras (comumente conhecidas como “jacaré”),
as quais são fixadas no ponto de conexão do secundário do transformador com o cabeamento
que conduz a corrente para o quadro geral de distribuição. As correntes, por sua vez, são
medias através de ponteiras que envolvem o condutor.
Todo o equipamento, composto por analisador e ponteiras, fica acondicionado em uma
caixa metálica de 35 cm x 35 cm x 40 cm, com um orifício de seis centímetros de diâmetro na
base, por onde passam os condutores das ponteiras. A Figura 4.7 apresenta o processo de
instalação do analisador em um ponto de medição.
Figura 4.7 – Instalação da caixa metálica com o analisador em um ponto de medição.
Fonte: autor.
Conforme descrito no Capítulo 3, para a construção do diagnóstico da rede são
necessárias 1.008 amostras válidas das grandezas monitoradas, com intervalo de
53
integralização 10 minutos, totalizando na permanência mínima do analisador conectado ao
transformador por sete dias consecutivos.
Entretanto, no plano de medição realizado neste trabalho, este prazo foi superior a sete
dias pelas seguintes razões principais:
· Interrupções: em todos os casos o período de medição foi de pelo menos oito dias
consecutivos a fim de evitar que, caso houvesse interrupção no sistema, a medição
realizada fosse descartada por insuficiência de amostras válidas;
· Condições climáticas: durante alguns meses, a época chuvosa atrasou o cronograma,
visto que o ar úmido era um fator de risco para o manuseio da caixa metálica nas
proximidades do transformador energizado;
· Calendário letivo: nos períodos não letivos, como férias e períodos de greve de
servidores da Universidade, as medições foram suspensas, uma vez que o
comportamento das cargas é diferenciado, o que não permitiria um diagnóstico preciso
da rede.
Após a retirada do analisador do ponto monitorado, os dados são transferidos para um
computador através da porta serial, no formato de planilha do Excel®. A quantidade total de
amostras coletadas em cada ponto foi variável, dependendo do período total de medição e da
duração de interrupções, caso tenham ocorrido.
Para padronizar a planilha de amostras para todos os pontos, foram preservadas apenas
as primeiras 1.008 amostras utilizáveis para cada grandeza elétrica, sendo expurgadas as
subsequentes, ainda que fossem válidas.
Para fins de consulta posterior, todas as medições coletadas foram preservadas em um
arquivo à parte. Desta forma, por exemplo, o arquivo com todas as medições do
Transformador 01 estão armazenadas no arquivo Transformador1_180311_280311.xls (o que
indica que a medição ocorreu entre os dias 18/03/2011 a 28/03/2011), enquanto que as 1.008
amostras de interesse, alocadas entre 18/03/2011 e 25/03/2011 e utilizadas para a construção
do diagnóstico, estão no arquivo Transformador1_180311_280311_FP.xls7.
A planilha em sua forma padrão possui 34 colunas e 1.008 linhas, totalizando 34.272
dados válidos. As três primeiras colunas contêm informações de hora, data e dia da semana,
7 Na denominação do arquivo, “FP” significa “forma padrão”, e denota o arquivo ajustado, após o expurgo das amostras inválidas e/ou não utilizadas.
54
respectivamente. A partir da quarta coluna, cada uma representa uma grandeza elétrica e em
cada linha está registrado o valor medido desta grandeza em determinado dia e hora.
As grandezas medidas são, para as três fases A, B e C: tensões de fase e de linha,
correntes de fase, potências ativa, reativa e aparente, fator de potência, distorções harmônicas
totais de tensão e corrente, frequência elétrica fundamental e frequências Hz+8 e Hz–9.
Devido à limitação de espaço, não é possível inserir no corpo deste texto um exemplo
completo de uma tabela padrão. Para fins de consulta, todos os dados coletados estão
disponíveis eletronicamente no Apêndice E10, em um CD anexo a este trabalho.
A Figura 4.8 exemplifica um trecho de uma planilha padrão em que constam, além das
colunas de hora, data e dia da semana, os valores medidos de tensões de linha. Da figura,
infere-se, por exemplo, que às 11h do dia 18/03/2011, sexta-feira, o valor da tensão da fase B
era 221,523 V.
Figura 4.8 – Trecho da forma padrão da planilha de medições.
Fonte: autor.
Após a padronização da planilha, o passo seguinte consiste na análise dos dados
medidos. Neste trabalho, foram utilizadas as ferramentas gráficas do Excel® para a construção
das curvas de todas as grandezas elétricas.
Para facilitar a análise comparativa, as grandezas afins foram agrupadas em um
mesmo gráfico, como, por exemplo, ilustra a Figura 4.9, em que são mostrados o perfil do
fator de potência das fases A, B e C, e o fator de potência total no intervalo de tempo
definido. Considerando esta agregação de perfis afins, as 34 curvas, que seriam obtidas se
8 Hz+ representa o maior valor de frequência registrado dentro do período de integração. 9 Hz– representa o menor valor de frequência registrado dentro do período de integração. 10 Devido à inviabilidade da impressão de todas as planilhas, os dados coletados ao longo do plano de medição estão disponibilizados somente na forma eletrônica, em um CD anexo ao trabalho.
55
construídas separadamente, podem ser condensadas em apenas dez. Desta forma, para cada
ponto medido haverá dez conjuntos de curvas agregadas.
Figura 4.9 – Exemplo de agregação de curvas de fator de potência por fase e fator de potência total.
Fonte: autor.
Como cada uma das 1.008 amostras são tomadas a cada dez minutos, o total de
amostras para uma determinada grandeza foi dividido em sete subgrupos de 144 amostras.
Assim, ao invés de construir um único gráfico com 1.008 pontos no eixo das ordenadas,
foram construídos sete gráficos com 144 pontos neste eixo que, se unidos, resultam no perfil
completo da grandeza monitorada ao longo dos sete dias.
Esta metodologia foi adotada por duas razões: i) para tornar a análise do perfil da
grandeza elétrica mais apurada, visto que o intervalo de tempo de cada gráfico é o equivalente
a 144 amostras, e não a 1.008, e ii) para facilitar a disposição dos gráficos na apresentação
deste trabalho.
Conclui-se portanto que para cada ponto foram construídas setenta curvas agregadas,
totalizando 1.050 curvas para os quinze pontos de interesse, as quais estão apresentadas no
Apêndice A11.
O processo de construção das curvas utilizando as ferramentas do Excel não é
automatizado, uma vez que é necessário fazer a seleção dos intervalos desejados (da grandeza
medida e do intervalo de tempo) e padronizar os eixos das ordenadas, para que o programa
apresente a curva desejada.
11Semelhantemente às planilhas de dados medidos, as curvas das grandezas elétricas medidas estão disponibilizadas somente em formato eletrônico, em um CD anexo a este trabalho, uma vez que, dado o grande número de páginas necessárias para conter todas as curvas, a impressão foi inviabilizada.
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
08
:20
:00
09
:40
:00
11
:00
:00
12
:20
:00
13
:40
:00
15
:00
:00
16
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:00
17
:40
:00
19
:00
:00
20
:20
:00
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23
:00
:00
00
:20
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01
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:00
03
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:00
04
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:00
05
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Fato
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Fase A Fase B Fase C FP total
56
Observe-se que, embora este seja um plano de medição de pequeno porte, a
quantidade de curvas construídas é significativa. Logo, um plano de medição de grande porte,
como, por exemplo, a avaliação em longo prazo de uma porção com várias dezenas de barras
da rede elétrica de uma concessionária, requer métodos mais eficientes de manipulação de
dados e construção de diagnósticos. O artigo disponibilizado no Apêndice F exemplifica a
aplicabilidade de um software para este fim.
O referido software, desenvolvido em Java, utiliza comunicação com banco de dados
MySQL para o gerenciamento de dados de medição e apresentação de gráficos e indicadores.
Entretanto, sua utilização no plano de medição realizado no presente trabalho não foi
consolidada em virtude de o software, ainda em desenvolvimento, dispor de funcionalidades
ainda limitadas, as quais não permitiriam as avaliações apresentadas no diagnóstico elaborado
com o uso do Excel®. Versões posteriores do software, já em desenvolvimento, contemplarão
novas funcionalidades que permitirão sua aplicabilidade na realização de futuros planos de
medição de qualidade de energia elétrica.
Ressalte-se ainda que o analisador de energia utilizado para coleta de medições possui
um software para visualização dos perfis das grandezas medidas, denominado Anawin. Este
software deve ser instalado no computador utilizado para o descarregamento dos dados
coletados para que a análise visual das medições possa ser realizada. Entretanto, dadas as suas
limitações para os propósitos do presente estudo, optou-se pela sua não utilização.
4.4 – Metodologia de Avaliação das Medições12
Após o monitoramento de todos os pontos de interesse da rede, as medições obtidas
foram avaliadas para a construção de um diagnóstico.
A análise apresentada a seguir é relativa a um transformador, e somente para um
intervalo equivalente a 144 amostras ou 24 horas, a fim de ilustrar para este ponto o perfil das
grandezas elétricas e a identificação de problemas de desempenho. Para cada grandeza
elétrica avaliada, foram selecionados intervalos de tempo distintos com vistas à escolha de
intervalos que facilitem a visualização da grandeza avaliada e a metodologia de análise
desenvolvida, como, por exemplo, intervalos com comportamentos atípicos ou com violação
de valores de referência.
12Nesta seção, definiu-se, para facilitar a análise, que o horário comercial compreende os dias úteis, das 8h às 18h.
57
O ponto de medição utilizado para exemplificar a metodologia de análise será o
Transformador 14, que alimenta o bloco 727 e cuja potência nominal é 75 kVA. Este
transformador foi selecionado em virtude das características de suas medições, as quais
permitirão apresentar mais didaticamente a metodologia desenvolvida. A Figura 4.10
apresenta a disposição do transformador na rede.
Figura 4.10 – Disposição do 14º ponto de medição.
Fonte: autor.
Para os demais pontos da rede avaliada, o procedimento de análise é idêntico e pode
ser feito a partir dos perfis das grandezas elétricas e dos dados medidos, os quais estão
disponibilizados, respectivamente, nos Apêndices A e E.
A coleta das medições deste ponto ocorreu entre os dias 07/10/2011 (sexta-feira) e
15/10/2011 (sábado). Houve expurgo das medições do período entre 8:20h e 18:20h de
08/10/2011 (sábado), em virtude de interrupção do fornecimento para manutenção
programada, de forma que as 1.008 amostras válidas da planilha padrão deste ponto estão
situadas entre 7:10h de 07/10/2011 (sexta-feira) e 17:10h de 14/10/2011 (sexta-feira),
conforme a tabela trafo14_071011_151011_FP.xls.
58
4.4.1 – Correntes de Fase
A Figura 4.11 ilustra os perfis das correntes de fase do transformador entre os dias
13/10/2011 (quinta-feira) e 14/10/2011 (sexta-feira). Da figura, observa-se o comportamento
horo-sazonal da grandeza e o evento pontual da queda do valor da corrente na fase C,
provocando desbalanceamento de correntes.
Verifica-se ainda que o comportamento da grandeza no intervalo considerado é típico
para instalações cuja demanda principal é verificada em horários comerciais, ocorrendo
demanda mínima no período noturno. A análise visual/qualitativa dos perfis indica a presença
de desequilíbrio entre as correntes de fases, embora o PRODIST não aborde o tema.
Figura 4.11 – Perfis das correntes de fase do Transformador 14.
Fonte: autor.
O conceito de desvio padrão pode ser aplicado a esta avaliação para quantificar o grau
de dispersão dos valores medidos em relação ao valor médio, conforme apresentado na Figura
4.12.
Para este intervalo de 24 h, o desvio padrão, σ, apresenta valores inferiores a 10 A em
aproximadamente 90% das amostras consideradas e o maior valor registrado ocorre quando
da redução acentuada no valor da corrente da fase C, visualizada na Figura 4.11, quando se
verifica o maior grau de desbalanceamento das correntes.
Entretanto, visto que não há definição normativa quanto ao valor máximo desejável do
desvio padrão, o valor apresentado pode ser utilizado apenas para complementar a análise
qualitativa dos dados.
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17
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Fase A Fase B Fase C
59
A Figura 4.12 apresenta ainda a avaliação de quão significativo é o desvio padrão em
relação à média das correntes (SHIMAKURA, 2012), através do coeficiente de variação13, ,
definido como a razão entre o desvio padrão e a média das amostras.
Figura 4.12 – Quantificação do desequilíbrio de correntes de fase do Transformador 14.
Fonte: autor.
Obviamente, esta avaliação é útil apenas para horários comerciais, uma vez que, para o
período de baixa demanda, os perfis de correntes e do desvio padrão são praticamente
coincidentes. Desta forma, avaliando o perfil do coeficiente de variação ao longo do período
de medição, é possível descrever o comportamento das correntes de fase no que se refere ao
desequilíbrio entre fases em horário comercial.
Em geral, consideram-se os seguintes valores de referência para o coeficiente de
variação (UFRRJ, 2012):
· Baixa dispersão:
· Média dispersão:
· Alta dispersão:
Assim, a partir da Figura 4.12, conclui-se que as correntes de fase no período
considerado apresentam períodos de baixa e média dispersões, com exceção do período entre
12h20min e 13h20min do dia 14/10/2011, quando a corrente da fase C diminui
consideravelmente, diminuindo o valor médio das correntes e aumentando o desvio padrão.
13
Deve-se atentar para a notação utilizada na representação do coeficiente de variação, . Neste caso, a notação difere de tensão elétrica pela utilização de um subscrito quando for feita referência a tensões (por exemplo, referindo-se à tensão na fase A). Quando não for utilizado subscrito, subentende-se que se trata do coeficiente de variação.
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60
Por consequência, o coeficiente de variação aumenta e o período é classificado como de alta
dispersão.
As correntes desequilibradas originam-se principalmente da demanda de cargas
desbalanceadas ou da conexão de cargas não trifásicas a fontes trifásicas. São exemplos de
cargas que favorecem o desequilíbrio de correntes: máquinas de solda, condicionadores de ar,
chuveiros elétricos, fornos elétricos, entre outros (FERNANDES JÚNIOR, 2003).
Considere-se, por exemplo, o bloco 727, suprido pelo Transformador 14. O circuito
trifásico que sai do transformador é direcionado a todos os ambientes do bloco, nos quais
estão cargas trifásicas e monofásicas.
Caso a conexão aos circuitos de alimentação seja criticamente desordenada, ou uma
máquina monofásica de potência elevada seja conectada ao circuito, algumas fases serão mais
demandadas que outras, gerando o desbalanceamento de correntes que, por sua vez, pode
provocar o desbalanceamento de tensões.
Desta forma, o desequilíbrio de correntes, e, por consequência, de tensões, pode ser
amenizado com a realocação de cargas da unidade suprida com o objetivo de distribuir mais
uniformemente as cargas entre as fases.
Alguns efeitos do desequilíbrio de correntes são, dentre outros, sobreaquecimento de
geradores e mau funcionamento de motores de indução e de conversores estáticos. Em
(FERNANDES JÚNIOR, 2003), o autor considera que os desequilíbrios de correntes são
consideráveis se houver diferenças de corrente maiores que 10% da média das correntes das
três fases, isto é, se .
As curvas de desvio padrão e coeficiente de variação para os demais pontos
monitorados estão disponibilizadas no Apêndice C.
4.4.2 – Taxas de Distorção Harmônica Total das Correntes e das Tensões
Na Figura 4.13, observa-se o comportamento das taxas de distorção harmônica total
das correntes por fase, denominadas respectivamente , e , entre 08/10/2011
(sábado) e 09/10/2011 (domingo).
Considerando-se os valores de referência do IEEE apresentados na Tabela 3.3, o valor
máximo permitido para este parâmetro, a saber, 5%, foi consideravelmente violado em todo o
intervalo de tempo apresentado na figura, conforme ilustrado na Figura 4.14. Para a fase C,
por exemplo, entre 18h40min de sábado e 12h de domingo, o valor da grandeza foi 80 vezes
superior ao permitido, embora, conforme apresentado na curva de correntes de fase do
61
Apêndice A deste transformador para o intervalo em estudo, o perfil de corrente seja
praticamente nulo.
Para consultas posteriores, as curvas que ilustram a razão entre a taxa de distorção
harmônica total das correntes de fase dos demais pontos e o valor de referência de 5% estão
apresentadas no Apêndice C.
Figura 4.13 – Perfis das taxas de distorção harmônica total das correntes de fase do Transformador 14.
Fonte: autor.
Figura 4.14 – Razão entre a taxa de distorção harmônica total das correntes de fase do Transformador 14 e o valor de referência de 5%.
Fonte: autor.
Embora o valor de referência estabelecido pelo IEEE não seja oficialmente adotado no
Brasil e, conforme citado no Capítulo 3, a ANEEL não trate sobre o assunto, conclui-se que,
para este ponto, medidas rígidas de controle de distorção harmônica de corrente devem ser
adotadas. Para este mesmo intervalo, ainda que a distorção harmônica de corrente tenha
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Fase A (vezes 5%) Fase B (vezes 5%)
Fase C (vezes 5%)
62
apresentado valores críticos, a distorção harmônica de tensão apresentou comportamento
normativamente adequado, conforme apresentado no Apêndice A.
Os perfis das taxas de distorção harmônica total das tensões de fase do transformador
em análise, denominadas respectivamente , e , estão apresentados na Figura
4.15, referente ao intervalo de 13/10/2011 (quinta-feira) a 14/10/2011 (sexta-feira).
Figura 4.15 – Perfis das taxas de distorção harmônica total das tensões do Transformador 14.
Fonte: autor.
Para o intervalo considerado na figura, e tomando os valores de referência definidos na
Tabela 3.2, conclui-se que este parâmetro atende às exigências normativas que estabelecem
que a taxa seja menor que 10%.
Outra característica observada na Figura 4.15 é a similaridade do perfil da grandeza
nas três fases, demonstrando que o grau de distorção das tensões é mais bem distribuído nas
fases se comparado ao observado, por exemplo, nos perfis das correntes de fase ilustrados na
Figura 4.11.
As origens de correntes e tensões harmônicas são diversas, e provêm principalmente
do funcionamento de cargas não lineares de consumidores, como retificadores e
compensadores, e de dispositivos da rede elétrica, como transformadores em saturação, por
exemplo. Os principais efeitos danosos das distorções harmônicas no sistema elétrico são
descritos no Capítulo 2.
4.4.3 – Fator de Potência
Na Figura 4.16 estão apresentados os perfis dos fatores de potência entre os dias
09/10/2011 (domingo) e 10/10/2011 (segunda-feira). No intervalo considerado na Figura
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Fase A Fase B Fase C
63
4.16, observa-se que somente a fase B, entre 06h50min e 16h40min da segunda-feira,
apresentou valor superior ao recomendado em norma, isto é, igual ou superior a 0,92,
conforme descrito no Capítulo 3, o que representa somente 14,58% das amostras
consideradas. Devido à natureza tipicamente indutiva das cargas, o fator de potência medido
tem característica indutiva.
Figura 4.16 – Perfis dos fatores de potência de deslocamento do Transformador 14.
Fonte: autor.
A Figura 4.16 ainda apresenta o perfil do fator de potência total, , que é calculado
como a razão entre a soma das potências ativas das fases, , e , e a potência aparente
total, . Embora não seja calculado como a média dos fatores de potência das fases, que, para
este intervalo, é igual a 0,567, esta grandeza quantifica o impacto global dos perfis individuais
dos fatores de potência das fases sobre o sistema elétrico ao qual está conectado.
A Figura 4.17 apresenta o cálculo estimado, realizado através da Equação 3.10, da
potência do banco de capacitores necessário à compensação de reativos para elevação do fator
de potência a 0,92 indutivo, respectivamente, entre 7h10min de 07/10/2011 e 0h10min de
08/10/2011.
Da Figura 4.17, conclui-se que é necessário um banco de pelo menos 20 kVAr para a
compensação calculada. Para os demais pontos monitorados, as curvas de cálculo de banco de
capacitores estão disponibilizadas no Apêndice C.
A Figura 4.18 ilustra o perfil do fator de potência real, definido na Equação 3.4, para o
mesmo período contemplado na Figura 4.16. Das figuras, observa-se que ocorre redução,
embora menos significativa para as fases B e C do que para a fase A, dos valores de fator de
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Fase A Fase B Fase C
64
potência, quando se inclui no cálculo desta grandeza o efeito da distorção harmônica total de
correntes.
Figura 4.17 – Cálculo de banco de capacitores do Transformador 14 para elevação do fator de potência a 0,92 indutivo.
Fonte: autor.
Figura 4.18 – Perfis dos fatores de potência reais do Transformador 14.
Fonte: autor.
A Figura 4.19 apresenta a diferença percentual entre o fator de potência de
deslocamento e o fator de potência real. Verifica-se que para a fase A a diferença é elevada
comparativamente às demais fases, e apenas no intervalo entre 17h20min e 6h40min.
Isto se deve em razão da elevada taxa de distorção harmônica total de corrente,
conforme ilustra a Figura 4.20. Assim, quanto maior a distorção harmônica de corrente,
menor será o fator de potência real e, portanto, maior a diferença percentual entre os fatores
de potência de deslocamento e real. Para este intervalo, por exemplo, a redução do fator de
potência foi em média de 45,7% devido à presença de correntes harmônicas na rede.
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Fase A Fase B Fase C
65
A fim de facilitar a visualização da inclusão do efeito da distorção de corrente no
cálculo do fator de potência da instalação, optou-se por apresentar a diferença percentual entre
o fator de potência de deslocamento e o fator de potência real, e não os perfis de fatores de
potência em si. Os perfis das referidas diferenças estão disponibilizados no Apêndice A.
Figura 4.19 – Diferença percentual entre o fator de potência de deslocamento e o fator de potência real para o Transformador 14.
Fonte: autor.
Figura 4.20 – Perfis das taxas de distorção harmônica total das correntes de fase do Transformador 14, no período de 09/10 a 10/10/2011.
Fonte: autor.
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(%)
Fase A Fase B Fase C
66
4.4.4 – Frequência
Na Figura 4.21 é apresentado o perfil da frequência elétrica do sistema, Hz, e os perfis
de Hz+ e Hz–, os quais foram definidos na Seção 4.3, para o intervalo de 08/10/2011 (sábado)
a 09/10/2011 (domingo).
Observa-se que o comportamento destas grandezas no período é consideravelmente
estável, com exceção de dois picos negativos de Hz–. O valor médio da frequência
fundamental no período é 60,008 Hz, e os valores mínimo e máximo da grandeza foram,
respectivamente, 59,977 Hz e 60,044 Hz.
Figura 4.21 – Perfis da frequência fundamental, Hz, e de Hz+ e Hz– do Transformador 14.
Fonte: autor.
Considerando que, conforme o Módulo 8 do PRODIST, a frequência de operação deve
estar entre 59,9 Hz e 60,1 Hz, conclui-se que a grandeza, no período avaliado, está
normativamente adequada. Entretanto, considerando os perfis de Hz+ e Hz–, observa-se que
9,5% e 11,2% das medições apresentaram, respectivamente, valores menores que 59,9 Hz e
maiores que 60,1 Hz.
A partir da avaliação dos perfis de tensão e corrente para o mesmo intervalo de tempo
da Figura 4.21, verifica-se que nas ocorrências de picos negativos de frequência, às 18h40min
e 5h20min aproximadamente, os valores de tensão e corrente medidos não sugerem, por
exemplo, a energização de uma máquina de grande porte, o que poderia justificar os picos
negativos da frequência de operação.
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cia
(Hz)
Hz Hz+ Hz-
67
4.4.5 – Potências Ativa, Reativa e Aparente
Os perfis das potências14 ativa, reativa e aparente das fases A, B e C estão
apresentados, respectivamente, nas Figuras 4.22 a 4.24, para o período entre os dias
07/10/2011 (sexta-feira) e 08/10/2011 (sábado). Observa-se que os perfis das fases B e C,
bem como da potência ativa total, são negativos. Isto se deve à conexão invertida das
ponteiras de medição de corrente, e não reflete o sentido do fluxo de potência. Como nenhum
dos blocos monitorados possui geradores, não há injeção de potência na rede e, portanto, o
fluxo de potência é unidirecional, no sentido da rede para as cargas.
Semelhantemente aos perfis das correntes, observa-se a variação horo-sazonal da
grandeza, além de uma redução de demanda pontual entre 12h40min e 13h10min, ocasionada
possivelmente por desligamento de cargas laboratoriais. A avaliação dos perfis das potências
do transformador ao longo de todo o período de medição (de 07 a 14/10/2011) demonstra a
repetição deste evento em horários semelhantes de dias úteis.
Figura 4.22 – Perfis das potências ativas das fases do Transformador 14.
Fonte: autor.
Da Figura 4.24, verifica-se que a potência aparente total 15 é menor que a potência
nominal do transformador (75 kVA) para todo o período avaliado. Conclui-se, portanto que,
para este intervalo, o carregamento do transformador, cujo perfil é apresentado na Figura
4.25, é considerado baixo nos períodos de maior demanda, uma vez que o valor máximo
registrado foi de 40,85%, o que é equivalente a 30,63 kVA.
14Nas Figuras 4.22 e 4.23, as potências ativa e reativa totais, e , são calculadas, respectivamente, como a soma algébrica dos valores instantâneos das potências ativas e reativas das fases. 15 A potência aparente total é calculada como , e não como a soma algébrica das potências aparentes de cada fase.
-20
-15
-10
-5
0
5
10
07
:10
:00
08
:30
:00
09
:50
:00
11
:10
:00
12
:30
:00
13
:50
:00
15
:10
:00
16
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:00
17
:50
:00
19
:10
:00
20
:30
:00
21
:50
:00
23
:10
:00
00
:30
:00
01
:50
:00
03
:10
:00
04
:30
:00
05
:50
:00
Po
tên
cia
Ati
va (
kW)
Fase A Fase B
Fase C Potência Ativa Total
68
Figura 4.23 – Perfis das potências reativas das fases do Transformador 14.
Fonte: autor.
Figura 4.24 – Perfis das potências aparentes das fases do Transformador 14.
Fonte: autor.
Figura 4.25 – Carregamento do Transformador 14.
Fonte: autor.
0
5
10
15
20
25
30
07
:10
:00
08
:40
:00
10
:10
:00
11
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:00
13
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:00
14
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:00
16
:10
:00
17
:40
:00
19
:10
:00
20
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:00
22
:10
:00
23
:40
:00
01
:10
:00
02
:40
:00
04
:10
:00
05
:40
:00
Po
tên
cia
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ativ
a (k
VA
r)
Fase A Fase B
Fase C Potência Reativa Total
0
10
20
30
40
07
:10
:00
08
:40
:00
10
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:00
11
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20
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:00
23
:40
:00
01
:10
:00
02
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:00
04
:10
:00
05
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:00
Po
tên
cia
Ap
are
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(kV
A)
Fase A Fase B
Fase C Potência Aparente Total
0,00%
5,00%
10,00%
15,00%
20,00%
25,00%
30,00%
35,00%
40,00%
45,00%
07
:10
:00
08
:40
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10
:10
:00
11
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:00
13
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:00
14
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:00
16
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:00
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:00
19
:10
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20
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:00
22
:10
:00
23
:40
:00
01
:10
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:00
04
:10
:00
05
:40
:00
Car
rega
me
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(%
)
69
No Capítulo 5 será apresentada a avaliação global dos carregamentos dos
transformadores da rede em estudo, cujos perfis, por ponto monitorado, estão disponibilizados
no Apêndice C.
Uma vantagem do estudo do carregamento destes equipamentos é verificar onde se
concentra a maior demanda das cargas conectadas ao transformador e em que período(s) do
dia ou em que dia(s) da semana uma interrupção resultaria em maior demanda não atendida.
Para isto, é necessário avaliar o carregamento simultaneamente ao longo do dia e ao
longo da semana, conforme ilustra a Figura 4.26. Observa-se que são delimitadas faixas de
valores de carregamento, definidas por cores, conforme a legenda. Desta forma, é possível
avaliar mais facilmente a superfície tridimensional e conhecer o comportamento do
carregamento do transformador. Para os demais pontos da rede, as curvas de carregamento
estão disponibilizadas no Apêndice C.
Figura 4.26 – Carregamento do transformador 14, com potência nominal de 75 kVA, em função da hora do dia e do dia da semana.
Fonte: autor.
A Tabela 4.2 apresenta os percentis de carregamento do Transformador 14 para todo o
período de monitoramento desta unidade, calculados a partir das 1.008 amostras de potência
aparente medidas, equivalentes a sete dias consecutivos de medições.
Tabela 4.2 – Percentis de carregamento do Transformador 14.
Faixa de
carregamento (%)
Nº de medições
de carregamento
Nº de medições de
carregamento (%)
<10 585 58,04%
10 – 20 48 4,76%
20 – 30 78 7,74%
30 – 40 257 25,50%
40 – 50 40 3,97%
Fonte: autor.
70
Da Tabela 4.2, observa-se que os percentuais de carregamento mais frequentes estão
situados nas faixas menor que 10% e entre 30% e 40%. Infere-se ainda que, em quase 60% do
intervalo de monitoramento, o que equivale a aproximadamente quatro dias de operação, o
transformador operou com menos de 10% de carregamento.
Os percentis de carregamento dos demais transformadores da rede em estudo estão
disponibilizados no Capítulo 5.
As Figuras 4.27 a 4.29 apresentam, respectivamente, o desvio padrão, σ, e o
coeficiente de variação, V, das potências ativa, reativa e aparente das fases A, B e C, traçadas
a partir dos módulos dos valores instantâneos das grandezas.
Figura 4.27 – Quantificação do desequilíbrio das potências ativas das fases do Transformador 14.
Fonte: autor.
Figura 4.28 – Quantificação do desequilíbrio das potências reativas das fases do Transformador 14.
Fonte: autor.
0,00%
20,00%
40,00%
60,00%
80,00%
100,00%
0
1
2
3
4
5
6
08
:00
:00
08
:50
:00
09
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:00
10
:30
:00
11
:20
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:00
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:00
:00
13
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:00
14
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:00
15
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:00
16
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17
:10
:00
18
:00
:00
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Var
iaçã
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%)
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svio
Pad
rão
(kW
)
σ (kW) V (%)
0,00%
20,00%
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60,00%
80,00%
100,00%
120,00%
140,00%
0
1
2
3
4
5
6
7
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:00
:00
08
:50
:00
09
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:00
10
:30
:00
11
:20
:00
12
:10
:00
13
:00
:00
13
:50
:00
14
:40
:00
15
:30
:00
16
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:00
17
:10
:00
18
:00
:00
Co
efi
cie
nte
de
Var
iaçã
o (
%)
De
svio
Pad
rão
(kV
Ar)
σ (kVAr) V (%)
71
Observa-se que o desvio padrão das potências ativas e reativas é consideravelmente
maior que o desvio padrão das potências aparentes. Conclui-se, portanto, que ocorre
desequilíbrio entre as fases no que se refere ao fluxo de potências ativa e reativa para a carga
consumidora desbalanceada.
Normalmente, a associação dos desbalanceamentos de correntes e tensões contribui
para o fluxo desigual por fase de potências entre a fonte e a carga. As curvas de quantificação
de desequilíbrio de potência ativa, reativa e aparente para os demais pontos da rede estão
disponibilizados no Apêndice C.
Figura 4.29 – Quantificação do desequilíbrio das potências aparentes das fases do Transformador 14.
Fonte: autor.
4.4.6 – Tensões de Fase e de Linha
As Figuras 4.30 e 4.31 ilustram, respectivamente, as tensões de fase e de linha do
Transformador 14 entre os dias 12/10/2011 (quarta-feira) e 13/10/2011 (quinta-feira).
Considerando os valores de referência da Tabela 3.1, observa-se que nenhuma amostra
do período considerado violou os valores de referência estabelecidos pelo PRODIST, sendo
todas as medições do intervalo consideradas adequadas. Além disso, os valores de DRP e
DRC, definidos nas Equações 3.1 e 3.2, foram nulos, ratificando a adequação normativa das
medições.
Observa-se o grau reduzido de dispersão das tensões em torno da média, atestando o
elevado grau de equilíbrio entre as tensões de fase, principalmente os perfis das fases A e C,
os quais são praticamente coincidentes.
0,00%
20,00%
40,00%
60,00%
80,00%
100,00%
120,00%
140,00%
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
08
:00
:00
08
:50
:00
09
:40
:00
10
:30
:00
11
:20
:00
12
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:00
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:00
13
:50
:00
14
:40
:00
15
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:00
16
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:00
17
:10
:00
18
:00
:00
Co
efi
cie
nte
de
Var
iaçã
o (
%)
De
svio
Pad
rão
(kV
A)
σ (kVA) V (%)
72
Figura 4.30 – Tensões de fase do Transformador 14.
Fonte: autor.
Figura 4.31 – Tensões de linha do Transformador 14.
Fonte: autor.
O perfil da tensão da fase B apresenta valores instantâneos superiores aos perfis das
demais fases, porém a diferença é pouco significativa em relação aos valores absolutos das
tensões, o que justifica os valores reduzidos de desvio padrão.
Para as tensões de linha, o PRODIST estabelece a metodologia de quantificação do
desequilíbrio de tensões (ver Equação 2.2) por meio do cálculo do fator de desequilíbrio, FD.
Para o intervalo considerado, não houve violação do parâmetro, uma vez que
Conforme Resolução da ANEEL nº 505, de 26 de novembro de 2001 (ANEEL, 2001)
e Módulo 8 do PRODIST (ANEEL, 2012a), o diagnóstico deve contemplar ainda o
histograma de tensões com intervalo de 0,80 p.u a 1,20 p.u e discretização mínima de 40
intervalos, ou seja, incremento de 0,01 p.u a cada intervalo.
A Figura 4.32 apresenta o histograma de tensões por fase para todo o período de
medição do Transformador 14. Observa-se a concentração de ocorrências em torno dos
205
210
215
220
225
230
17
:20
:00
18
:40
:00
20
:00
:00
21
:20
:00
22
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00
:00
:00
01
:20
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05
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06
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:00
08
:00
:00
09
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10
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:00
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:00
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:20
:00
14
:40
:00
16
:00
:00
Ten
sõe
s d
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(V
)
Fase A Fase B Fase C
370
375
380
385
390
395
17
:20
:00
18
:40
:00
20
:00
:00
21
:20
:00
22
:40
:00
00
:00
:00
01
:20
:00
02
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:00
04
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:00
05
:20
:00
06
:40
:00
08
:00
:00
09
:20
:00
10
:40
:00
12
:00
:00
13
:20
:00
14
:40
:00
16
:00
:00
Ten
sõe
s d
e L
inh
a (V
)
Vab(V) Vbc(V) Vca(V)
73
intervalos adjacentes a 1 p.u, denotando que as tensões medidas apresentaram pouca dispersão
em torno do valor ideal, isto é, 220 V.
Da Tabela 3.1, infere-se que a tensão de leitura é adequada se
, ou para um sistema cuja tensão nominal é 220 V. Desta
forma, conclui-se da Figura 4.32 que todas as leituras foram adequadas para o Transformador
14.
Para consultas posteriores, os histogramas de tensões dos demais pontos da rede do CT
estão disponibilizados no Apêndice C.
Figura 4.32 – Histograma de tensões do Transformador 14.
Fonte: autor.
4.4.7 – Avaliação de Desempenho do Ponto Monitorado
Considerando a avaliação apresentada nesta seção para o Transformador 14, podem
ser definidos pontos de avaliação a serem observados para a padronização do diagnóstico.
Alguns destes pontos, como, por exemplo, o desvio padrão das correntes de fase, têm
caráter qualitativo não definido em norma, sendo, portanto, conforme informado
anteriormente, complementares à análise. Por outro lado, alguns pontos são avaliados com
base em definições normativas, como, por exemplo, a .
0
50
100
150
200
250
300
350
400
0,8
0-0
,81
0,8
2-0
,83
0,8
4-0
,85
0,8
6-0
,87
0,8
8-0
,89
0,9
0-0
,91
0,9
2-0
,93
0,9
4-0
,95
0,9
6-0
,97
0,9
8-0
,99
1,0
0-1
,01
1,0
2-1
,03
1,0
4-1
,05
1,0
6-1
,07
1,0
8-1
,09
1,1
0-1
,11
1,1
2-1
,13
1,1
4-1
,15
1,1
6-1
,17
1,1
8-1
,19
Qua
ntid
ade
deoc
orrê
ncia
s re
gist
rada
s
Faixas de tensão (p.u)
FASE A FASE B FASE C
74
A Tabela 4.3 apresenta os pontos de avaliação, os quais serão utilizados para a
elaboração do diagnóstico da rede apresentado no Capítulo 5 e poderão ser utilizados para
outros planos de medição, sistematizando a análise.
Tabela 4.3 – Pontos de avaliação. Ponto de avaliação Descrição Objetivos
Correntes de fase
Avaliação visual do perfil
Identificar picos ou depressões Avaliação qualitativa do desequilíbrio entre fases
Avaliação visual e quantitativa do desvio padrão e coeficiente de
variação
Identificar horários de maior desequilíbrio entre fases Avaliar os valores médio e máximo do coeficiente de variação e estimar o grau de desequilíbrio
Avaliação visual do perfil
Identificar horários ou dias críticos
Adequação normativa da taxa
Calcular o percentual de amostras que violaram a IEEE519-1992 Calcular o grau máximo de violação (máximo múltiplo de 5%) por fase
Avaliação visual do perfil
Identificar horários ou dias críticos
Adequação normativa da taxa
Verificar se , cfe. Módulo 8 do PRODIST
Fator de potência
Avaliação visual do perfil
Identificar picos ou depressões Avaliação qualitativa do desequilíbrio entre fases Identificar horários ou dias críticos
Adequação normativa das medições
Verificar quantidade global e por fase de amostras inferiores a 0,92, cfe. Módulo 8 do PRODIST Calcular a cada hora a potência mínima do banco de capacitores para elevação do fator de potência a 0,92 Calcular a redução média do fator de potência devido às correntes harmônicas
Cálculo de banco de capacitores
Compensação de reativos para elevar fator de potência a 0,92 ou 0,95 indutivo
Frequência elétrica
Avaliação visual do perfil
Identificar picos ou depressões Identificar horários ou dias críticos
Adequação normativa das medições
Valores médio, maior e menor Verificar quantidade de amostras entre 59,9 Hz e 60,1 Hz, cfe. Módulo 8 do PRODIST
75
Tabela 4.3 – Pontos de avaliação (cont).
Potências ativa, reativa e aparente
Avaliação visual do perfil
Identificar picos ou depressões Avaliação qualitativa do desequilíbrio entre fases Dias e horários de maior e menor demandas
Avaliação visual e quantitativa do carregamento
Identificar horários críticos Valores médio, maior e menor em horário comercial
Avaliação visual e quantitativa do desvio padrão e coeficiente de
variação
Identificar horários de maior desequilíbrio entre fases Avaliar o valor médio do desvio padrão e estimar o grau de desequilíbrio
Tensões de fase
Avaliação visual do perfil
Identificar picos ou depressões Avaliação qualitativa do desequilíbrio entre fases
Avaliação visual e quantitativa do desvio padrão e coeficiente de
variação
Identificar horários de maior desequilíbrio entre fases Avaliar o valor máximo do coeficiente de variação e estimar o grau de desequilíbrio
Tensões de linha
Avaliação visual do perfil
Identificar picos ou depressões Avaliação qualitativa do desequilíbrio entre fases
Adequação normativa das medições
Verificar se , e
Fonte: autor.
A Tabela 4.4 apresenta o resumo da avaliação de desempenho do Transformador 14
para os períodos de avaliação delimitados nesta seção.
Tabela 4.4 – Resumo da avaliação de desempenho do Transformador 14. Grandeza ou parâmetro
Avaliação de desempenho
Correntes de fase
o Comportamento horo-sazonal verificado com desequilíbrio entre fases
o Desvio padrão limitado a um envelope de zero a 10 A em aproximadamente 90% das amostras consideradas
o e
· Valor de referência de 5% estabelecido na norma IEEE 519-1992 violado para todo o intervalo considerado
· Percentual de amostras que violaram a IEEE519-1992: o Fase A: 100% o Fase B: 100% o Fase C: 100%
· Grau máximo de violação (máximo múltiplo de 5%) o Fase A: 60,8 vezes o Fase B: 40,6 vezes o Fase C: 80,0 vezes
76
Tabela 4.4 – Resumo da avaliação de desempenho do Transformador 14 (cont).
· Em todo o período considerado, atende ao valor de referência de
10% estabelecido pelo PRODIST
Fator de potência
· Somente a fase B registrou valores superiores ao de referência estabelecido pelo PRODIST (0,92) entre 6:50h e 16:40h de 10/10/2011
· Fase A apresentou o pior perfil da grandeza, com média de 0,285 · Fase B apresentou comportamento próximo do adequado, com
média de 0,939 e 43,75% das amostras superiores a 0,92 · Fase C apresentou comportamento fora dos padrões normativos
para todo o período, com média de 0,477 · Avaliação geral por fase:
Fase Valor médio por
fase Percentual de amostras
menores que 0,92
0,29 100,0% 0,94 56,3% 0,48 100,0%
· Compensação de reativos:
o Em horários comerciais, necessidade de bancos de capacitores de pelo menos 20 kVAr
· Redução do fator de potência devido às correntes harmônicas: o Reduções médias (%):
§ Fase A: 25,98 § Fase B: 2,46 § Fase C: 2,23
Frequência elétrica
· Comportamento da grandeza no período atende ao estabelecido pelo PRODIST: medições entre 59,9 Hz e 60,1 Hz
· Valor médio de 60,008 Hz
Potências ativa, reativa e aparente
· Comportamento horo-sazonal verificado · Observação de redução pontual da demanda por volta de 12:30h em
dias úteis, ocasionada possivelmente por desligamento de cargas laboratoriais
· Carregamento do transformador considerado baixo, com valor máximo registrado de 40,85% (equivalente a 30,63 kVA)
· Desvio padrão das potências ativa e reativa maior que da potência aparente, denotando distribuição desigual entre fases do fluxo de potências
· Carregamento apresenta comportamento aproximadamente padrão em dias úteis, ocorrendo redução significativa entre 12h e 13:30h
· Valores de carregamento em horário comercial: o Máximo: 40,9% o Mínimo: 6,8% o Média: 34,2%
· Avaliação do coeficiente de variação: o Potência ativa: , com o Potência reativa: , com o Potência aparente: , com
77
Tabela 4.4 – Resumo da avaliação de desempenho do Transformador 14 (cont).
Tensões de fase e de linha
· Medições atendem ao valor de referência estabelecido no PRODIST e são consideradas adequadas
· Para tensões de linha: o o o
· Para tensões de fase, equilíbrio entre as fases, com Fonte: autor.
Da Tabela 4.4, conclui-se que o Transformador 14 requer ações corretivas e gerenciais
para:
· Redução do grau de desequilíbrio de tensões, correntes e potências ativa e reativa com
o remanejo das cargas da unidade suprida para as fases menos sobrecarregadas ou
avaliação das cargas monofásicas ligadas ao transformador que estejam contribuindo
para elevação do nível de desbalanceamento;
· Limitação da circulação de correntes harmônicas através da instalação de filtros
harmônicos ou avaliação das cargas da unidade com o objetivo de identificar quais
equipamentos podem estar contribuindo para elevar esta grandeza a níveis críticos;
· Elevação do fator de potência, em especial das fases A e C, com instalação de um
banco de capacitores de potência de pelo menos 5 kVAr;
· Levar ao conhecimento dos gestores da rede o baixo nível de carregamento do
transformador e a disponibilidade de ampliação da carga conectada a ele, sejam cargas
da unidade 727, sejam novas unidades a serem construídas;
· Avaliar a possibilidade de remanejamento de cargas próximas ao Transformador 14
para redução do carregamento de outros transformadores adjacentes, se necessário.
Na Tabela 4.5 é apresentado um resumo dos indicadores de desempenho previstos em
normas relativos ao Transformador 14 para o período de medição de 07/10/2011 a
14/10/2011.
Observa-se que os indicadores que violaram consideravelmente os valores de
referência são o fator de potência e a taxa de distorção harmônica total de corrente. Conclui-
se, portanto, que são necessárias ações de mitigação dos fatores que contribuem para os
baixos valores de fator de potência e elevados índices de . Os indicadores para os demais
pontos da rede estão disponibilizados no Apêndice B.
78
Tabela 4.516 – Indicadores de desempenho para o Transformador 14.
Indicador Valor de
referência
Nº de amostras que violaram o valor de
referência
Percentual de amostras que
violaram o valor de referência
DRP 3% nenhuma zero DRC 0,5% nenhuma zero
Fator de Potência >0,92 2592 85,71% 10% nenhuma zero 5% 3024 100%
Desequilíbrio de Tensão <2% nenhuma zero Fonte: autor.
4.5 – Conclusão
O plano de medição realizado neste trabalho, devido a dificuldades climáticas e
técnicas, como chuvas e limitação de pessoal especializado dedicado à instalação e retirada do
analisador dos pontos de medição, prolongou-se além do inicialmente planejado. Entretanto,
embora o Campus do Pici tenha experimentado nos últimos anos uma expressiva expansão
patrimonial através da construção de novos prédios e aquisição de novos equipamentos, os
resultados obtidos podem ser utilizados pelos gestores da rede avaliada para a tomada de
decisões.
Isto se deve ao fato de que durante os meses em que se realizaram as medições, alguns
prédios de grande porte, onde se concentrarão salas de aula e laboratórios, ainda estavam em
construção e não haviam iniciado suas atividades acadêmicas e, portanto, não interferiram nos
resultados globais da avaliação.
A elaboração do diagnóstico com a manipulação dos dados medidos através de
funções do Excel®, quer na construção de gráficos, quer na aplicação de conceitos básicos de
estatística, mostrou-se exaustiva, embora tenha sido verificado que, a partir deste software,
pode-se elaborar um diagnóstico de QEE com considerável precisão e diferentes tipos de
análise.
Incluem-se neste processo funções matemáticas, estatísticas, trigonométricas e de
comparação de dados para se definir a violação de parâmetros normativos ou para apresentar
conceitos complementares à análise, como o desvio padrão de determinadas grandezas
elétricas para quantificar o desequilíbrio entre fases.
16 Na Tabela 4.4, todos os valores de referência indicados estão estabelecidos no PRODIST, com exceção da taxa de distorção harmônica total de corrente, cujo valor de referência foi extraído da norma IEEE 519-1992. Os indicadores e representam, respectivamente, as taxas de distorção harmônica totais de tensão e corrente. Os demais indicadores foram definidos previamente no Capítulo 3.
79
A metodologia apresentada neste capítulo, aplicada a um transformador de
distribuição da rede em estudo, a saber, o Transformador 14, mostrou-se satisfatória para a
determinação de pontos de avaliação da rede e construção do diagnóstico de QEE dos pontos
monitorados. Dos resultados apresentados, conclui-se que, para o Transformador 14, ações
preventivas e corretivas devem ser realizadas, com vistas à redução de desequilíbrios de
correntes e potências entre fases, elevação do fator de potência, redução de correntes
harmônicas e aumento do grau de utilização, isto é, nível de carregamento, deste
transformador.
80
CAPÍTULO 5
DIAGNÓSTICO DA QUALIDADE DA ENERGIA ELÉTRICA DO CT-UFC
O diagnóstico a seguir apresenta e analisa os resultados do plano de medição
realizado. A descrição é feita por grandeza elétrica medida ou parâmetro calculado para todos
os transformadores indicados na Tabela 4.1 e utilizando os pontos de avaliação da Tabela 4.3,
os perfis das grandezas elétricas apresentados nos Apêndice A, as curvas complementares do
Apêndice C e os dados de medições do Apêndice E.
5.1 – Correntes de Fase
Para todos os pontos, observou-se a sazonalidade diária das correntes, uma vez que os
valores de maior demanda são verificados em horários comerciais.
A seguir, é apresentado um resumo deste ponto de avaliação.
a) Transformador 01
· Redução pontual do valor da corrente por volta de 12h às 13h em todos os dias úteis; · Comportamento irregular do desvio padrão, com 88% dos valores limitados a um
envelope de zero a 40 A, e . b) Transformador 02
· Comportamento irregular do desvio padrão, limitado a um envelope de zero a 40
A, e .
c) Transformador 04
· Desequilíbrios mais consideráveis nas fases A e B em relação à fase C em horários
comerciais; · Comportamento regular do desvio padrão, limitado a um envelope de zero a 28
A, e .
d) Transformador 05
· Maior grau de desequilíbrio de corrente entre as fases em horários não comerciais; · Perfis de corrente oscilatórios, em especial na fase C; · Desvio padrão mais significativo em horários extremos (em torno de 8h e de 18h),
com 98% dos valores limitados a um envelope de zero a 20 A, e .
81
e) Transformador 06
· Comportamento irregular do desvio padrão, com 85% dos valores limitados a um envelope de zero a 40 A, e .
f) Transformador 07
· Desequilíbrio de corrente entre as fases:
o Fases A e B apresentam perfis semelhantes, com valor médio de 86 A em horário comercial;
o Fase C apresenta perfil com valor médio de 8 A em horário comercial. · Desvio padrão muito significativo de comportamento irregular com 99% dos valores
no envelope de 20 A a 60 A, e .
g) Transformador 08
· Correntes elevadas em horários não comerciais, comparativamente a outras unidades · Comportamento irregular do desvio padrão, com 99% dos valores limitados a um
envelope de 10 A a 30 A, e .
h) Transformador 09
· Desequilíbrio de corrente entre as fases, com fase C apresentando valores consideravelmente inferiores às demais, alcançando valores muito próximos de zero. Em horário comercial: o Fase C: média de 1 A; o Fases A e B, respectivamente: médias de 22 A e 27A.
· Comportamento irregular do desvio padrão, com 86% dos valores limitados a um envelope de zero a 20 A, e .
i) Transformador 10
· Correntes com comportamento muito regular, aproximadamente constante para todo o
período monitorado, entretanto com valores muito reduzidos, mesmo em horários comerciais. Em horário comercial: o Fase A: média de 0,79 A; o Fases B e C, respectivamente: médias de 1,25 A e 0,38 A.
· Desvio padrão com todos os valores limitados a um envelope de zero a 1 A, e ;
· Valores de coeficiente de variação calculados refletem valores reduzidos de desvio padrão e das médias das correntes.
j) Transformador 11
· Desequilíbrio de correntes na fase A com valores consideravelmente superiores às
demais. Em horário comercial: o Fase A: média de 40A; o Fases B e C, respectivamente: médias de 23 A e 27 A.
82
· Evento pontual atípico às 8h de 11/11/2011: fases A e C com correntes próximas a zero, resultando em pequena média e grande desvio padrão;
· Comportamento irregular do desvio padrão, com 99% dos valores limitados a um envelope de zero a 15 A, e .
k) Transformador 12
· Menor grau de desequilíbrio de corrente entre as fases A e B em relação à fase C, cujo
perfil é levemente superior às demais; · Comportamento irregular do desvio padrão, com 99% dos valores limitados a um
envelope de zero a 28 A, e .
l) Transformador 13
· Correntes com valores muito pouco representativos e com desequilíbrio de corrente entre fases;
· Reduzido desvio padrão, de comportamento estável, com valores limitados a um envelope de zero a 1 A, e . m) Transformador 14
· Redução significativa pontual do valor da corrente por volta de 12h às 13h em todos
os dias úteis monitorados com reduzido grau de desequilíbrio de corrente entre as fases;
· Evento pontual atípico às 12h50min de 07/10/2011: fases B e C com correntes próximas a zero, resultando em pequena média e grande desvio padrão;
· Ocorrência, em horário aproximadamente de 12h às 13h em todos os dias úteis, de redução do valor médio e consequente pico do valor de ;
· Comportamento irregular do desvio padrão, com 99% dos valores limitados a um envelope de zero a 19 A, e .
n) Transformador 15
· Desequilíbrio de corrente entre as fases B e C comparativamente menor, porém com
fase C significativamente superior às demais em horários comerciais; · Comportamento irregular do desvio padrão, com 95% dos valores limitados a um
envelope de 20 A a 80 A, e .
o) Transformador 16
· Desequilíbrio de corrente entre fases provocado pelos valores de corrente medidos comparativamente menores para a Fase C;
· Comportamento regular do desvio padrão, com 92% dos valores limitados a um envelope de 0 A a 20 A, e .
Da análise do resumo e das curvas de quantificação do desequilíbrio de correntes de
fase disponíveis no Apêndice C, conclui-se que, no que se refere às correntes de fase, o
83
Transformador 7 apresentou desequilíbrio elevado, enquanto que os Transformadores 6, 12
14 apresentaram menores desequilíbrios. Para os demais pontos, os desequilíbrios verificados
foram moderados.
5.2 – Distorção Harmônica Total de Corrente Por Fase
Apresenta-se a seguir a avaliação das taxas de distorção harmônica total (DHT) de
corrente por fase da rede.
a) Transformador 01
· Fase B apresentou perfil de DHT mais estável e com menores valores medidos; · Fases A e C apresentaram comportamento de DHT mais instável nos dias 1, 2, 3 e 5
do monitoramento; · Observaram-se maiores níveis de violação de DHT em horários não comerciais
comparativamente aos horários comerciais; · Percentual de amostras que violaram a IEEE519-1992:
o Fase A: 99,9% o Fase B: 100% o Fase C: 100%
· Grau máximo de violação (máximo múltiplo de 5%) o Fase A: 14,1 vezes o Fase B: 4,2 vezes o Fase C: 17,3 vezes
b) Transformador 02
· Fase B apresentou perfil de DHT mais instável que as demais, com valores mais
críticos entre 5h e 8h; · Fase A apresentou perfil de DHT oscilatório; · Observaram-se maiores níveis de violação de DHT em horários não comerciais
comparativamente aos horários comerciais; · Percentual de amostras que violaram a IEEE 519-1992:
o Fase A: 100% o Fase B: 100% o Fase C: 100%
· Grau máximo de violação (máximo múltiplo de 5%) o Fase A: 13,5 vezes o Fase B: 13,8 vezes o Fase C: 9,6 vezes
84
c) Transformador 04
· Fase C apresentou perfil de DHT oscilatório crítico no primeiro dia de medição, alcançando distorções totais de 400%; nos demais dias, fase A apresentou perfil menos crítico que as demais fases, que apresentaram perfis semelhantes;
· Percentual de amostras que violaram a IEEE 519-1992: o Fase A: 91,4% o Fase B: 98,4% o Fase C: 95,2%
· Grau máximo de violação (máximo múltiplo de 5%) o Fase A: 4,0 vezes o Fase B: 14,6 vezes o Fase C: 80,0 vezes
d) Transformador 05
· Fases A e C apresentaram perfis de DHT mais estáveis que a fase B, embora com
valores acima de 5%; · Fase B apresentou perfil instável de DHT com três picos de distorção; · Percentual de amostras que violaram a IEEE 519-1992:
o Fase A: 100% o Fase B: 100% o Fase C: 100%
· Grau máximo de violação (máximo múltiplo de 5%) o Fase A: 3,0 vezes o Fase B: 14,4 vezes o Fase C: 5,5 vezes
e) Transformador 06
· Fase A com perfil de DHT oscilatório e fases B e C com perfis mais críticos que a fase
A; · Verificaram-se maiores níveis de violação de DHT em horários não comerciais
comparativamente aos horários comerciais; · Percentual de amostras que violaram a IEEE 519-1992:
o Fase A: 100% o Fase B: 100% o Fase C: 100%
· Grau máximo de violação (máximo múltiplo de 5%) o Fase A: 11,6 vezes o Fase B: 13,1 vezes o Fase C: 11,8 vezes
f) Transformador 07
· Fase A com perfil de DHT oscilatório e fase C com perfil mais crítico que as demais; · Percentual de amostras que violaram a IEEE 519-1992:
o Fase A: 97,8% o Fase B: 100%
85
o Fase C: 100% · Grau máximo de violação (máximo múltiplo de 5%)
o Fase A: 2,9 vezes o Fase B: 3,7 vezes o Fase C: 7,6 vezes
g) Transformador 08
· Percentual de amostras que violaram a IEEE 519-1992:
o Fase A: 78,9% o Fase B: 87,0% o Fase C: 81,3%
· Grau máximo de violação (máximo múltiplo de 5%) o Fase A: 6,7 vezes o Fase B: 7,1 vezes o Fase C: 6,7 vezes
h) Transformador 09
· Fase C apresentou elevada DHT, especialmente em horários não comerciais, quando
foram registrados os maiores valores de distorção; · Fases A e B com perfis de DHT menos críticos, restritos a um envelope de 0 a 20%
em praticamente todo o intervalo considerado, com exceção da Fase A nos horários não comerciais entre os dias 17 e 19/04/2012;
· Percentual de amostras que violaram a IEEE 519-1992: o Fase A: 100% o Fase B: 100% o Fase C: 100%
· Grau máximo de violação (máximo múltiplo de 5%) o Fase A: 22,5 vezes o Fase B: 4,8 vezes o Fase C: 25,8 vezes
i) Transformador 10
· Todas as fases com perfis de DHT alcançando com frequência valores de distorção de
até 400%; · Percentual de amostras que violaram a IEEE 519-1992:
o Fase A: 100% o Fase B: 100% o Fase C: 35,4%
· Grau máximo de violação (máximo múltiplo de 5%) o Fase A: 80 vezes o Fase B: 80 vezes o Fase C: 80 vezes
j) Transformador 11
· Fase A apresentou perfil mais crítico de DHT em todo o período, em comparação às
demais fases;
86
· Fase B apresentou perfil de DHT instável, variável de acordo com o dia e a hora, sem padrões visíveis;
· Fase C apresentou perfil de DHT menos crítico que as demais, porém com elevações em forma de pulso com larguras de uma a quatro horas;
· Verificaram-se maiores níveis de violação de DHT em horários não comerciais; · Percentual de amostras que violaram a IEEE 519-1992:
o Fase A: 100% o Fase B: 100% o Fase C: 100%
· Grau máximo de violação (máximo múltiplo de 5%) o Fase A: 50,8 vezes o Fase B: 76,4 vezes o Fase C: 30,3 vezes
k) Transformador 12
· Observaram-se menores níveis de violação em horários comerciais comparativamente
a horários não comerciais; · Percentual de amostras que violaram a IEEE 519-1992:
o Fase A: 100% o Fase B: 100% o Fase C: 100%
· Grau máximo de violação (máximo múltiplo de 5%) o Fase A: 10,9 vezes o Fase B: 8,9 vezes o Fase C: 10,4 vezes
l) Transformador 13
· Perfis de DHT facilmente distinguíveis, com a distorção da fase A maior que a da fase
B que, por sua vez, é maior que a da fase C para todo o intervalo monitorado, porém com taxas consideráveis para as três fases;
· Percentual de amostras que violaram a IEEE 519-1992: o Fase A: 100% o Fase B: 100% o Fase C: 100%
· Grau máximo de violação (máximo múltiplo de 5%) o Fase A: 79,5 vezes o Fase B: 42,3 vezes o Fase C: 9,84 vezes
m) Transformador 14
· Em geral, as variações bruscas de DHT são simultâneas nas três fases, embora em
horários comerciais os perfis sejam menos críticos comparativamente aos horários não comerciais;
· Percentual de amostras que violaram a IEEE 519-1992: o Fase A: 100% o Fase B: 100%
87
o Fase C: 100% · Grau máximo de violação (máximo múltiplo de 5%)
o Fase A: 64,7 vezes o Fase B: 44,4 vezes o Fase C: 80,0 vezes
n) Transformador 15
· Fase C apresenta perfil de DHT mais crítico que as demais; · Não se observou para este ponto a complementariedade entre a taxa e os horários não
comerciais. · Percentual de amostras que violaram a IEEE 519-1992:
o Fase A: 97,7% o Fase B: 100% o Fase C: 100%
· Grau máximo de violação (máximo múltiplo de 5%) o Fase A: 2,8 vezes o Fase B: 9,5 vezes o Fase C: 50 vezes
o) Transformador 16
· Fase C apresenta perfil de DHT mais crítico que as demais; · Para horários não comerciais, comparativamente aos horários comerciais, as distorções
das fases A e B experimentaram elevação. Para a Fase C, a elevação foi mais acentuada que nas demais fases;
· Percentual de amostras que violaram a IEEE 519-1992: o Fase A: 100% o Fase B: 100% o Fase C: 100%
· Grau máximo de violação (máximo múltiplo de 5%) o Fase A: 6,5 vezes o Fase B: 4,8 vezes o Fase C: 9,8 vezes
Da avaliação apresentada, conclui-se que nos pontos 1, 2, 6, 11 e 14 ocorre uma
complementariedade entre as taxas de distorção harmônicas totais de corrente e os horários
não comerciais, isto é, as taxas são consideravelmente menores em horários comerciais, em
que há maior demanda.
Observa-se ainda que o Transformador 08 apresentou os menores valores percentuais
de amostras que violaram o valor de referência da norma IEEE 519-1992, enquanto que as
menores violações, isto é, em número de vezes o valor de referência de 5%, ocorreram para o
Transformador 07. Os pontos que apresentaram maiores índices de violação foram os
Transformadores 11 e 14.
88
5.3 – Distorção Harmônica Total de Tensão por Fase
Os perfis das taxas de distorção harmônica total de tensão por fase apresentaram
adequação ao estabelecido em norma, isto é, todas as medições realizadas foram menores que
10%, conforme estabelecido no Módulo 8 do PRODIST, com exceção do oitavo ponto de
medição.
Observou-se ainda que os perfis se sobrepõem em muitos intervalos de medição,
denotando pouca dispersão entre fases. O Transformador 8 apresentou taxas de que
violaram o valor de referência para a fase B somente. Para as demais, os valores registrados
foram inferiores a 5%.
5.4 – Fator de Potência e Compensação de Reativos
A descrição a seguir apresenta a avaliação do fator de potência de deslocamento (FP)
dos pontos monitorados da rede em estudo, além de indicar o valor estimado do banco de
capacitores para elevação do fator de potência a 0,92 indutivo e estimar as reduções médias
do fator de potência devido à presença de correntes harmônicas na rede, conforme Apêndices
A e C.
a) Transformador 01
· Perfis de FP em geral menos críticos em horário comercial comparativamente ao horário não comercial;
· Avaliação geral por fase17:
Fase Valor médio por
fase Percentual de amostras
menores que 0,92
0,87 47,2% 0,80 76,1% 0,86 48,2%
· Compensação de reativos: o Verificou-se ocorrência de trechos, aproximadamente em horários
comerciais, com potência reativa capacitiva negativa, indicando fator de potência superior a 0,92 nestes trechos e, portanto, sendo desnecessária a compensação;
17 Esta avaliação utiliza o fator de potência medido pelo analisador de energia, o qual desconsidera a influência das correntes harmônicas. É, portanto, o fator de potência de deslocamento, e não o fator de potência real.
89
o Em horários não comerciais, necessidade de bancos de capacitores de pelo menos 4 kVAr.
· Redução do fator de potência devido às correntes harmônicas18:
o Reduções mais acentuadas nas fases A e C; o Reduções médias (%):
§ Fase A: 1,57 § Fase B: 0,56 § Fase C: 3,07
b) Transformador 02
· Avaliação geral por fase:
Fase Valor médio
por fase
Percentual de amostras menores
que 0,92 0,29 100,0% 0,91 53,3% 0,72 69,3%
· Compensação de reativos:
o Maior demanda de potência reativa capacitiva em horários de maior demanda do transformador, com diferença de dimensionamento de banco para horários comerciais e não comerciais;
o Para , banco de pelo menos 28 kVAr.
· Redução do fator de potência devido às correntes harmônicas: o Reduções mais acentuadas na fase B; o Reduções médias (%):
§ Fase A: 1,59 § Fase B: 3,35 § Fase C: 1,65
c) Transformador 04
· Comparativamente às fases B e C, perfil de FP menos crítico na Fase A, com
valores acima de 0,9 para todo o período de medição; · Fase B com valores em torno de 0,7 em horário comercial e em torno de 0,85 em
horário não comercial; · Face C com perfil oscilatório, em especial em horário não comercial;
18 A redução do fator de potência devido às correntes harmônicas foi calculada a partir dos valores medidos do fator de potência de deslocamento e dos valores do fator de potência real, calculados utilizando a Equação 3.4.
90
· Avaliação geral por fase:
Fase Valor médio
por fase
Percentual de amostras menores
que 0,92 0,95 15,8% 0,85 66,8% 0,66 76,9%
· Compensação de reativos:
o Verificou-se ocorrência de trechos, aproximadamente em horários comerciais, com potência reativa capacitiva negativa, indicando fator de potência superior a 0,92 nestes trechos e portanto sendo desnecessária a compensação;
o Em horários não comerciais, necessidade de bancos de capacitores de pelo menos 1 kVAr.
· Redução do fator de potência devido às correntes harmônicas:
o Reduções mais acentuadas na fase C no primeiro dia de medição; nos demais dias, reduções mais significativas na fase B em horários comerciais de aproximadamente 20%;
o Reduções médias (%): § Fase A: 0,91 § Fase B: 8,58 § Fase C: 6,00
d) Transformador 05
· Fase B apresenta perfil adequado em grande parte do período monitorado; · Avaliação geral por fase:
Fase Valor médio
por fase
Percentual de amostras menores
que 0,92 0,82 98,6% 0,94 16,1% 0,25 100,0%
· Compensação de reativos:
o Diferença de dimensionamento de banco para horários comerciais e não comerciais
o Para , banco de pelo menos 20 kVAr. · Redução do fator de potência devido às correntes harmônicas:
o Reduções mais acentuadas na fase B; o Reduções médias (%):
§ Fase A: 0,54 § Fase B: 1,94 § Fase C: 0,86
91
e) Transformador 06
· Fase B apresenta perfil adequado em parte do período monitorado; · Avaliação geral por fase:
Fase Valor médio
por fase
Percentual de amostras menores
que 0,92 0,27 100,0% 0,94 24,7% 0,59 100,0%
· Compensação de reativos:
o Diferença de dimensionamento de banco para horários comerciais e não comerciais;
o Para , banco de pelo menos 71 kVAr.
· Redução do fator de potência devido às correntes harmônicas: o Reduções mais acentuadas nas fases B e C; o Reduções médias (%):
§ Fase A: 1,77 § Fase B: 3,54 § Fase C: 3,18
f) Transformador 07
· Fase B com perfil de FP adequado em quase todo o período monitorado, com
somente uma amostra menor que 0,92; · Fase C com perfil crítico de FP e fase A com perfil alcançando valores próximos
de zero; · Avaliação geral por fase:
Fase Valor médio
por fase
Percentual de amostras
menores que 0,92
0,16 100,0% 0,95 0,1% 0,64 100,0%
· Compensação de reativos:
o Diferença de dimensionamento de banco para horários comerciais e não comerciais;
o Para , banco de pelo menos 28 kVAr. · Redução do fator de potência devido às correntes harmônicas:
o Reduções mais acentuadas na fase C; o Reduções médias (%):
§ Fase A: 0,28 § Fase B: 0,58
92
§ Fase C: 0,94
g) Transformador 08
· Fase B com perfil adequado de FP em quase todo o período monitorado, com somente duas amostras menores que 0,92;
· Avaliação geral por fase:
Fase Valor médio
por fase
Percentual de amostras
menores que 0,92
0,58 98,8% 0,96 0,2% 0,50 93,5%
· Compensação de reativos:
o Diferença de dimensionamento de banco para horários comerciais e não comerciais;
o Para , banco de pelo menos 35 kVAr.
· Redução do fator de potência devido às correntes harmônicas: o Perfis de redução do fator de potência oscilatório para as três fases, com
reduções máximas de aproximadamente 6%; o Reduções médias (%):
§ Fase A: 1,37 § Fase B: 2,51 § Fase C: 1,70
h) Transformador 09
· Fase A com perfil de FP mais crítico em horários não comerciais de dias não
úteis; Fase B com perfil menos oscilatório que as demais, porém com valores abaixo do valor de referência; Fase C com perfil próximo ao adequado em horários comerciais de dias úteis, porém com redução dos valores medidos em horário não comercial;
· Avaliação geral por fase:
Fase Valor médio
por fase
Percentual de amostras
menores que 0,92
0,34 100,0% 0,63 100,0% 0,56 90,4%
· Compensação de reativos: o Diferença de dimensionamento de banco para horários comerciais e não
comerciais;
93
o Para , banco de pelo menos 12 kVAr.
· Redução do fator de potência devido às correntes harmônicas: o Fase C apresenta redução do fator de potência em horários não comerciais
alcançando reduções de até 38,7%; o Para as demais fases, redução do fator de potência menores que na Fase C,
com exceção da Fase A nos horários não comerciais entre os dias 17 e 19/04/2012 devido às taxas de distorção de corrente destes períodos;
o Reduções médias (%): § Fase A: 4,61 § Fase B: 0,93 § Fase C: 24,52
i) Transformador 10
· Fator de potência das três fases alcançando valores muito próximos de zero, para
todo o período monitorado; · Avaliação geral por fase:
Fase Valor médio
por fase
Percentual de amostras
menores que 0,92
0,02 100,0% 0,01 100,0% 0,002 100,0%
· Compensação de reativos:
o Perfil aproximadamente constante da potência necessária do banco de capacitores. Embora os valores de fator de potência sejam reduzidos, o banco de capacitores requerido é de baixa potência devido aos baixos valores medidos de potência ativa e reativa;
o Para , banco de pelo menos 1 kVAr.
· Redução do fator de potência devido às correntes harmônicas: o Perfil de redução do fator de potência para todas as fases alcançando
reduções de até 75%; o Reduções médias (%):
§ Fase A: 74,06 § Fase B: 74,23 § Fase C: 24,68
j) Transformador 11
· Perfis oscilantes e desequilibrados entre fases;
94
· Avaliação geral por fase:
Fase Valor médio
por fase
Percentual de amostras
menores que 0,92
0,24 100,0% 0,60 65,9% 0,44 100,0%
· Compensação de reativos: o Observada diferença de dimensionamento de banco para horários
comerciais e não comerciais, ocorrendo desde valores praticamente nulos de potência de banco até valores de 10 a 15 kVAr em horários de maior demanda do transformador;
o Para , banco de pelo menos 17 kVAr.
· Redução do fator de potência devido às correntes harmônicas: o Reduções do fator de potência registradas para as três fases, especialmente
na fase A; o Reduções médias (%):
§ Fase A: 33,29 § Fase B: 11,43 § Fase C: 6,93
k) Transformador 12
· Fase B com perfil oscilante inserido no envelope de 0,9 a 1,0; · Fases A e C com perfis alcançando valores nulos; · Avaliação geral por fase:
Fase Valor médio
por fase
Percentual de amostras
menores que 0,92
0,63 100,0% 0,45 26,2% 0,22 100,0%
· Compensação de reativos: o Diferença de dimensionamento de banco para horários comerciais e não
comerciais; o Para , banco de pelo menos 47 kVAr.
· Redução do fator de potência devido às correntes harmônicas:
o Perfis oscilatórios de redução do fator para as três fases, com reduções máximas de aproximadamente 12%;
o Reduções médias (%): § Fase A: 2,48 § Fase B: 1,76 § Fase C: 3,67
95
l) Transformador 13
· Fase C com perfil de FP menos crítico que as demais fases; · Fase C com perfil em forma de pulso, registrando valores maiores em horário
comercial e quedas acentuadas em horários não comerciais; · Avaliação geral por fase:
Fase Valor médio
por fase
Percentual de amostras
menores que 0,92
0,04 100,0% 0,05 100,0% 0,58 99,7%
· Compensação de reativos: o Diferença de dimensionamento de banco para horários comerciais e não
comerciais; o Para , banco de pelo menos 2 kVAr.
· Redução do fator de potência devido às correntes harmônicas:
o Perfis oscilatórios de redução do fator de potência, principalmente para as fases A e C, com reduções máximas de aproximadamente 25%;
o Reduções médias (%): § Fase A: 1,58 § Fase B: 0,56 § Fase C: 3,07
m) Transformador 14
· Perfis de FP apresentam comportamento em forma de pulso em determinados
períodos; · Fase B apresenta mudanças buscas, com valores oscilando de 1 a 0, e demais fases
apresentam perfil crítico; · Avaliação geral por fase:
Fase Valor médio
por fase
Percentual de amostras
menores que 0,92
0,22 100,0% 0,53 57,1% 0,30 100,0%
· Compensação de reativos: o Diferença de dimensionamento de banco para horários comerciais e não
comerciais, ocorrendo desde valores praticamente nulos de potência de banco até valores de 10 a 20 kVAr em horários de maior demanda do transformador;
96
o Para , banco de pelo menos 23 kVAr.
· Redução do fator de potência devido às correntes harmônicas: o Redução do fator de potência registrado para as três fases; o Reduções médias (%):
§ Fase A: 33,09 § Fase B: 22,64 § Fase C: 32,91
n) Transformador 15
· Fase B apresenta perfil de FP instável, porém acima do valor de referência para
trechos do período monitorado; · Fase A apresenta perfil de FP com todos os valores abaixo do valor de referência,
enquanto a fase C apresenta perfil alcançando valores nulos; · Avaliação geral por fase:
Fase Valor médio
por fase
Percentual de amostras
menores que 0,92
0,71 100,0% 0,80 67,9% 0,26 100,0%
· Compensação de reativos:
o Diferença de dimensionamento de banco para horários comerciais e não comerciais;
o Para , banco de pelo menos 90 kVAr.
· Redução do fator de potência devido às correntes harmônicas: o Reduções do fator de potência mais acentuadas na fase C; o Reduções médias (%):
§ Fase A: 0,37 § Fase B: 2,29 § Fase C: 9,45
o) Transformador 16
· Todas as fases apresentam redução do fator de potência em horário não comercial; · Fase B apresenta perfil de FP menos crítico que as demais fases, inserido em um
envelope de 0,9 a 1,0 indutivo, aproximadamente;
97
· Avaliação geral por fase:
Fase Valor médio
por fase
Percentual de amostras
menores que 0,92
0,85 69,7% 0,93 45,9% 0,72 73,1%
· Compensação de reativos:
o Diferença de dimensionamento de banco para horários comerciais e não comerciais;
o Para , banco de pelo menos 4 kVAr.
· Redução do fator de potência devido às correntes harmônicas: o Reduções do fator de potência mais acentuadas na fase C; o Reduções médias (%):
§ Fase A: 1,98 § Fase B: 1,58 § Fase C: 6,12
Das informações apresentadas, conclui-se que, no que se refere a fator de potência, o
Transformador 01 apresentou comportamento menos crítico, uma vez que foram registrados
valores negativos de potência do banco de capacitores (isto é, o fator de potência nestes
intervalos foi superior ao valor de referência, não necessitando, portanto, da injeção de
potência reativa capacitiva pelo banco). Para os demais pontos, observou-se a necessidade da
injeção de potência reativa capacitiva para todo o período monitorado.
Em geral, os fatores de potência variaram consideravelmente entre fases, havendo, por
exemplo, para um mesmo transformador, uma fase com 100% de amostras menores que 0,92
e outra fase com 0,1% de amostras menores que 0,92. Conclui-se ainda que a instalação de
bancos de capacitores para a compensação de reativos faz-se necessária para a rede em
estudo.
5.5 – Frequência
São avaliados a seguir os perfis de frequência elétrica medidos. Verifica-se que para
todos os pontos o perfil é suave, porém com picos positivos e negativos esporádicos. Excetua-
se o Transformador 8, que apresentou perfil instável, oscilante e com maior quantidade de
medições que violaram o valor de referência estabelecido no Módulo 8 do PRODIST.
98
a) Transformador 01
Percentual de medições que violaram valor de referência:
o : 11,8% o : 15,7% o Valores médio, máximo e mínimo (Hz): 60,0 / 60,5 / 59,4
b) Transformador 02
Percentual de medições que violaram valor de referência:
o : 11,3% o : 14,7% o Valores médio, máximo e mínimo (Hz): 60,0 / 60,6 / 59,6
c) Transformador 04
Percentual de medições que violaram valor de referência:
o : 7,3% o : 9,0% o Valores médio, máximo e mínimo (Hz): 60,0 / 60,3 / 59,7
d) Transformador 05
Percentual de medições que violaram valor de referência:
o : 5,7% o : 9,7% o Valores médio, máximo e mínimo (Hz): 60,0 / 60,2 / 59,7
e) Transformador 06
Percentual de medições que violaram valor de referência:
o : 8,1% o : 10,1% o Valores médio, máximo e mínimo (Hz): 60,0 / 60,3 / 59,4
f) Transformador 07
Percentual de medições que violaram valor de referência:
o : 5,3% o : 10,5% o Valores médio, máximo e mínimo (Hz): 60,0 / 60,4 / 59,4
99
g) Transformador 08
Percentual de medições que violaram valor de referência:
o : 52,1% o : 89,5% o Valores médio, máximo e mínimo (Hz): 61,4 / 82,9 / 47,6
h) Transformador 09
Percentual de medições que violaram valor de referência:
o : 52,1% o : 89,5% o Valores médio, máximo e mínimo (Hz): 61,4 / 82,9 / 47,6
i) Transformador 10
Percentual de medições que violaram valor de referência:
o : 9,3% o : 11,5% o Valores médio, máximo e mínimo (Hz): 60,0 / 60,8 / 58,8
j) Transformador 11
Percentual de medições que violaram valor de referência:
o : 14,4% o : 10,5% o Valores médio, máximo e mínimo (Hz): 60,0 / 60,4 / 59,5
k) Transformador 12
Percentual de medições que violaram valor de referência:
o : 9,7% o : 9,5% o Valores médio, máximo e mínimo (Hz): 60,0 /60,5 / 59,0
l) Transformador 13
Percentual de medições que violaram valor de referência: o : 13,3% o : 16,1% o Valores médio, máximo e mínimo (Hz): 60,0 / 60,4 / 59,4
100
m) Transformador 14
Percentual de medições que violaram valor de referência:
o : 9,5% o : 11,2% o Valores médio, máximo e mínimo (Hz): 60,0 / 60,6 / 50,0
n) Transformador 15
Percentual de medições que violaram valor de referência:
o : 9,4% o : 14,9% o Valores médio, máximo e mínimo (Hz): 60,0 / 60,7 / 53,1
o) Transformador 16
Percentual de medições que violaram valor de referência:
o : 5,8% o : 11,5% o Valores médio, máximo e mínimo (Hz): 60,0 / 60,3 / 59,7
5.6 – Potências Ativa, Reativa e Aparente
Para todos os pontos monitorados, verificou-se a horo-sazonalidade das potências,
com demandas máximas registradas nos horários comerciais. Na descrição a seguir é
apresentada a avaliação destas grandezas, inclusive no que se refere ao grau de
desbalanceamento entre fases do fluxo de potências.
a) Transformador 01
· Desequilíbrio entre fases, com fluxo da potência ativa na fase A destacando-se das demais;
· Observação de redução pontual da demanda por volta de 12h a 13h30min em dias úteis, ocasionada possivelmente por desligamento de cargas laboratoriais;
· Carregamento apresenta comportamento aproximadamente padrão em dias úteis, ocorrendo redução significativa entre 12h e 13h30min;
· Valores de carregamento em horário comercial: o Máximo: 49,6% o Mínimo: 14,5% o Média: 34,1%
· Avaliação do coeficiente de variação: o Potência ativa: , com o Potência reativa: , com
101
o Potência aparente: , com · Percentis de carregamento:
Faixa de
carregamento (%)
Nº de medições de
carregamento
Nº de medições de
carregamento (%)
<10 585 58,0%
10 – 20 108 10,7%
20 – 30 97 9,6%
30 – 40 171 17,0%
40 – 50 47 4,7%
b) Transformador 02
· Potências ativa e aparente com desequilíbrio menos acentuado que o desequilíbrio da potência reativa;
· Carregamento apresenta comportamento não padrão em dias úteis, com diferenças significativas entre dias úteis consecutivos, com os seguintes valores em horário comercial: o Máximo: 29,9% o Mínimo: 4,3% o Média: 20,3%
· Avaliação do coeficiente de variação: o Potência ativa: , com o Potência reativa: , com o Potência aparente: , com
· Percentis de carregamento:
Faixa de
carregamento (%)
Nº de medições de
carregamento
Nº de medições
de
carregamento
(%)
<10 624 61,9%
10 – 20 225 22,3%
20 – 30 159 15,8%
30 – 40 0 0,0%
40 – 50 0 0,0%
c) Transformador 04
· Para as potências ativa, reativa e aparente, Fases A e B com perfis aproximados,
porém fase C com valores comparativamente menores; · Carregamento apresenta comportamento padrão em dias úteis, com diferenças
pouco significativas entre dias úteis consecutivos, com os seguintes valores em horário comercial: o Máximo: 10,3% o Mínimo: 2,11% o Média: 6,3%
· Avaliação do coeficiente de variação: o Potência ativa: , com
102
o Potência reativa: , com o Potência aparente: , com
· Percentis de carregamento:
Faixa de
carregamento (%)
Nº de medições de
carregamento
Nº de medições de
carregamento (%)
<10 1007 99,9%
10 – 20 1 0,1%
20 – 30 0 0,0%
30 – 40 0 0,0%
40 – 50 0 0,0%
d) Transformador 05
· Potências ativa e aparente com desequilíbrio menos significativo que
desequilíbrio da potência reativa; · Carregamento apresenta comportamento não padrão em dias úteis, com os
seguintes valores em horário comercial: o Máximo: 12,9% o Mínimo: 6,3% o Média: 10,4%
· Avaliação do coeficiente de variação: o Potência ativa: , com o Potência reativa: , com o Potência aparente: , com
· Percentis de carregamento:
Faixa de
carregamento (%)
Nº de medições de
carregamento
Nº de medições de
carregamento (%)
<10 886 87,9%
10 – 20 122 12,1%
20 – 30 0 0,0%
30 – 40 0 0,0%
40 – 50 0 0,0%
e) Transformador 06
· Potência ativa com desequilíbrio aumentado principalmente pela fase C; · Potência reativa com desequilíbrio mais crítico que desequilíbrios da potência
aparente; · Carregamento apresenta comportamento aproximadamente padrão em dias úteis,
com os seguintes valores em horário comercial: o Máximo: 34,2% o Mínimo: 12,1% o Média: 23,9%
· Avaliação do coeficiente de variação: o Potência ativa: , com o Potência reativa: , com o Potência aparente: , com
· Percentis de carregamento:
103
Faixa de
carregamento (%)
Nº de medições de
carregamento
Nº de medições de
carregamento (%)
<10 659 65,4%
10 – 20 88 8,7%
20 – 30 242 24,0%
30 – 40 19 1,9%
40 – 50 0 0,0%
f) Transformador 07
· Fase C com valores quase nulos de potências ativa, reativa e aparente; · Carregamento apresenta comportamento aproximadamente padrão em dias úteis,
com os seguintes valores em horário comercial: o Máximo: 27,9% o Mínimo: 9,7% o Média: 22,8%
· Avaliação do coeficiente de variação: o Potência ativa: , com o Potência reativa: , com o Potência aparente: , com
· Percentis de carregamento:
Faixa de
carregamento (%)
Nº de medições de
carregamento
Nº de medições de
carregamento (%)
<10 502 49,8%
10 – 20 258 25,6%
20 – 30 247 24,5%
30 – 40 1 0,1%
40 – 50 0 0,0%
g) Transformador 08
· Potências ativa e aparente com desequilíbrio reduzido, comparativamente aos
demais pontos de medição; · Carregamento apresenta comportamento aproximadamente padrão em dias úteis,
com os seguintes valores em horário comercial: o Máximo: 35,2% o Mínimo: 18,3% o Média: 26,9%
· Avaliação do coeficiente de variação: o Potência ativa: , com o Potência reativa: , com o Potência aparente: , com
104
· Percentis de carregamento:
Faixa de
carregamento (%)
Nº de medições de
carregamento
Nº de medições de
carregamento (%)
<10 65 6,5%
10 – 20 599 59,4%
20 – 30 281 27,9%
30 – 40 63 6,2%
40 – 50 0 0,0%
h) Transformador 09
· Potências ativa, reativa e aparente desequilibradas, com Fase C apresentado
valores muito próximos a zero, e Fase B com valores superiores aos da Fase A para os horários comerciais;
· Carregamento apresenta comportamento aproximadamente padrão em dias úteis, com os seguintes valores em horário comercial: o Máximo: 24,0% o Mínimo: 1,9% o Média: 14,1%
· Avaliação do coeficiente de variação: o Potência ativa: , com o Potência reativa: , com o Potência aparente: , com
· Percentis de carregamento:
Faixa de
carregamento (%)
Nº de medições de
carregamento
Nº de medições de
carregamento (%)
<10 749 74,3%
10 – 20 234 23,2%
20 – 30 25 2,5%
30 – 40 0 0,0%
40 – 50 0 0,0%
i) Transformador 10
· Potências ativa, reativa e aparente com perfis aproximadamente constante, porém
com valores reduzidos, resultando em valores reduzidos de média e desvio padrão e por consequência valores elevados de coeficiente de variação;
· Carregamento apresenta comportamento regular em dias úteis com valores muito reduzidos, restrito a um envelope entre 0,6% e 0,8%, com os seguintes valores em horário comercial: o Máximo: 0,75% o Mínimo: 0,66% o Média: 0,71%
· Avaliação do coeficiente de variação: o Potência ativa: , com o Potência reativa: , com o Potência aparente: , com
105
· Percentis de carregamento:
Faixa de
carregamento (%)
Nº de medições de
carregamento
Nº de medições de
carregamento (%)
<10 1008 100,0%
10 – 20 0 0,0%
20 – 30 0 0,0%
30 – 40 0 0,0%
40 – 50 0 0,0%
j) Transformador 11
· Potências ativa e aparente menos desequilibradas que a potência reativa; · Carregamento apresenta comportamento aproximadamente padrão em dias úteis,
com os seguintes valores em horário comercial: o Máximo: 7,3% o Mínimo: 1,5% o Média: 5,9%
· Avaliação do coeficiente de variação: o Potência ativa: , com o Potência reativa: , com o Potência aparente: , com
· Percentis de carregamento:
Faixa de
carregamento (%)
Nº de medições de
carregamento
Nº de medições de
carregamento (%)
<10 1008 100,0%
10 – 20 0 0,0%
20 – 30 0 0,0%
30 – 40 0 0,0%
40 – 50 0 0,0%
k) Transformador 12
· Potências ativa e reativa com desequilíbrio, aumentado pelo perfil da fase B; · Carregamento apresenta comportamento irregular em dias úteis, com os seguintes
valores em horário comercial: o Máximo: 23,9% o Mínimo: 3,9% o Média: 14,3%
· Avaliação do coeficiente de variação: o Potência ativa: , com o Potência reativa: , com o Potência aparente: , com
106
· Percentis de carregamento:
Faixa de
carregamento (%)
Nº de medições de
carregamento
Nº de medições de
carregamento (%)
<10 753 74,7%
10 – 20 246 24,4%
20 – 30 9 0,9%
30 – 40 0 0,0%
40 – 50 0 0,0%
l) Transformador 13
· Desequilíbrio entre fases, com a fase C destacando-se das demais e as Fases A e B
com potências de valores praticamente nulos; · Carregamento apresenta comportamento regular ao longo do período de medição,
porém com valores muito pouco significativos, denotando utilização mínima do equipamento;
· Valores de carregamento em horário comercial: o Máximo: 1,18% o Mínimo: 0,50% o Média: 1,03%
· Avaliação do coeficiente de variação: o Potência ativa: , com o Potência reativa: , com o Potência aparente: , com
· Percentis de carregamento:
Faixa de
carregamento (%)
Nº de medições de
carregamento
Nº de medições de
carregamento (%)
<10 1008 100,0%
10 – 20 0 0,0%
20 – 30 0 0,0%
30 – 40 0 0,0%
40 – 50 0 0,0%
m) Transformador 14
· Potências ativa e reativa com desequilíbrio, aumentado pelo perfil da fase B; · Potência aparente com desequilíbrio reduzido, embora com , devido
à redução pontual brusca do valor médio das potências aparentes por fase no 1º dia de medição;
· Carregamento apresenta comportamento aproximadamente padrão em dias úteis, com os seguintes valores em horário comercial: o Máximo: 44,2% o Mínimo: 6,8% o Média: 36,0%
· Avaliação do coeficiente de variação: o Potência ativa: , com o Potência reativa: , com o Potência aparente: , com
107
· Percentis de carregamento:
Faixa de
carregamento (%)
Nº de medições de
carregamento
Nº de medições de
carregamento (%)
<10 585 58,0%
10 – 20 48 4,8%
20 – 30 78 7,7%
30 – 40 257 25,5%
40 – 50 40 4,0%
n) Transformador 15
· Perfil de potência ativa instável com desequilíbrio mais acentuado que o
desequilíbrio das potências reativa e aparente; · Carregamento apresenta comportamento aproximadamente padrão em dias úteis,
com os seguintes valores em horário comercial: o Máximo: 44,2% o Mínimo: 6,8% o Média: 36,0%
· Avaliação do coeficiente de variação: o Potência ativa: , com o Potência reativa: , com o Potência aparente: , com
· Percentis de carregamento:
Faixa de
carregamento (%)
Nº de medições de
carregamento
Nº de medições de
carregamento (%)
<10 581 57,6%
10 – 20 174 17,3%
20 – 30 248 24,6%
30 – 40 5 0,5%
40 – 50 0 0,0%
o) Transformador 16
· Perfis de potências ativa, reativa e aparente semelhantes para as fases A e B; perfil
da Fase C com valores próximos a zero; · Carregamento apresenta comportamento aproximadamente padrão em dias úteis,
porém com medições consideravelmente reduzidas, com os seguintes valores em horário comercial: o Máximo: 1,4% o Mínimo: 0,7% o Média: 0,9%
· Avaliação do coeficiente de variação: o Potência ativa: , com o Potência reativa: , com o Potência aparente: , com
108
· Percentis de carregamento:
Faixa de
carregamento (%)
Nº de medições de
carregamento
Nº de medições de
carregamento (%)
<10 1008 100,0%
10 – 20 0 0,0%
20 – 30 0 0,0%
30 – 40 0 0,0%
40 – 50 0 0,0%
A partir da Figura 4.5, das distâncias entre transformadores disponibilizadas no
Apêndice D e dos perfis de carregamentos apresentados no Apêndice C, é possível propor o
remanejamento de cargas entre transformadores adjacentes. A redistribuição foi proposta a
partir da posição geográfica dos transformadores e dos carregamentos medidos, de forma a
concentrar em uma unidade de transformação as cargas adjacentes.
Obviamente, devido às dificuldades técnicas para implementar esta redistribuição, o
intuito desta proposição é oferecer subsídios para a conexão futura de blocos de cargas, como
prédios e laboratórios, aos transformadores existentes.
Desta maneira, quando da expansão do campus, evita-se a instalação de novas
unidades de transformação, reduzindo custos para a Universidade e aumentando o grau de
utilização dos transformadores já em operação, atualmente subutilizados.
Para a proposição, foram considerados os equipamentos mais próximos e utilizada a
potência do transformador de destino como valor de referência para o cálculo do
carregamento após a reconfiguração.
Por exemplo, a primeira reconfiguração proposta, denominada Rearranjo 01, foi o
remanejamento das demandas dos Transformadores 01 e 02 para o Transformador 05 (neste
caso, o transformador de destino, cuja potência é 225 kVA).
Ressalte-se ainda que este levantamento é aproximado, uma vez que as demandas de
cada transformador não foram medidas simultaneamente. Entretanto, para tornar a análise
mais precisa, foram somadas as demandas em mesmos horários e dias da semana,
considerando que as cargas possuem um padrão de consumo aproximadamente constante em
função da hora e do dia da semana.
Por exemplo, para a primeira reconfiguração sugerida, foram adotadas as demandas a
partir das 10:10h das sextas-feiras para os transformadores 01, 02 e 05, embora estas sextas-
feiras tenham ocorrido em dias distintos do ano.
A proposta de reconfiguração da rede do CT é apresentada na Tabela 5.1. Da tabela,
observa-se que a carga do CT monitorada ao longo deste plano de medição poderia ser
109
suprida pelos Transformadores 05, 12 e 16 apenas, em detrimento dos quinze atualmente
ativos. Após a reconfiguração, os carregamentos máximos seriam de 80%, 74% e 71%,
respectivamente. Ainda da Tabela 5.1, conclui-se que, mesmo com a implementação dos
remanejamentos propostos, os carregamentos médios dos transformadores de destino ainda
seriam baixos, da ordem de 30%.
Tabela 5.1 – Proposta de remanejamento das cargas conectadas aos transformadores do CT.
Nº do Rearranjo
Transfor- madores
com demandas
rema- nejadas
Transfor- mador de
destino das demandas
rema-nejadas
Potência do transfor-mador de
destino das demandas
remanejadas (kVA)
Blocos supridos pelo
transfor-mador de
destino após remanejo
Carregamento do transformador de
destino após remanejo
01 01, 02 05 225
706, 711, 712, 717, 719, 705, 716, 720, 702,
703
Máximo 80,72%
Mínimo 5,07%
Médio 27,97%
02 04, 06, 07, 08, 09, 10
16 300 729, 715, 724, 718, 730, 725
Máximo 74,12%
Mínimo 14,13%
Médio 31,65%
03 11, 13, 14,
15 12 225
726, 704, 713, 727, 708, 709,
710
Máximo 71,22%
Mínimo 6,44%
Médio 29,83%
Fonte: autor.
Considere-se ainda a Tabela 5.2, em que se avalia o carregamento dos transformadores
de destino caso as demandas máximas de cada transformador ocorressem simultaneamente.
Da tabela, observa-se que, nesta condição de operação, os carregamentos dos
Transformadores 05, 16 e 12 seriam, respectivamente, 88,3%, 83,2% e 88,5%. Ressalte-se
porém que este cenário é hipotético, visto que as demandas máximas dos transformadores
ocorreram em horários e dias distintos. Desta forma, ainda que as demandas máximas
ocorressem simultaneamente, os transformadores de destino supririam as cargas remanejadas.
Evidencia-se também o baixo percentual de utilização dos transformadores do CT a
partir da avaliação global do carregamento desta rede. Considere-se, por exemplo, a operação
simultânea de todos os transformadores com o carregamento máximo medido de cada ponto.
Neste cenário hipotético, as potências aparentes máximas medidas somam 647,94
kVA, enquanto que as potências nominais dos quinze transformadores ativos do CT somam
2.550 kVA. Desta forma, ainda que todas as cargas operassem simultaneamente com a
110
demanda máxima, a potência instalada das unidades de transformação do CT estaria operando
com um carregamento global de 25,4%.
Tabela 5.2 – Avaliação do carregamento dos transformadores para cenário de máxima demanda simultânea das cargas remanejadas.
Nº do Rearranjo
Demandas máximas medidas
(kVA)
Soma das demandas máximas medidas (kVA)
Potência do transformador de destino das
demandas remanejadas
(kVA)
Carregamento do transformador de
destino com demanda máxima
simultânea
01
Trafo 01 111,6
198,7 225 88,3% Trafo 02 58,6
Trafo 05 28,5
02
Trafo 04 23,1
249,5 300 83,2%
Trafo 06 76,9 Trafo 07 45,9 Trafo 08 79,1 Trafo 09 17,9 Trafo 10 0,5 Trafo 16 6,1
03
Trafo 11 17,7
199,1 225 88,5% Trafo 12 53,8 Trafo 13 1,11 Trafo 14 33,1 Trafo 15 93,4
Fonte: autor.
Na Tabela 5.3 são apresentados os fatores de carga dos pontos da rede monitorada,
calculados conforme descrito no Capítulo 2.
Tabela 5.3 – Fatores de carga da rede elétrica do CT. Transformador Fator de Carga
01 0,34 02 0,38 04 0,35 05 0,32 06 0,22 07 0,50 08 0,53 09 0,34 10 0,33 11 0,21 12 0,16 13 0,68 14 0,39 15 0,16 16 0,18
Fonte: autor.
111
Da tabela, observa-se que, dos quinze transformadores monitorados, apenas três
apresentaram fator de carga igual ou superior a 0,5, enquanto que três pontos apresentaram
fator de carga inferior a 0,2.
Foi calculado ainda o fator de carga global, , a partir da soma das demandas de
todos os transformadores do CT, para o período de cinco dias consecutivos. Como as
medições não foram realizadas simultaneamente, fez-se necessária a adequação das medições
para que fossem somadas as demandas nos mesmos dias e horários da semana, embora
tenham sido medidas em meses distintos do ano.
Utilizando-se as Equações 2.6 e 2.11, obteve-se:
Da Tabela 5.3 e do valor calculado de , conclui-se que o remanejamento de
cargas do CT ao longo do dia deve ser avaliado e, se possível, implementado. Entretanto,
dadas as características das cargas do CT, que majoritariamente funcionam no período diurno,
provavelmente a quantidade de cargas remanejáveis é bastante reduzida, dificultando o
gerenciamento da demanda para elevação do fator de carga.
Os Transformadores 07, 08 e 13 apresentaram fatores de carga relativamente elevados.
Entretanto, isto se deveu aos baixos carregamentos destas unidades, o que resulta em
diferenças pouco significativas em horários comerciais e não comerciais e, portanto, elevado
fator de carga.
Ressalte-se ainda que as curvas de carga e o cálculo do fator de carga apresentados
neste trabalho foram obtidos a partir das medições de potência ativa em dias úteis, embora
alguns intervalos de dias não úteis tenham sido utilizados para que fossem abrangidos cinco
dias completos. Por exemplo, para o Transformador 01, o primeiro dia compreende das
10h10min de uma sexta-feira às 10h de um sábado, com expurgo do domingo. Foram
retirados da análise os dias não úteis visto que, nestes dias de carregamento mínimo dos
transformadores, não é possível avaliar a distribuição de cargas ao longo do dia.
112
5.7 – Tensões de Fase e de Linha
A descrição a seguir apresenta a avaliação global das tensões de fase e de linha da rede
em estudo. Observa-se que para todos os pontos houve conformidade com os valores de
referência estabelecidos pelo PRODIST, no que se refere a DRP, DRC e FD.
a) Transformador 01
· Tensão da fase B com valores superiores às demais, aumentando o desequilíbrio; · Histograma de tensões: ocorrências mais frequentes entre 0,98 e 1,03 p.u; · Tensões de fase: ; · Tensões de linha: ; · Indicadores
o o
b) Transformador 02
· Tensão da fase B com valores maiores que as demais, aumentando o desequilíbrio; · Histograma de tensões: ocorrências mais frequentes entre 0,98 e 1,03 p.u; · Tensões de fase: ; · Tensões de linha: ; · Indicadores
o o
c) Transformador 04
· Tensão da fase C com perfil superior aos perfis das demais fases; tensões de linhas com perfis das fases B e C superiores ao perfil da fase A; · Histograma de tensões: ocorrências mais frequentes entre 0,99 e 1,04 p.u; · Tensões de fase: ; · Tensões de linha: ; · Indicadores
o o
d) Transformador 05
· Tensão da fase C com valores maiores que as demais, aumentando o desequilíbrio; · Histograma de tensões: ocorrências mais frequentes entre 0,98 e 1,03 p.u; · Tensões de fase: ; · Tensões de linha: ; · Indicadores
o o
113
e) Transformador 06
· Tensão da fase B com valores maiores que as demais, aumentando o desequilíbrio; · Histograma de tensões: ocorrências mais frequentes entre 0,98 e 1,03 p.u; · Tensões de fase: ; · Tensões de linha: ; · Indicadores
o o
f) Transformador 07
· Tensão de fase com desequilíbrio reduzido, com exceção de um valor pontual de maior desequilíbrio em que ; · Histograma de tensões: ocorrências mais frequentes entre 0,98 e 1,03 p.u; · Tensões de fase, desconsiderando valor pontual atípico: ; · Tensões de linha: ; · Indicadores:
o o
g) Transformador 08
· Tensões de fase e de linha com pouco desequilíbrio; · Histograma de tensões: ocorrências mais frequentes entre 1,00 e 1,04 p.u; · Tensões de fase: ; · Tensões de linha: ; · Indicadores:
o o
h) Transformador 09
· Tensões de fase e de linha com pouco desequilíbrio, com perfil da tensão da Fase A com valores superiores às demais; · Histograma de tensões: ocorrências mais frequentes entre 0,98 e 1,03 p.u; · Tensões de fase: ; · Tensões de linha: ; · Indicadores:
o o
i) Transformador 10
· Tensões de fase e de linha com pouco desequilíbrio, com perfil da tensão da Fase A com valores superiores às demais; · Histograma de tensões: ocorrências mais frequentes entre 0,98 e 1,03 p.u; · Tensões de fase: ;
114
· Tensões de linha: ; · Indicadores:
o o
j) Transformador 11
· Tensão da fase C com valores maiores que as demais, aumentando o desequilíbrio; · Histograma de tensões: ocorrências mais frequentes entre 0,98 e 1,03 p.u; · Tensões de fase: ; · Tensões de linha: ; · Indicadores:
o o
k) Transformador 12
· Tensão da fase C com valores maiores que as demais, aumentando o desequilíbrio; · Histograma de tensões: ocorrências mais frequentes entre 0,98 e 1,03 p.u; · Tensões de fase: ; · Tensões de linha: ; · Indicadores:
o o
l) Transformador 13
· Tensões da fase C com valores maiores que da Fase B, que por sua vez foram maiores que as da Fase A, aumentando o desequilíbrio; · Histograma de tensões: ocorrências mais frequentes entre 0,98 e 1,03 p.u; · Tensões de fase: ; · Tensões de linha: ; · Indicadores:
o o
m) Transformador 14
· Tensão da fase B com valores maiores que as demais, aumentando o desequilíbrio; · Histograma de tensões: ocorrências mais frequentes entre 0,98 e 1,04 p.u; · Tensões de fase: ; · Tensões de linha: ; · Indicadores:
o o
n) Transformador 15
· Tensões de fase e de linha com desequilíbrios reduzidos;
115
· Histograma de tensões: ocorrências mais frequentes entre 0,98 e 1,03 p.u; · Tensões de fase: ; · Tensões de linha: ; · Indicadores:
o o
o) Transformador 16
· Tensões de fase e de linha com desequilíbrios reduzidos, com exceção das tensões de fase, para as quais o perfil da Fase B se destaca das demais, porém sem elevar consideravelmente a quantificação do desequilíbrio; · Histograma de tensões: ocorrências mais frequentes entre 0,98 e 1,03 p.u; · Tensões de fase: ; · Tensões de linha: ; · Indicadores:
o o
5.8 – Interrupções
Ao longo da execução do plano de medição, ocorreram interrupções pontuais,
conforme Tabela 5.419.
Da tabela, observa-se que houve interrupção de fornecimento em seis transformadores
e que as interrupções representaram percentuais que variaram entre 1% e 5% do período de
medição de cada ponto, incluídas as medições expurgadas que excederam as 1.008 amostras
válidas utilizadas.
Tabela 5.4 – Histórico de interrupções.
Denominação Dia da
interrupção Intervalo da interrupção
Percentual do período de medição realizado
Indicadores de Continuidade Individuais20
Transformador 07 26/11/2011 · 08h50min a
10h10min 1,2%
04/12/2011 · 14h40min a
16h00min
19 Nesta tabela, o percentual do período de medição realizado representa a razão percentual entre o número de amostras equivalente à duração da interrupção e o total de amostras medidas. 20 Os indicadores de continuidade individuais são definidos na Resolução da ANEEL nº 024/2000, a saber: DIC (Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora), que quantifica o intervalo de tempo em que ocorreu descontinuidade no suprimento de energia elétrica, e FIC (Frequência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora), que quantifica o número de interrupções ocorridas, no período de observação.
116
Tabela 5.4 – Histórico de interrupções (cont).
Transformador 10 26/04/2012 00h30min a 02h00min
0,9%
Transformador 12 10/05/2011 11h50min a 14h50min
1,2%
Transformador 13 19/03/2012 · 08h10min a
17h20min 4,0%
27/03/2012 · 04h50min a
07h50min
Transformador 14 08/10/2011 08h20min a 18h20min
5,2%
Transformador 15 01/05/2011 06h40min a 09h20min
1,3%
Fonte: autor.
5.9 – Conclusão
A rede elétrica do CT da UFC requer ações corretivas para elevação dos níveis da
qualidade da energia elétrica. O diagnóstico apresentado no presente capítulo demonstra que
foram identificados diversos aspectos técnicos e gerenciais que devem ser avaliados pelos
gestores da rede.
As ações podem ser corretivas para os problemas identificados, preventivas para a
preservação de componentes da rede e das cargas, além da implantação de medidas que
tornem a rede mais eficiente em seu estado atual.
As ações devem também permitir sua evolução tecnológica e expansão para
atendimento à crescente demanda da Universidade e para a conformidade às normas e às
novas tecnologias que estão sendo implantadas como parte do processo de sua modernização.
Do estudo apresentado neste capítulo, podem ser destacadas as avaliações
apresentadas a seguir.
Quanto às correntes de fase, os resultados demonstraram, em geral, perfis
desequilibrados. Apenas os Transformadores 06 e 12 apresentaram baixo coeficiente de
variação médio entre fases. Para os demais pontos, os coeficientes de variação médios
calculados foram médios e altos, conforme definição apresentada na Seção 4.4.1. Destacam-se
também os Transformadores 04, 07, 09 e 16, os quais apresentaram maiores desequilíbrios
entre as correntes de fase, denotando má distribuição de cargas nos circuitos de alimentação
supridos por estes transformadores.
A taxa de distorção harmônica total de corrente apresentou comportamento crítico em
todos os pontos, requerendo ações corretivas imediatas para a minimização das taxas. Para
todos os pontos, o percentual de amostras que violaram o valor de referência desta grandeza
117
foi de pelo menos 80%. Para dez dos transformadores, a violação ocorreu para 100% das
amostras das três fases, ratificando o elevado grau de violação do valor de referência deste
parâmetro.
Por outro lado, a taxa de distorção harmônica total de tensão teve comportamento
normativamente adequado para todos os pontos monitorados, à exceção do oitavo
transformador. Para este ponto, 40,48% das amostras de da fase B foram superiores ao
valor de referência.
No que diz respeito ao fator de potência, a rede do Pici requer ações corretivas
urgentes. Em todos os pontos monitorados houve violação do valor de referência, embora para
alguns pontos a não adequação tenha sido mais crítica do que para outros.
Para o Transformador 10, por exemplo, todas as amostras de fator de potência
violaram o valor de referência. Para os Transformadores 07 e 08, as fases A e C apresentaram
violação do valor de referência do fator de potência para mais de 90% das amostras. Para a
fase C, entretanto, a violação ocorreu somente para 0,1% e 0,2% das amostras,
respectivamente. Das medições realizadas, conclui-se que esta grandeza requer ações
corretivas imediatas para sua adequação normativa.
Também foram estimados os bancos de capacitores necessários para a compensação
de reativos. Verificou-se que para todos os pontos houve necessidade da instalação de bancos,
cujas potências calculadas variaram de 4 kVAr (para o Transformador 01, o qual apresentou
menores necessidades de compensação) até 90 kVAr (para o Transformador 15), cujos perfis
de fator de potência foram consideravelmente críticos.
Ainda no que se refere ao fator de potência, foram estimadas as reduções desta
grandeza devidas à presença de correntes harmônicas na rede. Em geral, os fatores de
potência da instalação sofreram reduções variando entre 0% e 10% aproximadamente,
ocorrendo, entretanto, reduções mais significativas ocasionadas pelos maiores níveis de
poluição harmônica. Para o Transformador 09, ocorreram reduções da ordem de 24% na fase
C. Para os Transformadores 10, 11 e 14, reduções de até 74%, 33% e 33%, respectivamente.
Conclui-se, portanto, que a compensação de reativos aliada à redução das correntes
harmônicas é necessária para a elevação do fator de potência das instalações do CT.
As medições de frequência elétrica apresentaram violação dos valores de referência
para todos os pontos, porém em pequenas quantidades percentuais de amostras
comparativamente a outras grandezas. O percentual de violação situou-se entre
aproximadamente 5% e 15% das amostras, com exceção do 8° ponto, em que se registraram
maiores índices de violação comparativamente aos demais pontos monitorados.
118
As potências ativa, reativa e aparente apresentaram, em geral, perfis com considerável
desequilíbrio entre fases, destacando-se, porém, o baixo carregamento dos transformadores da
rede.
Para todos os pontos, o valor máximo de carregamento foi inferior a 50%, denotando
margem livre para conexão de novos prédios aos transformadores ou remanejamento de
cargas, com vistas à redução de perdas por baixo carregamento e otimização da alocação de
cargas do CT.
Também, a redução de custos para a Universidade no processo de expansão
patrimonial sem a necessidade de instalação de novos transformadores até que o carregamento
ideal dos existentes seja alcançado.
Quanto ao baixo carregamento, destacam-se os Transformadores 10, 11, 13 e 16, os
quais apresentaram percentuais abaixo de 10%, com valores máximos ínfimos, mesmo em
horários comerciais, quando são esperadas maiores demandas. A proposta de remanejamento
de cargas demonstrou que atualmente é injustificada a instalação de novos transformadores na
rede do CT, uma vez que muitas das unidades de transformação disponíveis operam com
carregamentos mínimos.
Os percentis de carregamento apresentados demonstram que os percentuais de
carregamento inferiores a 10% são mais frequentes, sendo superiores a 50% em treze dos
pontos monitorados. Destacam-se ainda os Transformadores 04, 10, 11, 13 e 16, os quais
apresentaram carregamentos inferiores a 10% em 100% do tempo de monitoramento.
Por fim, a análise dos perfis de tensões de fase e de linha demonstrou que ambas as
grandezas apresentaram reduzido desequilíbrio entre fases e adequação normativa dos valores
medidos.
119
CAPÍTULO 6
CONCLUSÃO E DESENVOLVIMENTO FUTUROS
A partir do diagnóstico de qualidade de energia elétrica apresentado no presente
estudo, conclui-se que a rede elétrica do CT, em conjunto com as proposições para a sua
modernização, requer ações corretivas para elevação dos níveis de QEE.
Em resumo, devem ser avaliados principalmente os seguintes aspectos:
· Buscar a redução dos desequilíbrios entre fases de correntes e potências,
possivelmente agravados pela conexão desordenada de cargas não trifásicas aos
circuitos;
· Manter um acompanhamento periódico sobre a injeção de harmônicos na rede,
identificando unidades que concentram cargas não lineares. É sugerida a instalação de
filtros harmônicos para o controle das taxas de distorção harmônica de corrente, as
quais apresentaram valores críticos para todos os pontos monitorados;
· Instalação de bancos de capacitores ao longo de toda a rede para elevação do fator de
potência, que também apresentou perfis críticos para todos os pontos da rede, levando-
se em consideração a varredura em frequência no ponto de instalação a fim de avaliar
o risco de ressonâncias;
· Avaliar a redistribuição de cargas entre os transformadores subutilizados e evitar a
instalação de novos transformadores quando da construção de novos prédios até que o
carregamento ideal de cada equipamento seja alcançado, conforme recomendações
disponíveis na literatura.
Para dar suporte aos estudos que propõem a modernização da rede elétrica do Campus
do Pici, através da avaliação global da qualidade de energia elétrica circulante no campus, o
plano de medição realizado no presente estudo pode ser ampliado para todas as unidades de
transformação do sistema.
Entretanto, dada a extensão da rede, é de grande valia a definição de um planejamento
com a participação dos gestores da rede, do pessoal responsável pela manutenção e da equipe
designada para a condução o plano. Desta maneira, atrasos no cronograma poderão ser
evitados e maior celeridade para a construção de um diagnóstico poderá ser alcançada.
120
A partir dos resultados apresentados, podem ser propostos como trabalhos futuros:
· A aplicação da metodologia descrita como um algoritmo para a elaboração de uma
ferramenta computacional que permita o tratamento dos dados de um plano de
medição para a construção de um diagnóstico de QEE;
· A execução do plano de medição em todo o Campus do Pici, a partir da metodologia
empregada, utilizando a ferramenta desenvolvida para a elaboração do diagnóstico da
rede de todo o campus;
· A utilização do levantamento das distâncias entre os transformadores da rede elétrica
do CT-UFC para a instalação de um sistema de comunicação via RF Mesh a ser
implantado no processo de modernização da rede do Campus do Pici, atualmente em
andamento, bem como estender o levantamento para os demais transformadores da
rede elétrica do campus.
121
REFERÊNCIAS
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