UNIJUI – UNIVERSIDADE REGIONAL DO NOROESTE DO ESTADO DO RIO
GRANDE DO SUL
CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA
JOEL ALBERTO DALCIN
ADEQUAÇÃO DOS NÍVEIS DE TENSÃO EM UM SISTEMA ELÉTRICO DE
DISTRIBUIÇÃO EM MÉDIA TENSÃO – ESTUDO DE CASO
Ijuí
2013
JOEL ALBERTO DALCIN
ADEQUAÇÃO DOS NÍVEIS DE TENSÃO EM UM SISTEMA ELÉTRICO DE
DISTRIBUIÇÃO EM MÉDIA TENSÃO – ESTUDO DE CASO
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao
Curso de Engenharia Elétrica da Universidade
Regional do Estado do Rio Grande do Sul – Unijuí,
como requisito parcial para obtenção do grau de
Engenheiro Eletricista.
Orientador: Eliseu Kotlinski
Ijuí
2013
DEPARTAMENTO DE CIÊNCIAS EXATAS E ENGENHARIA - DCEEng
CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA
A COMISSÃO ABAIXO ASSINADA APROVA O PRESENTE
TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO INTITULADO:
ADEQUAÇÃO DOS NÍVEIS DE TENSÃO EM UM SISTEMA ELÉTRICO DE
DISTRIBUIÇÃO EM MÉDIA TENSÃO – ESTUDO DE CASO
ELABORADO POR:
JOEL ALBERTO DALCIN
COMO REQUISITO PARCIAL PARA OBTENÇÃO DO TÍTULO DE ENGENHEIRO
ELETRICISTA
COMISSÃO EXAMINADORA:
__________________________________
Orientador: Prof. Eliseu Kotlinski
__________________________________
Banca: Prof. Moises Santos
DEDICATÓRIA
Aos meus pais Diomar José Bonaldo Dalcin e
Albertina Inês Dalcin pelo incentivo que
sempre me deram, e também por
terem dedicado suas vidas a mim,
pelo seu grande amor, carinho e
apoio, dedico-lhes essa conquista
em agradecimento.
AGRADECIMENTOS
Agradeço primeiramente a Deus por ter me dado saúde para realizar esse trabalho.
Ao Meu pai Diomar e minha mãe Albertina, por me ajudarem em tudo para que eu
pudesse chegar ao final deste trabalho, amo vocês e sempre levarei algo de vocês em meu
coração e em minha vida.
A minha namorada Deisiana, pelo carinho e incentivo.
Agradeço, de forma especial, meu orientador e amigo, professor Eliseu Kotlinski, pela
dedicação e paciência;
A Eng.ª Lisandra Flores Martins, pelo apoio e amizade.
Aos meus colegas de trabalho na RGE, especialmente ao Helder Franceschetto,
Marciano André Knebel e os Gestores Mauricio Tolfo, Celso Arnold e Fernando Busanelo
que, de alguma forma, auxiliaram ou contribuíram com ajustes de horários para que eu
pudesse desenvolver as atividades.
Aos meus colegas do curso de Engenharia Elétrica.
Aos professores e funcionários do Departamento de Tecnologia.
O autor
RESUMO
Um perfil de tensão adequado traz benefícios tanto para as distribuidoras quanto para os
consumidores, pois com isso as perdas de potência do sistema de distribuição diminuem e os
equipamentos operam corretamente, além disso, as penalidades as quais a concessionária é
submetida caso não satisfaça os limites estabelecidos pelo órgão regulador podem ser
evitadas. O controle do perfil de tensão nas redes de distribuição é uma tarefa rotineira em
distribuidoras de energia. Com uma legislação rígida sobre os níveis de tensão, as unidades
consumidoras que estão com o fornecimento fora dos padrões estipulados pela ANEEL
(Agência Nacional de Energia Elétrica) recebem compensação financeira pelo serviço
inadequado, ou seja, descontos em sua conta de energia elétrica. O ajuste coordenado dos
equipamentos, a alocação de banco de capacitores e reguladores de tensão, bem como a
substituição de condutores ao longo dos alimentadores são ações práticas para garantir níveis
de tensão adequados aos consumidores. Foi utilizado a base de cadastro georeferenciado de
um alimentador que atende a área rural e urbana das cidades de Palmeira das Missões e Novo
Barreiro. O mesmo possui configuração radial com recurso, atende a 1.766 clientes com uma
extensão total de 158,32 Km. Neste trabalho são realizadas simulações a fim de otimizar os
níveis de tensão no referido alimentador, considerando as redes primárias de distribuição, o
qual se encontra em inconformidade com a atual legislação. Os resultados obtidos são
comparados e analisados sob o ponto de vista técnico, a fim de obter as diferenças entre as
alternativas propostas, se visualizando então a mais eficiente para a concessionária.
Palavras chaves: Rede de Distribuição; Níveis de Tensão; Banco de Capacitores; Reguladores
de Tensão.
ABSTRACT
A voltage profile suitable benefits both as distributors to consumers, because with this the
power losses in the distribution system reduces equipment operating properly and, in addition,
the penalties which the utility is subjected case does not satisfy the thresholds established by
the regulatory body can be avoided. The control voltage profile in distribution networks is a
routine task in power distribution. With strict legislation on voltage levels, consumer units
that are providing out the standards required by ANEEL (National Electric Energy Agency)
receive financial compensation for inadequate service, or discounts on your electricity bill.
The coordinated set of equipment, allocation of capacitor banks and voltage regulators, and
the replacement of conductors over the feeders are practical actions to ensure proper voltage
levels to consumers. Based on the georeferenced registration of a feeder that serves rural and
urban areas of Palmeira das Missões and Novo Barreiro, using the radial configuration, which
serves 1,766 customers, with a total length of 158.32 km, this work simulations are performed
in order to optimize voltage levels on said feeder, considering the primary distribution, which
is in disagreement with the current legislation. The results are compared and analyzed from
the technical point of view, in order to get the differences between alternative proposals, then
visualizing it more efficient for the dealership.
Keywords: Distribution Network; Voltage Levels; Capacitor Bank; Voltage Regulators.
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
Figura 1- Estrutura institucional do setor elétrico brasileiro. ................................................. 21
Figura 2 - Relação entre agentes e consumidores. ................................................................. 23
Figura 3 - Faixas de tensões em relação a tensão de referência. ............................................ 26
Figura 4- Distribuição das perdas técnicas. ........................................................................... 30
Figura 5 - Diagrama unifilar sistema radial simples. ............................................................. 34
Figura 6 – Diagrama unifilar sistema radial simples com seccionamento. ............................. 34
Figura 7 – Diagrama unifilar do sistema radial com recurso. ................................................ 35
Figura 8 – Diagrama unifilar do sistema em Anel na mesma barra aberto. ............................ 36
Figura 9 – Diagrama unifilar do sistema em anel na mesma barra fechado. .......................... 36
Figura 10 – Comportamento da lâmpada incandescente a variação de tensão........................ 39
Figura 11 – Comportamento da lâmpada fluorescente a variação de tensão. ......................... 40
Figura 12 – Comportamento da lâmpada de vapor de mercúrio a variação de tensão. ........... 40
Figura 13 - Motor de indução em função da variação de tensão. ........................................... 41
Figura 14 - Potência em função da tensão em uma carga resistiva. ....................................... 43
Figura 15- Perfil de tensão de um regulador de tensão. ......................................................... 45
Figura 16 - Operação do RT em função da demanda da rede. ............................................... 47
Figura 17 - Efeito da operação de um capacitor Fixo. ........................................................... 49
Figura 18 - Efeito da operação de um capacitor automático. ................................................. 49
Figura 19 - Comportamento carga indutiva com um banco de capacitor. .............................. 50
Figura 20 – Comportamento da queda de tensão numa rede elétrica. .................................... 51
Figura 21 - Triângulo das Potências. .................................................................................... 51
Figura 22 - Influência do capacitor no perfil de tensão do alimentador. ................................ 52
Figura 23 - Características elétricas das cargas capacitivas. .................................................. 53
Figura 24 - Localização do banco de capacitor. .................................................................... 54
Figura 25 - Risco de energização da fase aberta ................................................................... 55
Figura 26- Modelamento de um alimentador de curta distância. ........................................... 56
Figura 27- Melhoria máxima da queda de tensão com troca de condutor. ............................. 58
Figura 28 - Área de concessão da RGE. ............................................................................... 59
Figura 29 - Distribuição das regionais. ................................................................................. 60
Figura 30 – Configuração dos alimentadores da SE PMI ...................................................... 61
Figura 31- Níveis de tensão dos alimentadores da SE PMI ................................................... 62
Figura 32 - Situação madrugada 2013. ................................................................................. 67
Figura 33 - Tensão x Distância – madrugada 2013. .............................................................. 68
Figura 34 - Situação manhã 2013. ........................................................................................ 69
Figura 35 - Tensão x Distância - Manhã 2013. ..................................................................... 70
Figura 36 - Situação tarde 2013. ........................................................................................... 71
Figura 37 - Tensão x Distância - Tarde 2013. ....................................................................... 72
Figura 38 - Situação noite 2013. ........................................................................................... 73
Figura 39 - Tensão x Distância - Noite 2013. ....................................................................... 74
Figura 40 - Situação 2014. ................................................................................................... 76
Figura 41 - Tensão x Distância – 2014. ................................................................................ 77
Figura 42 - Carregamento dos condutores – 2014. ................................................................ 78
Figura 43 - Situação 2015. ................................................................................................... 79
Figura 44 - Tensão x Distância – 2015. ................................................................................ 80
Figura 45 - Carregamento dos condutores – 2015. ................................................................ 81
Figura 46 - Situação 2016. ................................................................................................... 82
Figura 47 - Tensão x Distância – 2016. ................................................................................ 83
Figura 48 - Carregamento dos condutores – 2016. ................................................................ 84
Figura 49 - Situação 2017. ................................................................................................... 85
Figura 50 - Tensão x Distância – 2017. ................................................................................ 86
Figura 51 - Carregamento dos condutores – 2017. ................................................................ 87
Figura 52 - Situação 2018. ................................................................................................... 88
Figura 53 - Tensão x Distância – 2018. ................................................................................ 89
Figura 54 - Carregamento condutores – 2018. ...................................................................... 90
Figura 55 - Trechos com carregamento acima do estabelecido.............................................. 93
Figura 56 - Recondutoramento do trecho 1. .......................................................................... 94
Figura 57 - Recondutoramento do trecho 2. .......................................................................... 95
Figura 58 - Recondutoramento do trecho 3. .......................................................................... 96
Figura 59 - Recondutoramento do trecho 4. .......................................................................... 97
Figura 60 - Comparativo Pré-alternativa 1 x Pós-alternativa 1. ............................................. 99
Figura 61 - Tensão x Distância – Pós-alternativa 1. ............................................................ 100
Figura 62 – Novo local do RT existente. ............................................................................ 103
Figura 63 - Situação após o deslocamento do RT existente. ................................................ 104
Figura 64 - Local de instalação do novo RT. ...................................................................... 105
Figura 65 - Situação após instalação no novo RT. .............................................................. 106
Figura 66 - Comparativo Pré-alternativa 2 x Pós-alternativa 2. ........................................... 107
Figura 67 - Tensão x Distância – Pós-alternativa 2. ............................................................ 108
Figura 68 - Local de instalação do BC1. ............................................................................. 111
Figura 69 – Situação após instalação do BC1. .................................................................... 112
Figura 70 - Local de instalação do BC2. ............................................................................. 113
Figura 71 - Situação após instalação BC1 e BC2. ............................................................... 114
Figura 72 - Comparativo Pré-alternativa 3 x Pós-alternativa 3. ........................................... 115
Figura 73 - Tensão x Distância – Pós-alternativa 3. ............................................................ 116
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 – Faixas de tensões em conexão com tensão nominal superior a 1kV e inferior a
69Kv. ................................................................................................................................... 26
Tabela 2 – Capacidade de condução nominal dos condutores. .............................................. 58
Tabela 3 - Carregamento atual do alimentador. .................................................................... 63
Tabela 4 - Tensões de linha atual no barramento do alimentador. ......................................... 63
Tabela 5 - Tipo de condutores existentes no alimentador. ..................................................... 64
Tabela 6 – Perdas atuais no alimentador ............................................................................... 64
Tabela 7 - Patamares de horários. ......................................................................................... 65
Tabela 8 – Ponto máx. e mín. de tensão – 2013 x 2018......................................................... 89
Tabela 9 - Carregamento do alimentador – 2013 x 2018. ...................................................... 90
Tabela 10 - Tensão na barra inicial – 2013 x 2018................................................................ 91
Tabela 11 - Perdas no alimentador – 2018 x 2018. ............................................................... 91
Tabela 12 - Fator de Potência – 2013 x 2018. ....................................................................... 92
Tabela 13 – Pontos máx. e mín. de tensão – Pré-alternativa 1 x Pós-alternativa 1. .............. 100
Tabela 14 - Carregamento do alimentador – Pré-alternativa 1 x Pós-alternativa 1. .............. 101
Tabela 15 - Perdas no alimentador – Pré-alternativa 1 x Pós-alternativa 1. ......................... 101
Tabela 16 - Fator de potência – Pré-alternativa 1 x Pós-alternativa 1. ................................. 101
Tabela 17 – Pontos Máx. e Mín. de tensão – Pré-alternativa 2 x Pós-alternativa 2. ............. 108
Tabela 18 - Carregamento do alimentador - Pré-alternativa 2 x Pós-alternativa 2. .............. 109
Tabela 19 - Perdas no alimentador - Pré-alternativa 2 x Pós-alternativa 2. .......................... 109
Tabela 20 - Fator de Potência - Pré-alternativa 2 x Pós-alternativa 2. ................................. 109
Tabela 21 – Pontas Máx. e Mín. de tensão – Pré-alternativa 3 x Pós-alternativa 3. ............. 116
Tabela 22 - Carregamento do alimentador – Pré-alternativa 3 x Pós-alternativa 3. .............. 117
Tabela 23 - Perdas no alimentador – Pré-alternativa 3 x Pós-alternativa 3. ......................... 117
Tabela 24 - Fator de Potência – Pré-alternativa 3 x Pós-alternativa 3. ................................. 117
Tabela 25 - Comparativo de tensões após simulações das alternativas. ............................... 120
Tabela 26- Comparativo de Perdas após as simulações das alternativas. ............................. 120
Tabela 27 - Comparativo de Fator de Potência após as simulações das alternativas. ........... 120
LISTA DE ABREVIATURAS E SIMBOLOS
RGE
Rio Grande Energia S.A
CEEE
Companhia Estadual de Energia Elétrica
ANEEL
Agência Nacional de Energia Elétrica
BT
Baixa Tensão
MT
Média Tensão
AT
Alta Tensão
CA
Cabo de Alumínio sem Alma de Aço
CAA
Cabo de Alumínio com Alma de Aço
CAZ
Cabo de Alumínio Zincado
COMP
Compacta
PRODIST
Procedimento de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional
kW
Kilo Watts
MW
Mega Watts
GW
Giga Watts
TUSD
Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição
TUST
Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão
kV
Kilo Volts
V
Volts
KVA
Kilo Volts Ampère
MVA
Mega Volts ampère
ABNT
Associação Brasileiras de Normas Técnicas
SIN
Sistema Interligado Nacional
AL’s
Alimentador
BNDE
Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico
CEEE
Companhia Estadual de Energia Elétrica
CNOS
Centro Nacional de Operação do Sistema
COD
Centro de Operação da Distribuição
COS
Centro de Operação do Sistema
DNAEE
Departamento de Águas e Energia Elétrica
ET’s
Estações Transformadoras
FP
Fator de Potência
IUEE
Imposto Único sobre Energia Elétrica
LT’s
Linhas de Transmissão
MME
Ministério de Minas e Energia
NBR
Norma Brasileira Regulamentadora
ONS
Operador Nacional do Sistema Elétrico
QEE
Qualidade da Energia Elétrica
RD
Redes de Distribuição
SEP
Sistemas Elétricos de Potência
SE’s
Subestações de Energia
TR’s
Transformadores de Força
RT`s
Reguladores de tensão
BC`s
Banco de capacitores
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO ............................................................................................................... 14
2 ASPECTOS HISTÓRICOS E REGULATÓRIOS DO SETOR ELÉTRICO ............. 18
2.1 HISTÓRICO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO ............................................... 18
2.2 O NOVO MODELO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO .................................... 20
2.3 CARACTERÍSTICAS DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO BRASILEIRO .............. 21
2.4 PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO - PRODIST ............................................. 23
2.4.1 Módulo 2 – Planejamento da Expansão do Sistema de Distribuição ..................... 24
2.4.2 Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica ........................................................... 25
2.4.3 Módulo 7 – Cálculos de Perdas na Distribuição ................................................... 28
2.4.4 Cálculos de Redução de Perdas............................................................................ 29
2.4.5 Fator de Potência ................................................................................................. 31
3 SISTEMAS ELÉTRICOS DE DISTRIBUIÇÃO ........................................................... 32
3.1 TOPOLOGIAS USUAIS EM REDES PRIMÁRIAS .................................................. 33
3.1.1 Topologia Radial ................................................................................................. 33
3.1.2 Topologia em Anel .............................................................................................. 35
3.2 CONCEITOS BÁSICOS SOBRE TENSÃO .............................................................. 37
3.3 EFEITOS DA VARIAÇÃO DE TENSÃO EM EQUIPAMENTOS ELÉTRICOS ...... 38
3.4 MEDIDAS CORRETIVAS PARA ADEQUAR OS NÍVEIS DE TENSÃO NA REDE
PRIMÁRIA ...................................................................................................................... 43
3.4.1 Reguladores de Tensão ........................................................................................ 44
3.4.1.1 Local da instalação do RT ...................................................................... 47
3.4.2 Banco de Capacitores .......................................................................................... 48
3.4.2.1 Local de Instalação dos bancos de capacitores ........................................ 53
3.4.3 Recondutoramento de linhas de distribuição ........................................................ 56
4 CARACTERISTICAS E DIAGNÓSTICOS DO SISTEMA EM ESTUDO ................. 59
4.1 CONHECENDO A SUBESTAÇÃO DE PALMEIRA DAS MISSÕES ...................... 59
4.2 ANÁLISE DO SISTEMA DE POTÊNCIA EXISTENTE........................................... 61
4.2.1 Dados Gerais do alimentador ............................................................................... 62
4.2.2 Definições dos parâmetros de simulação .............................................................. 64
4.3 DEFINIÇÃO DO PERÍODO CRÍTICO ..................................................................... 66
4.3.1 Situação atual - Madrugada 2013 ......................................................................... 66
4.3.2 Situação atual - Manhã 2013 ................................................................................ 68
4.3.3 Situação atual - Tarde 2013 ................................................................................. 70
4.3.4 Situação atual - Noite 2013 .................................................................................. 72
5. MODELAGEM E SIMULAÇÕES ................................................................................ 75
5.1 ESTUDO DE EXPANSÃO E ADEQUAÇÃO DO ALIMENTADOR PMI 202 ......... 75
5.1.1 Simulação das deficiências previstas .................................................................... 75
5.1.1.1 Situação – Ano 2014 .............................................................................. 76
5.1.1.2 Situação - Ano 2015 .................................................................................. 78
5.1.1.3 Situação – Ano 2016 ................................................................................. 81
5.1.1.4 Situação – Ano 2017 .............................................................................. 84
5.1.1.5 Situação – Ano 2018 .............................................................................. 87
5.2 ANÁLISE TÉCNICA DAS ALTERNATIVAS .......................................................... 92
5.2.1 Alternativa 1 – Recondutoramento da linha ......................................................... 93
5.2.1.1 Recondutoramento do trecho 1 .................................................................. 94
5.2.1.2 Recondutoramento do trecho 2 .................................................................. 95
5.2.1.3 Recondutoramento do trecho 3 .................................................................. 96
5.2.1.4 Recondutoramento do trecho 4 ............................................................... 97
5.2.1.5 Situação final - Alternativa 1 .................................................................. 98
5.2.2 Alternativa 2 – Recondutoramento e instalação de regulador de tensão .............. 102
5.2.2.1 Deslocamento do RT existente ................................................................ 102
5.2.2.2 Instalação do novo RT ............................................................................ 104
5.2.2.3 Situação final – Alternativa 2 .................................................................. 106
5.2.3 Alternativa 3 – Recondutoramento e instalação de Banco de Capacitores........... 110
5.2.3.1 Instalação do BC 1 .................................................................................. 110
5.2.3.2 Instalação do BC2 ................................................................................... 112
5.2.3.3 Situação final - Alternativa 3 ................................................................ 114
CONCLUSÕES ................................................................................................................ 118
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ............................................................................ 122
14
1 INTRODUÇÃO
Nos últimos anos o setor elétrico brasileiro tem passado por grandes mudanças,
principalmente com relação à qualidade dos serviços prestados pelas concessionárias, e
permissionárias. Neste novo ambiente onde a qualidade é fundamental, as concessionária e
recentemente as permissionárias de serviço público, devem buscar métodos para otimizar seus
sistemas, garantindo a eficiência almejada sem com isto inviabilizar seus negócios, ou seja,
manter o equilíbrio econômico-financeiro das empresas (GANIM, 2009).
Pode-se dizer, que o setor de distribuição é um dos mais regulados e fiscalizados do
setor elétrico, além de prestar serviço público sob contrato com o órgão regulador do setor, a
Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), esta agência edita resoluções, portarias e
outras normas para o funcionamento adequado do setor de distribuição, sendo muito rigorosa
com sua fiscalização (ABRADEE, 2013).
A regulamentação do setor elétrico versa sobre vários aspectos quantitativos e
qualitativos do fornecimento de energia, destaca-se o PRODIST (Procedimentos de
Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional). Principalmente em seu
Módulo 8, que regulamenta a qualidade do produto e do serviço, ressaltando as especificações
de conformidade dos níveis de tensão em regime permanente. Tendo em vista o nível de
qualidade exigido por este módulo e as condições técnicas dos alimentadores das
distribuidoras, não concebidos com tal prerrogativa de qualidade, é que se faz necessário
estudos de técnicas e métodos de otimização que auxiliem o planejamento das empresas a
investirem da forma mais adequada e eficiente.
Os sistemas de distribuição do interior do estado do Rio Grande do Sul possuem
características muito particulares, as quais destacam-se alimentadores extensos com carga
concentrada nas extremidades são comuns, principalmente quando se trata de alimentadores
rurais. O fato de um alimentador possuir estas características construtivas e operacionais
indesejáveis não exime a concessionária ou permissionária de manter os níveis de tensão
dentro dos valores preconizados pelo órgão regulador. Assim, redes com tais características
exigem um controle de reativos e de níveis de tensão mais eficientes, com o propósito de
garantir a qualidade dos níveis de tensão e postergar investimentos financeiros mais onerosos
(BARROS; BORELLI; GEDRA, 2010).
15
O sistema de distribuição tem importância fundamental dentro do contexto de um
sistema elétrico, não só pelo volume de investimento que ele exige, mas também pela sua
elevada responsabilidade na qualidade do serviço prestado ao consumidor.
A atividade de planejamento de expansão de sistema de Distribuição com tais
características é extremamente desafiante, dada a complexidade de se equacionar os aspectos
econômicos e técnicos. O planejamento, que é essencial a qualquer sistema, torna-se
imprescindível à distribuição, de forma a se atender ao crescimento da carga em níveis de
qualidade compatíveis com suas características procurando-se aperfeiçoar a aplicação dos
recursos financeiros disponíveis relativamente escassos.
O planejamento de sistemas de distribuição de energia elétrica é uma atividade na qual
o principal objetivo é adequar, ao menor custo, o sistema elétrico e o sistema-suporte de
distribuição às futuras solicitações do mercado consumidor, garantindo um suprimento de
energia elétrica com níveis de qualidade compatíveis com esse mercado (ELETROBRAS,
1982).
Motivação
O planejamento necessário para garantir adequados níveis de tensão e a necessidade de
se avaliar o reflexo das intervenções adotadas, bem como levar em conta restrições de
equipamentos nos sistemas de distribuição foram os principais motivos para o
desenvolvimento deste trabalho.
Devido às normas estabelecidas pela ANEEL, com exigência no controle dos níveis de
tensão em regime permanente, as concessionarias, cada vez mais, necessitam de estudos para
a adequação do sistema.
Tais normas induzem as concessionárias de energia a investir em novas tecnologias,
melhoria das redes para uma melhor qualidade do sistema e a investir em profissionais
capacitados para a realização das análises e estudos voltados para essa área.
Para se analisar os níveis de tensão em um sistema de distribuição, vários aspectos
devem ser levados em consideração. São eles: quedas de tensão, fluxo de potência,
capacidade dos condutores, estrutura física das redes e equipamentos de regulação de tensão,
sendo estes o assunto abordado ao longo do trabalho.
16
Diante disso, os estudos se tornam interessantes ao considerarmos as perdas de um
sistema de distribuição de energia elétrica que não possuem níveis de tensão adequados.
Objetivos
O objetivo deste trabalho é realizar um estudo visando à regularização dos níveis de
tensão em regime permanente de um alimentador de distribuição, identificando as
inconformidades e apresentando as principais alternativas para a adequação.
Este estudo, busca a melhor alternativa na solução de problemas relacionados aos
níveis de tensão no sistema elétrico de distribuição em estudo. Desta forma é possível atender
satisfatoriamente as cargas solicitadas dentro dos níveis de tensão estabelecidos pela
legislação por um determinado período de tempo, já prevendo a ligação de novas cargas no
sistema, levando em consideração não só as demandas dos clientes da concessionária, mas
também o retorno financeiro pelos serviços prestados.
Metodologia
O presente trabalho baseia-se no estudo de um sistema de distribuição real da
concessionária de distribuição RGE - Rio Grande Energia.
Os dados utilizados para a realização do estudo foram disponibilizados pela própria
concessionária.
As análises foram feitas realizando simulações que resultou em cenários para a busca
da solução para o problema de variação dos níveis tensão em regime permanente no
alimentador.
Foi feita a análise das alternativas propostas e obteve-se a mais adequada
tecnicamente.
17
Estrutura do Trabalho
O trabalho esta estruturado em cinco capítulos, sendo este primeiro referente à
introdução, contendo as motivações, objetivos, metodologias e a estrutura do trabalho.
No segundo e terceiro capítulos serão apresentas as fundamentações teóricas do objeto
de estudo proposto, com a apresentação de dados históricos, normas regulamentadoras e
conceitos necessários para elaboração desse trabalho.
Já o quarto capítulo é apresentado a proposta do estudo, onde é analisado o sistema de
potência existente, demostrando a importância e a necessidade desse estudo para a adequação
do sistema de distribuição conforme legislação vigente.
No quinto capítulo é abordado o desenvolvimento da modelagem e simulações
utilizando o software Interplan, onde são apresentadas as deficiências previstas e as
alternativas para a adequação do sistema em estudo.
E no sexto e último capítulo estão apresentadas as conclusões e as considerações finais
relacionadas ao trabalho realizado.
18
2 ASPECTOS HISTÓRICOS E REGULATÓRIOS DO SETOR ELÉTRICO
Neste capítulo é apresentada a base teórica para o desenvolvimento do trabalho. Será
estudado o histórico do setor elétrico brasileiro, as normas e legislações vigentes e as técnicas
de controle de tensão em sistemas de distribuição, sendo elas: alocação de banco de
capacitores, reguladores de tensão e o recondutoramento de linhas de distribuição.
2.1 HISTÓRICO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO
Antes da chegada da eletricidade, o Brasil não desenvolvia seus ciclos econômicos
como outras nações. Era simplesmente uma colônia, produtor secundário de matérias-primas
para Portugal. Quando conseguiu se tornar nação e sua produção não pertencia mais à
metrópole portuguesa, o Brasil viu que estava atrasado.
No final do século XIX, a utilização de eletricidade era inexpressiva no Brasil, pois o
país tinha na agricultura sua principal atividade econômica. Era a agricultura que
movimentava a economia através do café, algodão, açúcar e várias outras grandes
monoculturas de explorações extrativas. O Brasil passou por uma fase de pioneirismo no
ramo de energia elétrica, pois como países da Europa e os Estados Unidos estavam mais
adiantados, o Brasil quase que simultaneamente foi introduzindo os mesmos serviços. Em
1879, Thomas Alva Edison construiu a primeira central de elétrica para o serviço público de
distribuição de energia elétrica na cidade de Nova Iorque, já a primeira linha de transmissão
de longa distância foi construída em 1981, na Alemanha. O Brasil, graças ao Imperador Dom
Pedro II, também foi um dos pioneiros mundiais. Ainda em 1879, ele inaugurou a iluminação
elétrica da antiga Estação da Corte (hoje Estação D. Pedro II), da Estrada de Ferro Central do
Brasil, com seis lâmpadas de arco voltaico, tipo Jablockhoff, que substituíram os 46 bicos de
gás, e produziam melhor iluminação (ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL - DA PRIMEIRA
LÂMPADA À ELETROBRAS, 1977).
No início do século XX, algumas cidades se desenvolveram e atraíram investimentos
de capitais estrangeiros para a instalação de companhias de Energia Elétrica. Naquela época
ainda não se tinha conhecimento do potencial hidráulico do país, e com a entrada das
19
companhias sob controle de capitais estrangeiros, o Brasil teve aporte de capital e engenharia,
para essa importante evolução do serviço elétrico. As primeiras companhias a se instalarem
no país foram: a LIGHT em 1904 e a AMFORP em 1927.
Durante as décadas de 30 e 50, surgiram através do Governo Federal as primeiras
medidas de caráter administrativo que modificaram as condições dos serviços de energia
elétrica, que antes era regido apenas pelos contratos entre concessionárias com municípios ou
estados. As concessionárias viram que o setor elétrico estava em constante crescimento e que
precisariam investir mais para suprir o aumento da demanda que o mercado consumidor
estava solicitando na época. Mas como esse investimento teria que ser um montante que
excederia em muito seus recursos próprios, buscaram alternativas.
Perante esse contexto, em 1953, foi criado o Fundo Federal de Eletrificação, a ser
constituído fundamentalmente pela cobrança do Imposto Único sobre Energia Elétrica
(IUEE), arrecadado nas próprias contas de fornecimento. Onde desse imposto, 40% ficaria
para a União, enquanto 60% seriam destinados aos estados e municípios para expansão do
setor elétrico. Mais tarde, com a constituição da Eletrobrás e a posterior consolidação da
estrutura financeira do setor e com o fortalecimento do Fundo Federal de Eletrificação, o
Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico (BNDE) pode afastar-se do apoio do setor
elétrico dando mais ênfase a outras áreas.
Em 1960 foi criado o Ministério de Minas e Energia (MME), sendo responsável pela
política energética do país. Coube a esse Ministério, a tarefa de fundamental importância
econômica, social e política, de planificar a exploração dos recursos energéticos e minerais do
Brasil. Após a criação do ministério, em 1965, foi criado o Departamento de Águas e Energia
Elétrica (DNAEE), órgão responsável pelo planejamento, coordenação e execução dos
estudos hidrológicos em todo território nacional, dos aproveitamentos das águas que alteram
seu regime e dos serviços de eletricidade.
Com o passar dos anos, o Governo Federal estimulou a incorporação de empresas
elétricas no domínio privado e a fusão de empresas governamentais, nos níveis federais e
estaduais. No Rio Grande do Sul, em 1943, foi fundada a Comissão Estadual de Energia
Elétrica (CEEE), que passou a autarquia em 1952. Com a Lei 4136, de 13/09/61, foi criada a
sociedade mista e, em 1963, constituída a Companhia Estadual de Energia Elétrica,
conservando-se a sigla CEEE (ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL - DA PRIMEIRA
LÂMPADA À ELETROBRAS, 1977).
.
20
2.2 O NOVO MODELO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO
O modelo institucional do setor de energia elétrica passou por duas grandes mudanças
desde a década de 90. A primeira envolveu a privatização das companhias operadoras e teve
início com a Lei no 9.427, de dezembro de 1996, que instituiu a Agência Nacional de Energia
Elétrica (Aneel) e determinou que a exploração dos potenciais hidráulicos fosse concedida por
meio de concorrência ou leilão, em que o maior valor oferecido pela outorga (Uso do Bem
Público) determinaria o vencedor (ANEEL, 2008).
Em 1996, foi criada a ANEEL que é responsável por regular a fiscalização, a
produção, a transmissão, distribuição e a comercialização da energia, em conformidade com
as políticas e diretrizes federais. A ANEEL está vinculada ao MME, que detém o poder
concedente, já a ANEEL detém os poderes regulador e fiscalizador.
No ano de 2001, a ANEEL criou a resolução 505, que foi criada para atualizar e
consolidar a conformidade dos níveis de tensão de energia elétrica da portaria DNAEE nº 047
de 1978. Paralelamente a resolução 505, a ANEEL também elaborou os Procedimentos de
Distribuição (PRODIST) através da Resolução Normativa nº 345 de 2008.
A segunda ocorreu em 2004, com a introdução do Novo Modelo do Setor Elétrico, que
teve como objetivos principais: garantir a segurança no suprimento; promover a modicidade
tarifária; e promover a inserção social, em particular pelos programas de universalização
(como o Luz para Todos). Sua implantação marcou a retomada da responsabilidade do
planejamento do setor de energia elétrica pelo Estado (ANEEL, 2008).
A nova estrutura assenta-se sobre muitos dos pilares construídos nos anos 90, quando
o setor passou por um movimento de liberalização, depois de mais de 50 anos de controle
estatal. Até então, a maioria das atividades era estritamente regulamentada e as companhias
operadoras controladas pelo Estado (federal e estadual) e verticalizadas (atuavam em geração,
transmissão e distribuição).
Em 2004, com a implantação do Novo Modelo do Setor Elétrico, o Governo Federal,
por meio das leis no 10.847/2004 e no 10.848/2004, manteve a formulação de políticas para o
setor de energia elétrica como atribuição do poder executivo federal, por meio do Ministério
de Minas e Energia (MME) e com assessoramento do Conselho Nacional de Política
Energética (CNPE) e do Congresso Nacional. Os instrumentos legais criaram novos agentes.
Um deles é a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), vinculada ao MME e cuja função é
21
realizar os estudos necessários ao planejamento da expansão do sistema elétrico. Outro é a
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), que abriga a negociação da energia
no mercado livre.
O Novo Modelo do Setor Elétrico preservou a Aneel, agência reguladora, e o
Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), responsável por coordenar e supervisionar a
operação centralizada do sistema interligado brasileiro. Para acompanhar e avaliar
permanentemente a continuidade e a segurança do suprimento eletroenergético em todo o
território nacional, além de sugerir das ações necessárias, foi instituído o Comitê de
Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), também ligado ao MME (ANEEL, 2008). A figura
1 demostra a estrutura institucional do setor elétrico brasileiro.
Figura 1- Estrutura institucional do setor elétrico brasileiro.
Fonte: (ANEEL, 2008) – Atlas de Energia Elétrica do Brasil.
2.3 CARACTERÍSTICAS DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO BRASILEIRO
O Brasil é um país com quase 184 milhões de habitantes, segundo estimativas do
Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), e se destaca como a quinta nação mais
populosa do mundo. Em 2008, cerca de 95% da população tinha acesso à rede elétrica.
Segundo dados divulgados no mês de setembro pela Agência Nacional de Energia Elétrica
22
(Aneel), o país conta com mais de 61,5 milhões de unidades consumidoras em 99% dos
municípios brasileiros. Destas, a grande maioria, cerca de 85%, é residencial.
A conexão e atendimento ao consumidor, qualquer que seja o seu porte são realizados
pelas distribuidoras de energia elétrica. Além delas, as cooperativas de eletrificação rural,
entidades de pequeno porte, transmitem e distribuem energia elétrica exclusivamente para os
associados. Em 2008, a Aneel relaciona 53 dessas cooperativas que, espalhadas por diversas
regiões do país, atendem a pequenas comunidades. Deste total, 25 haviam assinado contratos
de permissão com a Aneel, após a conclusão do processo de enquadramento na condição de
permissionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica para cumprimento da lei
no 9.074/1995 e da resolução Aneel no 012/2002 (ANEEL, 2008).
Já o mercado de distribuição de energia elétrica, é formado por 63 concessionárias,
responsáveis pelo atendimento de mais de 61 milhões de unidades consumidoras. O controle
acionário dessas companhias pode ser estatal ou privado. No primeiro caso, os acionistas
majoritários são o governo federal, estaduais e/ou municipais. Nos grupos de controle de
várias empresas privadas verifica-se a presença de investidores nacionais, norte-americanos,
espanhóis e portugueses.
As distribuidoras são empresas de grande porte que funcionam como elo entre o setor
de energia elétrica e a sociedade, visto que suas instalações recebem das companhias de
transmissão todo o suprimento destinado ao abastecimento no país. Nas redes de transmissão,
após deixar a usina, a energia elétrica trafega em tensão que varia de 88 kV (quilovolts) a 750
kV. Ao chegar às subestações das distribuidoras, a tensão é rebaixada e, por meio de um
sistema composto por fios, postes e transformadores, chega à unidade final em 127 volts ou
220 volts. Exceção a essa regra são algumas unidades industriais que operam com tensões
mais elevadas (de 2,3 kV a 88 kV) em suas linhas de produção e recebem energia elétrica
diretamente da subestação da distribuidora (pela chamada rede de subtransmissão). A relação
entre os agentes operadores do setor elétrico e os consumidores pode ser observada na Figura
2, onde também se identifica a tarifação TUST e TUSD, que é a tarifa cobrada dos grandes
consumidores pelas concessionárias para o uso do sistema de transmissão ou distribuição, e
também a tarifa de distribuição que é aquela cobrada dos consumidores cativos, ou seja, que
não se enquadram como grandes consumidores (ANEEL, 2008).
23
Figura 2 - Relação entre agentes e consumidores.
Fonte: (ANEEL, 2008) – Atlas de Energia Elétrica do Brasil.
2.4 PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO - PRODIST
Os Procedimentos de Distribuição do Sistema Elétrico Nacional são documentos que
disciplinam o relacionamento entre os agentes de distribuição e os demais agentes conectados
ao sistema de distribuição. O PRODIST começou a ser elaborado em 1999, mas teve sua
primeira versão aprovada e publicada em 2008. As últimas versões e vigências do PRODIST
podem ser encontradas em (http://www.aneel.gov.br). A versão utilizada nos estudos
realizados neste trabalho foi à versão de acordo com a Resolução 414/2010 que teve a sua
data de vigência em 01/01/2011.
O conteúdo do PRODIST está dividido em oito módulos, com os seguintes assuntos:
Módulo 1: Introdução;
Módulo 2: Planejamento da Expansão do Sistema de Distribuição;
Módulo 3: Acesso ao Sistema de Distribuição;
Módulo 4: Procedimentos Operativos do Sistema de Distribuição;
Módulo 5: Sistemas de Medição;
Módulo 6: Informações Requeridas e Obrigações;
Módulo 7: Cálculo de Perdas na Distribuição;
Módulo 8: Qualidade da Energia Elétrica.
Os módulos do PRODIST pertinentes para o desenvolvimento do estudo proposto
serão os 2, 7 e 8, sendo esses detalhados a seguir.
24
2.4.1 Módulo 2 – Planejamento da Expansão do Sistema de Distribuição
Segundo o PRODIST, o módulo 2 tem como objetivos o mencionado a seguir:

Estabelecer as diretrizes para o planejamento da expansão do sistema de distribuição,
subsidiando a definição dos pontos de conexão das instalações dos acessantes;

Estabelecer os requisitos mínimos de informações necessárias para os estudos de
planejamento do sistema de distribuição;

Definir critérios básicos para troca de informações entre os diversos agentes envolvidos no
planejamento do sistema de distribuição;

Subsidiar estudos da ANEEL para definição de regulamentos específicos.
Diagnóstico do Sistema de Distribuição de Média Tensão (SDMT)
Conforme o módulo 2 do PRODIST, os estudos de planejamento do SDMT devem
partir do diagnóstico do SDMT existente, com a caracterização da carga e da rede e a
avaliação da qualidade e das perdas técnicas.
A caracterização da carga compreende:
a) Demanda de potência ativa nos alimentadores;
b) Distribuição da carga ao longo dos alimentadores;
c) Fator de carga;
d) Fator de potência.
A caracterização da rede consiste em sua topologia, em dados geográficos associados,
em seus parâmetros elétricos e estruturais, incluindo a localização dos acessantes.
A avaliação das perdas técnicas considera as perdas nos condutores e equipamentos,
de acordo com as premissas estabelecidas no Módulo 7- Cálculo de Perdas na Distribuição.
A avaliação dos perfis de tensão é feita a partir da caracterização da carga e dos alimentadores.
25
Diretrizes para a expansão do SDMT
O planejamento da expansão do SDMT consiste na previsão de novos alimentadores para
os próximos cinco anos e reforços nos existentes, de forma detalhada para as obras a serem
realizadas nos próximos vinte e quatro meses, e deve observar:
a) Os planos diretores dos municípios e a legislação ambiental, além de levar em
consideração outros planos de desenvolvimento regionais existentes;
b) O plano de universalização dos serviços de energia elétrica da distribuidora;
c) A evolução espacial prevista do mercado e as condicionantes ambientais para o
horizonte de estudo.
Com base na nova topologia do SDMT planejado, deve-se realizar a avaliação das
perdas técnicas, dos perfis de tensão e de carregamento e a estimativa da evolução da
confiabilidade, comparando com a situação diagnosticada.
2.4.2 Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica
Segundo o PRODIST, o módulo 8 tem como objetivos o mencionado a seguir:

Estabelecer os procedimentos relativos à qualidade da energia elétrica - QEE,
abordando a qualidade do produto e a qualidade do serviço prestado.

Para a qualidade do produto, este módulo define a terminologia, caracteriza os
fenômenos, parâmetros e valores de referência relativos à conformidade de tensão em
regime permanente e às perturbações na forma de onda de tensão, estabelecendo
mecanismos que possibilitem à ANEEL fixar padrões para os indicadores de QEE.

Para a qualidade dos serviços prestados, este módulo estabelece a metodologia para
apuração dos indicadores de continuidade e dos tempos de atendimento a ocorrências
emergenciais, definindo padrões e responsabilidades.
Neste trabalho, é de interesse apenas o estudo referente à qualidade do produto.
26
Qualidade do Produto
Os aspectos considerados da qualidade do produto em regime permanente ou
transitório são:
a) Tensão em regime permanente;
b) Fator de potência;
c) Harmônicos;
d) Desequilíbrio de tensão;
e) Flutuação de tensão;
f) Variações de tensão de curta duração;
g) Variação de frequência.
Neste trabalho serão estudados apenas os itens referentes à tensão em regime
permanente e ao fator de potência.
Tensão em Regime Permanente
São estabelecidos os limites adequados, precários e críticos para os níveis de tensão
em regime permanente conforme ilustram a tabela 1 e a figura 3.
Tabela 1 – Faixas de tensões em conexão com tensão nominal superior a 1kV e inferior a 69Kv.
Níveis de Tensão em Regime Permanente
Tensão de Atendimento (TA)
Faixa de variação de tensão de leitura (TL)
em relação a tensão de referência (TR)
Adequada
Precária
Crítica
0,93TR ≤ TL ≤ 1,05TR
0,90TR ≤ TL ˂0,93TR
TL ˂ 0,90TR ou TL ˃ 1,05TR
Fonte: Anexo I – PRODIST módulo 8, resolução 414/2010.
Figura 3 - Faixas de tensões em relação a tensão de referência.
Fonte: Adaptado do PRODIST módulo 8 resolução 414/2010.
27
Já a tensão de leitura (TL) da unidade consumidora (em tensão superior a 1 kV) deve
situar-se entre 95% (noventa e cinco por cento) e 105% (cento e cinco por cento) da tensão
nominal de operação do sistema no ponto de entrega.
Analisando os valores estipulados pela ANEEL, mostrados na Figura 3 e na Tabela 1,
observa-se que são toleradas pequenas variações na tensão. Como o nível de carregamento
dos sistemas de distribuição varia de forma significativa ao longo das horas do dia, dos dias
da semana e das estações do ano, torna-se importante um estudo aprofundado sobre como
manter a tensão de atendimento dentro da faixa dos valores adequados, enquanto a carga
apresenta suas variações horárias, diárias e mensais.
Procedimentos para Regularização
Caso as medições de tensão, por reclamação e ou amostrais, indiquem valor de DRP
(Duração Relativa da Transgressão de Tensão Precária) superior a DRPM (Duração Relativa
da Transgressão Máxima de Tensão Precária), a distribuidora deverá adotar providências para
regularizar a tensão de atendimento, no prazo máximo de 90 (noventa) dias.
Caso as medições de tensão, por reclamação e ou amostrais, indiquem valor de DRC
(Duração Relativa da Transgressão de Tensão Crítica) superior ao DRCM (Duração Relativa
da Transgressão Máxima de Tensão Crítica), a distribuidora deverá adotar providências para
regularizar a tensão de atendimento, no prazo máximo de 15 (quinze) dias.
Compensação ao Consumidor
Transcorridos os prazos normais para a regularização da não conformidade, e não
havido regularização dos níveis de tensão, a distribuidora deve compensar as unidades
consumidoras que estiveram submetidas a tensões de atendimento com transgressão dos
indicadores DRP ou DRC e aquelas atendidas pelo mesmo ponto de conexão.
O valor da compensação deverá ser creditado na fatura de energia elétrica do
consumidor referente ao mês subsequente ao término dos prazos de regularização dos níveis
de tensão e é calculado conforme equação 1.
=
−
100
.
+
−
100
.
.
(1)
28
onde:
k1 = 0, se DRP ≤ DRPM;
k1 = 3, se DRP > DRPM;
k2 = 0, se DRC ≤ DRCM;
k2 = 7, para unidades consumidoras atendidas em Baixa Tensão, se DRC > DRCM;
k2 = 5, para unidades consumidoras atendidas em Média Tensão, DRC > DRCM;
k2 = 3, para unidades consumidoras atendidas em Alta Tensão, DRC > DRCM;
DRP = valor do DRP expresso em %, apurado na última medição;
DRPM = 3 %;
DRC = valor do DRC expresso em %, apurado na última medição;
DRCM = 0,5 %;
EUSD = valor do encargo de uso do sistema de distribuição referente ao mês de início
da realização da medição pelo período mínimo de 168 horas.
2.4.3 Módulo 7 – Cálculos de Perdas na Distribuição
O módulo 7 do PRODIST trata dos procedimentos para os cálculos de perdas na
distribuição, tendo como objetivos o mencionado abaixo:

Estabelecer a metodologia e os procedimentos para obtenção dos dados necessários
para apuração das perdas dos sistemas de distribuição de energia elétrica.

Definir indicadores para avaliação das perdas nos segmentos de distribuição de
energia elétrica.

Estabelecer a metodologia e os procedimentos para apuração das perdas dos sistemas
de distribuição de energia elétrica.
Abaixo são descritas as três principais seções estabelecidas pelo módulo 7 que são
necessárias para nosso estudo:
a) Seção 7.1 – Premissas de cálculo e indicadores - define os indicadores de perdas e
estabelece as disposições gerais sobre os dados necessários para os cálculos das perdas por
segmento de distribuição;
b) Seção 7.2 – Cálculo das perdas técnicas de potência - estabelece os procedimentos para o
cálculo das perdas técnicas de potência dos sistemas de distribuição de energia elétrica;
29
c) Seção 7.3 – Cálculo das perdas técnicas de energia - estabelece os procedimentos para o
cálculo das perdas técnicas de energia dos sistemas de distribuição de energia elétrica;
2.4.4 Cálculos de Redução de Perdas
Segundo a Lei de Joule, as perdas de energia são proporcionais ao quadrado da
corrente total que percorre os condutores conforme equações 2 e 3. Com a melhoria do FP
(Fator de Potência), a componente ativa da corrente se mantém, a reativa decresce e a total
também decresce conforme equações abaixo:
= 3. . (
)
(2)
= 3. . (
)
(3)
=
.
∅
(4)
=
.
∅
(5)
O percentual de redução de perdas é dado conforme equação 6.
−
∆ (%) =
. 100
∆ (%) = 1 −
. 100
Sendo:
Antes da instalação dos capacitores:
=
=
ê
=
Ω
=
∅ =
( )
ê
( )
(6)
30
Após a instalação dos capacitores:
=
=
ê
=
∆ ( %) −
Ω
=
∅ =
( )
ê
çã ( )
(%)
Substituindo as variáveis P1 e P2 na relação de redução de perdas têm-se:
∆ (%) = 1 −
∅
∅
. 100
(7)
A figura 4 demostra com se distribuem as perdas técnicas em uma rede de
distribuição. Observa-se que as perdas nos condutores da rede primária, que é objeto de
estudo desse trabalho, chegam a 14,98% das perdas totais.
Figura 4- Distribuição das perdas técnicas.
Fonte: Apresentação de Distribuição de Energia, (SANTOS, 2013) – UNIJUI.
31
2.4.5 Fator de Potência
Segundo (ANEEL, 2011), para unidade consumidora ou conexão entre distribuidoras
com tensão inferior a 230 kV, o fator de potência no ponto de conexão deve estar
compreendido entre 0,92 (noventa e dois centésimos) e 1,00 (um) indutivo ou 1,00 (um) e
0,92 (noventa e dois centésimos) capacitivo, de acordo com regulamentação vigente.
32
3 SISTEMAS ELÉTRICOS DE DISTRIBUIÇÃO
Segundo Kagan (2005), as redes de distribuição são a última etapa de um SEP
(Sistema Elétrico de Potência), tem a finalidade de distribuir a energia elétrica, produzida nas
centrais geradoras, a população em geral. A distribuição de energia apresenta características
muito diferentes das redes de transmissão como cargas distintas, topologia radial, múltiplas
interligações e na maioria das vezes sem transposições.
As SE’s (Subestações) são consideradas referência importante para os estudos de fluxo
de potência, pois são consideradas as fontes de energia dos sistemas de distribuição, se
tornando imprescindíveis conhecer as grandezas elétricas (tensão, corrente, potência ativa e
reativa) nas suas barras. Há diversos arranjos e SE’s possíveis, variando conforme a potência
instalada na SE e suas finalidades.
Os AL’s (Alimentadores) possuem uma rede troncal, onde é empregada uma secção de
condutor com maior capacidade, pois é por esse tronco que seria feita a distribuição de
energia.
Conforme Bernardon (2010), a distribuição de energia realizada pelos alimentadores é
através das redes elétricas, primária e secundária. O desempenho das redes depende quase
exclusivamente da geometria, ou seja, de suas características. Os parâmetros das redes de
distribuição podem ser representados por uma impedância em série, resistência e reatância, as
capacitâncias podem ser desprezadas devido ao seu pequeno valor.
A impedância de um alimentador pode ser calculado através da equação 8.
= . + .
.
Onde:
Z - impedância do trecho da rede por fase [Ω];
R - resistência unitária por fase [Ω/km];
- reatância indutiva unitária por fase [Ω/km];
- comprimento do trecho da rede [km].
(8)
33
Assim, para a modelagem adequada das linhas de distribuição, basta que as
concessionárias de energia tenham o cadastro da extensão, da quantidade de fases e do tipo de
condutor utilizado em cada trecho da rede elétrica.
O arranjo geral de um sistema de distribuição é, em síntese, uma questão de seleção de
arranjos básicos de circuitos e equipamentos de forma a atender às operações e serviços
elétricos necessários e adequados às condições preestabelecidas de tensão, corrente e
frequência. Isto significa correlacionar diversos fatores tais como: tensão de utilização, tensão
(ou tensões) de distribuição, condutores, transformadores, conversores, chaves, dispositivos
de proteção, reguladores, dispositivos para correção do fator de potência, continuidade de
serviço, flexibilidade, eficiência operacional, possibilidade de futuras solicitações de carga
(capacidade de reserva), etc. Obviamente, fatores como acessibilidade e segurança também
devem ser considerados quando da análise do arranjo de um sistema de distribuição.
3.1 TOPOLOGIAS USUAIS EM REDES PRIMÁRIAS
Conforme Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT) Dicionário Brasileiro
de Eletricidade, definiu-se topologia como o “estudo das posições relativas dos elementos
ideais que representam um circuito dado”. Na rede primária de distribuição, basicamente são
empregadas duas topologias: Radial ou Anel. Podem ainda ser subdividas para a topologia
Radial, com Radial simples, com seccionamento ou recurso. Com a topologia Anel, pode
operar-se tanto com os alimentadores em anel aberto quanto fechado.
3.1.1 Topologia Radial
A característica da topologia radial é apresentar um fluxo de potência unidirecional em
condições normais de operação, comumente constituída por uma única fonte de suprimento. A
figura 5 exemplifica um sistema radial simples.
34
Figura 5 - Diagrama unifilar sistema radial simples.
Fonte: (SANTOS, 2005).
A figura 6 demostra um diagrama unifilar de um sistema radial simples com
seccionamento.
Figura 6 – Diagrama unifilar sistema radial simples com seccionamento.
Fonte: (SANTOS, 2005).
35
A figura 7 demostra um diagrama unifilar de um sistema radial com recurso.
Figura 7 – Diagrama unifilar do sistema radial com recurso.
Fonte: (SANTOS, 2005).
3.1.2 Topologia em Anel
A topologia anel possui alta continuidade de serviço em comparação ao sistema
Radial. Entretanto, seu custo é mais alto. O fluxo de carga possui comportamento bidirecional
em condições normais, conforme as variações de carga e fonte, em geral possuem mais de
uma fonte de suprimento.
A topologia Anel pode ser dividida em duas configurações, Anel fechado ou anel
aberto, conforme as Figuras 8 e 9, respectivamente. Na operação com a topologia Anel aberto,
os alimentadores possuem as mesmas características que a configuração radial com recursos,
porém com a vantagem de realizar manobras de emergência sem a necessidade de desligar
trechos ou alimentadores não afetados, além de viabilizar o emprego de equipamentos de
seccionamento com características operativas restritivas.
36
Figura 8 – Diagrama unifilar do sistema em Anel na mesma barra aberto.
Fonte: (SANTOS, 2005).
Figura 9 – Diagrama unifilar do sistema em anel na mesma barra fechado.
Fonte: (SANTOS, 2005).
37
3.2 CONCEITOS BÁSICOS SOBRE TENSÃO
Os conceitos apresentados a seguir visam dar embasamento ao leitor desse trabalho
para uma perfeita compreensão do desenvolvimento do texto.
Tensão nominal – é o valor de tensão que se utiliza no projeto de circuitos e aparelhos
elétricos.
Tensão de Fornecimento – é o valor de tensão eficaz combinado entre a concessionaria e o
consumidor, no ponto de entrega da energia elétrica, nos termos da legislação em vigor.
Regulação de tensão – é a variação existente entre o valor máximo é mínimo da tensão num
determinado ponto do sistema elétrico.
=
−
(
)
(9)
Onde:
V0 = tensão máxima
V1 = tensão mínima
Em termos percentuais, toma-se um valor de tensão como referencia (Vr). No presente
texto considera-se Vr = V1 e logo:
−
=
.100(%)
(10)
Queda de tensão – define-se queda de tensão, para um mesmo instante, pela diferença de
valores da tensão na entrada e na saída em dado componente do sistema elétrico.
=
−
(
)
Onde:
V = queda de tensão
Vi = tensão no inicio do componente
(11)
38
Vf = tensão no final do componente
Em termos percentuais:
−
=
.100(%)
(12)
Oscilação de tensão – é uma série regular ou irregular de variação do valor da tensão. Esse
termo não inclui transitórios de manobras isoladas.
a) Oscilação Regular de tensão:
-Uma oscilação de tensão que é repetida em intervalos regulares.
b) Oscilação Irregular de tensão:
-Uma oscilação de tensão que não se repete em intervalos regulares.
Nota: Esse termo não pode ser confundido com o termo cintilação (flicker), que é a impressão
visual de uma luminosidade oscilante de modo regular ou irregular.
Forma de onda da oscilação de tensão – é a envoltória da modulação da oscilação de tensão.
Carga oscilante – carga que provoca uma oscilação de corrente fornecida pela fonte
supridora.
3.3 EFEITOS DA VARIAÇÃO DE TENSÃO EM EQUIPAMENTOS ELÉTRICOS
Conforme Eletrobrás (1982), todos os aparelhos eletrodomésticos e aparelhos elétricos
são projetados para produzir um determinado trabalho que terão seu desempenho e vida útil
alterado quanto maior for a diferença entre a tensão de placa ou nominal e a fornecida pela
concessionaria de serviços de eletricidade.
Para os fabricantes é interessante, que as tensões entregues pela concessionarias,
tenham uma gama de variação (diferença entre tensões máximas e mínimas) a mais próxima
possível dos valores considerados no projeto, o que conduziria a produção dos seus
equipamentos elétricos a um menor preço. Por outro lado, as concessionarias de serviços de
eletricidade desejam que os equipamentos absorvam o máximo possível de variação, o que
resultaria num menor investimento nos sistemas elétricos. A esse antagonismo de interesses
devem ser conduzidos estudos que visem um ponto de equilíbrio entre as necessidades de as
39
concessionarias produzirem energia elétrica a tarifa razoável, e de os fabricantes produzirem
equipamentos mais acessíveis, ambos com o objetivo de darem ao consumidor um menor
custo no uso de seus produtos.
Como esclarecimento será exemplificado, a seguir, como a variação de tensão altera as
características de funcionamento dos equipamentos elétricos.

Iluminação
A vida útil das lâmpadas incandescentes varia segundo a expressão 13.
ú
=
ã (13)
ã O que nos leva a ter uma redução de vida nominal de 50% (cinquenta por cento) para
uma elevação da ordem de 5% (cinco por cento) da tensão nominal. Por outro lado, essa
mesma elevação resulta no aumento da luminosidade de cerca de 20% (vinte por cento) com
relação ao valor nominal e projeto. A figura 10 apresenta a características das lâmpadas
incandescentes quanto à variação de tensão nominal.
Figura 10 – Comportamento da lâmpada incandescente a variação de tensão.
Fonte: ELETRORAS, 1982 – Controle de tensão em sistemas de distribuição.
40
Quanto às lâmpadas fluorescentes, estas já não são tão afetadas quanto as
incandescentes. A luminosidade permanece praticamente inalterada se a variação de tensão
não for acentuada, conforme demostra a figura 11.
Figura 11 – Comportamento da lâmpada fluorescente a variação de tensão.
Fonte: ELETRORAS, 1982 – Controle de tensão em sistemas de distribuição.
As lâmpadas a vapor de mercúrio constituem um caso intermediário entre os dois tipos
citados acima. Para um melhor entendimento vide figura 12.
Figura 12 – Comportamento da lâmpada de vapor de mercúrio a variação de tensão.
Fonte: ELETRORAS, 1982 – Controle de tensão em sistemas de distribuição.
41

Motores de Indução
Conforme (ELETROBRÁS, Vol.5, 1982), as variações da tensão de fornecimento
resultam em alterações do funcionamento do motor de indução, devido a relação quadrática
entre a tensão aplicada ao motor e a sua característica conjugada versus escorregamento. A
seguir, estão listados alguns parâmetros que se alteram.
- Torque de partida – diminui com a redução da tensão (o motor poderá até não partir);
- Corrente de partida – diminui com a redução da tensão;
- Corrente a plena carga – aumenta com a redução da tensão;
- Velocidade nominal – aproximadamente permanece a mesa.
Na figura 13 são apresentadas as características do motor de indução em função das
variações de tensão aplicada.
Figura 13 - Motor de indução em função da variação de tensão.
Fonte: ELETRORAS, 1982 – Controle de tensão em sistemas de distribuição.
=
.
(14)
42
(15)
= .
=I−
. escorregamento
(16)
Onde:
Tp = Torque de Partida
Ip = Corrente de Partida
I = Corrente nominal

Aquecimento elétrico resistivo
Conforme Eletrobrás (1982), os aparelhos elétricos de equipamentos resistivos seguem
a seguinte relação conforme equação (17):
ê
=
(
ã )
(17)
ê
A simples observação dessa relação mostra que a potência dissipada em uma
resistência é influenciada pelas variações de tensão, conforme mostra a figura 14.
43
Figura 14 - Potência em função da tensão em uma carga resistiva.
Fonte: ELETRORAS, 1982 – Controle de tensão em sistemas de distribuição.
Além dos inconvenientes exemplificados anteriormente, é evidente que, para as
concessionárias de energia elétrica, uma redução da tensão de alimentação resultará em uma
queda de consumo de energia elétrica e, consequentemente, na diminuição do faturamento.
Os efeitos acima citados, e outros, fazem com que haja necessidade não apenas do
estabelecimento de níveis máximos de variação das tensões em termos legais, mas, também,
da existência de métodos para controle de níveis de tensão em redes de distribuição.
3.4 MEDIDAS CORRETIVAS PARA ADEQUAR OS NÍVEIS DE TENSÃO NA REDE
PRIMÁRIA
Segundo Eletrobrás (1982), em alguns casos é possível, com a simples transferência de
carga entre alimentadores, conseguir uma melhoria sensível na qualidade de tensão.
Outra providencia recomendada para a adequação dos níveis de tensão na rede
primaria será efetuar manutenção no alimentador, eliminando, preventivamente, fatores que
possam
causar
quedas
superaquecimentos).
inadmissíveis
(deficiência
com
conexões
e
pontos
de
44
Além dos fatores citados acima, contribuem para a correção de tensão na rede primária
as seguintes alternativas:

Melhoria do fator de potencia;

Instalação de regulador de tensão;

Troca da bitola do alimentador;

Construção de novo alimentador;

Mudança da tensão primária de alimentação;

Construção de nova subestação.
Convém ressaltar que as ultimas três alternativas envolvem questões de planejamento,
com execução a médio e longo prazo, não podendo, portanto, ser consideradas medidas
corretivas e sim preventivas.
Segundo Madruga (2012), baixos níveis de tensão em sistemas de distribuição de
energia podem ser corrigidos através da transferência de carga, instalação de banco de
capacitor (BC) e/ou regulador de tensão (RT), recondutoramento da rede e construção de
novas subestações, entre outros.
Quanto aos equipamentos que podem ser utilizados, se destacam os reguladores de
tensão e bancos de capacitores. Um adequado ajuste e alocação desses equipamentos são de
grande importância, reduzindo custos para a concessionária e mantendo os níveis de tensão
adequados para os consumidores.
A seguir veremos os conceitos de Reguladores de tensão, banco de capacitores e
recondutoramento, pois serão essas as alterativas de adequação do sistema propostas para o
estudo.
3.4.1 Reguladores de Tensão
Segundo Eletrobrás (1982), em alimentadores longos melhoram-se os níveis de tensão
através da instalação de reguladores de tensão.
45
Os reguladores de tensão permitem obter uma faixa adequada de regulação, bem como
a compensação da queda de tensão no alimentador. Para isso devem ser ajustados os níveis de
tensão e a compensação da queda na linha desse equipamento.
A figura 15 mostra o perfil de tensão em um alimentador com e sem a aplicação de
regulador de tensão.
Figura 15- Perfil de tensão de um regulador de tensão.
Fonte: ELETRORAS, 1982 – Controle de tensão em sistemas de distribuição.
Segundo Alves (2012), uma vez detectado que o problema de tensão é causado pela
rede primária, a instalação de RT’s (Reguladores de Tensão) é uma das medidas mais
adequadas para alimentadores longos, pois eles permitem a obtenção de uma faixa de
regulação, que serão coerentes com os taps dos transformadores de distribuição.
A instalação dos RT’s com o objetivo de melhorar o perfil de tensão e
consequentemente reduzir as perdas de um sistema de distribuição é uma prática muito
comum. As vantagens fornecidas pela inserção destes dispositivos reguladores dependem da
forma com que eles são inseridos dentro de um sistema, isto é, dependem da sua localização,
capacidade e ajuste. Essas escolhas são difíceis e complexas, pois os sistemas de distribuição
de energia elétrica são muito extensos.
Um RT é fundamentalmente um autotransformador, isto é, semelhante a um
transformador convencional de dois enrolamentos conectados eletricamente em um
determinado ponto, com alguns taps e um circuito de controle responsável pela comutação
desses taps sempre que a tensão na saída do regulador violar os limites predeterminados. É
um equipamento destinado a manter um determinado nível de tensão na rede de distribuição
de energia urbana ou rural quando esta fica submetida a uma variação de tensão fora dos
limites especificados pelas concessionárias.
46
O RT funciona automaticamente e, de acordo com as necessidades da rede, opera com
a função de elevar ou de abaixar a tensão no nó de demanda, respeitando o número máximo
da faixa de regulação.
Com base na teoria e na experiência, sabe-se que o RT tem como principal efeito a
correção do perfil de tensão e com isso se consegue uma parte da redução das perdas de
potência na distribuição, proporcionando uma maior satisfação ao consumidor e, além disso,
aumenta o faturamento das concessionárias de energia elétrica. Devemos enfatizar que,
quando o RT é instalado corretamente na rede, deve haver posições de tap disponíveis para
regulação da tensão ao longo do período de demanda pesada, obtendo-se assim a maior
eficiência do RT no sistema de distribuição.
No processo de análise da instalação de um RT deve ser considerada a variação da
demanda ao longo do tempo, com objetivo de determinar os melhores ajustes do
equipamento, resultando na menor variação possível de tensão no consumidor final. A Figura
16 ilustra um exemplo de operação do regulador de tensão em função da variação da demanda
ao longo de um período de tempo. Podemos observar que no período de demanda leve, a
tensão na rede permanece praticamente estável, não sendo necessária a troca de tap do RT
para regular a demanda. Porém, com o crescimento da demanda, efetua-se somente a troca do
tap de acordo com a temporização (retardo de tempo) que é ajustada no equipamento, com o
objetivo de reduzir o número de mudanças desnecessárias decorrentes de pequenas oscilações
de demanda, com isso aumentando a sua vida útil.
47
Figura 16 - Operação do RT em função da demanda da rede.
Fonte: ALVES, RAIANI P., 2012 – Dissertação de mestrado.
3.4.1.1 Local da instalação do RT
O problema da alocação de RT’s em redes de distribuição é solucionado através de um
algoritmo que, inicialmente, procura somente corrigir a tensão em todas as barras do sistema
para que fiquem dentro dos limites estabelecidos pelo módulo 8 do PRODIST da ANEEL.
Conforme Resener (2008), para definição do número inicial de RT’s necessários e
alocação dos mesmos, um algoritmo baseado no método proposto em (GRAINGER;
CIVANLAR, 1985a; 1985b; 1985c) é utilizado. Os seguintes passos são executados:
1. Executar o fluxo de potência trifásico, sem RT’s instalados e para carregamento máximo e
mínimo do alimentador.
2. Um regulador é instalado na barra mais próxima da subestação onde a tensão está fora do
intervalo permitido, e são determinados seus ajustes.
3. Executar novamente o fluxo de potência, para os dois carregamentos.
a) Se ainda existirem barras cujas tensões violam os limites, volta para o passo 2,
instalando outro RT.
b) Caso contrário, parar.
48
3.4.2 Banco de Capacitores
Conforme Eletrobrás (1982), a elevação do fator de potência se consegue diante da
instalação de banco de capacitores, automáticos ou fixos, em paralelo ou em série no
alimentador.
Além de suprir as necessidades de energia reativa do alimentador, o banco de
capacitores contribuirá para a melhoria da tensão primária, causando uma elevação de tensão
que será máxima no ponto de instalação dos capacitores.
A elevação percentual de tensão conseguida com a instalação dos capacitores pode ser
expressa, aproximadamente, com a equação 18.
∆ =
kVAr. X. d
10. (KV)
(18)
Onde:
kVAr = Capacidade do banco de capacitor
X= Reatância do condutor/Km
D= distancia da fonte ao ponto de instalação dos capacitores (Km)
KV= Tensão no ponto onde serão instalados os capacitores.
Observa-se que, quanto maior a distância entre a fonte e os capacitores, maior será a
porcentagem de elevação de tensão. Como o fator de potência do alimentador deverá ser o
mais próximo possível da unidade, não devendo ser adiantado, a correção da tensão pela
instalação será limitada pela quantidade de reativos a ser inserida.
Os capacitores contribuirão para a melhoria da tensão da seguinte forma:
Elevação do nível de tensão: banco de capacitores ligados permanentemente (fixos).
Na figura 17 é apresentado graficamente o efeito da elevação da tensão com a instalação de
banco de capacitores fixos. O gráfico mostra que o superdimensionamento ou a operação fixa
pode acarretar em problemas de tensão elevada em carga leve.
Redução da faixa de regulação: banco automático de capacitores. Neste caso a tensão
sofrerá elevação nos períodos em que os capacitores estiverem ligados.
49
Exemplo da variação de tensão próximo ao um banco de capacitores operando
automaticamente, por controle de tempo, ligando as 06:00h e desligando as 18:00h, é
apresentado na figura 18.
Figura 17 - Efeito da operação de um capacitor Fixo.
Fonte: ELETRORAS, 1982 – Controle de tensão em sistemas de distribuição.
Figura 18 - Efeito da operação de um capacitor automático.
Fonte: ELETRORAS, 1982 – Controle de tensão em sistemas de distribuição.
Segundo Direito (2010), capacitores são elementos elétricos passivos (i.e, não geram
energia) capazes de armazenar energia por meio de campo elétrico. Um capacitor é formado
por duas placas carregadas eletricamente e separadas por um dielétrico (material isolante). Os
capacitores são elementos que se opõem a variações de tensão. Como não são capazes de
gerar energia, os capacitores consomem em certas condições a energia elétrica do sistema a
que estão ligados, armazenando-as e, quando oportuno, devolvem esta energia ao sistema.
50
Graças a essas propriedades os capacitores são de uso amplo na área de sistemas de
potência. A aplicação mais comum de capacitores é na redução de quedas de tensão da rede e
no controle de potência reativa. A maioria dos componentes de um sistema elétrico de
potência é de natureza indutiva. Cargas indutivas (como motores) são consumidoras de
potência reativa. Durante meio ciclo do gerador, a carga indutiva absorve energia do sistema e
na outra metade devolve toda energia absorvida, como mostra a Figura 19.
Figura 19 - Comportamento carga indutiva com um banco de capacitor.
Fonte: DIREITO, LUIZ C. M., 2010 – Dissertação de mestrado.
Tal fenômeno acaba por diminuir a capacidade de transmissão de energia do sistema,
pois a capacidade de condução dos condutores depende do quadrado da corrente elétrica
circulante. Essa, por sua vez, depende diretamente da potência transmitida. As cargas ativas e
reativas são supridas pelas máquinas geradoras e através dos transformadores conectados à
subestação. Isso promove uma queda de tensão ao longo da rede desde a fonte até a carga,
como mostra a Figura 20.
51
Figura 20 – Comportamento da queda de tensão numa rede elétrica.
Fonte: DIREITO, LUIZ C. M., 2010 – Dissertação de mestrado.
A grande vantagem do capacitor reside no fato desse dispositivo poder apresentar
efeito similar a um gerador de potência reativa. Um elemento gerador de potência reativa
absorve e devolve energia ao sistema com uma defasagem de meio ciclo de onda em relação
ao elemento consumidor de potência reativa. Isso quer dizer que, para um mesmo instante, um
elemento absorve energia do sistema, enquanto que o outro elemento devolve a sua energia
para o sistema. Consequentemente, o montante de energia reativa circulante no sistema
diminui. Considere o triângulo de potências apresentado na Figura 21.
Figura 21 - Triângulo das Potências.
Fonte: DIREITO, LUIZ C. M., 2010 – Dissertação de mestrado.
Para uma mesma potência ativa P, a diminuição da potência reativa acarreta a
diminuição da potência aparente S. Isso significa redução da corrente do alimentador,
52
aumentando a capacidade do alimentador em transmitir energia, ou seja, o sistema pode
atender a uma maior quantidade de cargas sem perda de confiabilidade.
Figura 22 - Influência do capacitor no perfil de tensão do alimentador.
Fonte: DIREITO, LUIZ C. M., 2010 – Dissertação de mestrado.
Sendo o capacitor uma fonte de potência reativa, para um alimentador radial o ponto
de inserção do capacitor é um ponto de injeção de potência reativa. Como consequência, a
potência injetada pelo capacitor na rede atende a todas as cargas após o capacitor. Portanto, os
níveis de tensão nos pontos da rede que estão após o ponto de alocação do capacitor sofrem
um deslocamento positivo, como mostrado na Figura 22.
Embora o emprego de banco de capacitores resulte em melhorias no perfil de tensão
da rede, no aumento da capacidade de fornecimento e também na redução de perdas do
sistema (a redução da corrente circulante diminui o nível de perdas, o aumento da capacidade
de transmissão de potência ativa diminui o desperdício de energia na rede), há algumas
restrições quanto ao seu uso. Uma das restrições de uso dos capacitores está no período de
carga leve do sistema, isto é, o período no qual a demanda de potência é mínima. Durante o
período de carga leve ocorre uma redução do número de cargas consumidoras de potência
reativa (motores industriais e reatores, por exemplo). Com isso a situação se inverte: há agora
um excesso de potência reativa no circuito pela presença do banco de capacitores. A Figura
53
23 mostra o triângulo de potências típico de uma rede capacitiva e o diagrama vetorial de
tensão para cargas capacitivas.
Como se pode observar na Figura 23, a capacidade de transmissão da rede diminui de
forma semelhante à que ocorre na presença de cargas altamente indutivas no sistema.
Entretanto, quando as cargas do sistema são capacitivas, ocorre uma elevação das tensões na
rede. Tal situação é indesejável, pois sobre tensões no sistema danificam os materiais
isolantes dos equipamentos, diminuindo a vida útil e comprometendo a segurança destes, o
que resulta em um sistema menos confiável. As sobretensões, quando extremas, podem ainda
ocasionar o surgimento de arcos elétricos, que originam perdas elevadas no sistema.
Figura 23 - Características elétricas das cargas capacitivas.
Fonte: DIREITO, LUIZ C. M., 2010 – Dissertação de mestrado
3.4.2.1 Local de Instalação dos bancos de capacitores
Conforme Santos (2013), a metodologia utilizada pelas concessionárias para resolver o
problema da compensação de reativos, considera que os bancos devem localizar-se ao longo
da rede de forma a reduzir o fluxo reativo da mesma.
Primeiramente é feita uma simplificação na rede de distribuição, onde as ramificações
são desprezadas, e somente o tronco principal da rede é utilizado na análise dos melhores
54
pontos para a alocação. Os bancos devem localizar-se ao longo do alimentador, já
simplificado, de forma a reduzir o fluxo reativo ao longo do sistema.
Uma vez conhecido o perfil de reativo do alimentador e a potência dos bancos a serem
utilizados, a sua localização é feita do fim para o início do alimentador e nos pontos onde o
fluxo de potência reativa é aproximadamente metade da potência do banco de capacitores a
ser instalado, levando-se em conta a compensação dos bancos já localizados, conforme o
ilustrado na figura 24.
Figura 24 - Localização do banco de capacitor.
Fonte: Apostila de Distribuição de Energia (SANTOS, 2013) - UNIJUI
Regras Práticas para a Instalação de BC’s utilizado pelas concessionárias
1. Manter um fator de potência mínimo de 0,95 durante o período de carga média e pesada, na
saída do alimentador.
2. A máxima compensação resultante deverá ser limitada pelo fator de potência (FP) igual a
1,0 no início do alimentador em carga máxima, admitindo-se em determinados períodos o FP
levemente adiantado, desde que não ocorra sobre tensões no consumidor.
3. Instalar os BC’s no tronco do alimentador.
4. Localizar os BC’s próximos a grandes consumidores industriais.
55
5. Em alimentadores com carga residencial, comercial e grandes consumidores industriais
localizar os bancos no centro de carga de uma área do alimentador.
6. Não instalar BC’s em ramais protegidos por chaves fusíveis, pois em caso de abertura
involuntária em uma das fases no lado da fonte, provocará a energização da fase aberta
através dos capacitores conectados em estrela isolada, como mostrado na figura 25.
Figura 25 - Risco de energização da fase aberta
Fonte: Apostila de Distribuição de Energia (SANTOS, 2013) - UNIJUI.
7. Instalar os BC’s a uma distância mínima de 1,0 km da subestação, ou a uma distância que
minimize os efeitos da corrente inrush.
8. Espaçar os BC’s de um mesmo alimentador a uma distância de no mínimo 1,0 km ou em
intervalos que minimizem os efeitos da corrente inrush.
9. Os BC’s fixos devem ser dimensionados para compensação de reativos em carga leve e os
automáticos em carga média e pesada.
10. Analisar cuidadosamente se a elevação de tensão devido à instalação do banco não
provocará sobretensão no consumidor, isto, tanto na configuração normal como de
emergência do alimentador.
56
3.4.3 Recondutoramento de linhas de distribuição
Segundo Santos (2012), geralmente, os alimentadores existentes em SED são
modelados adequadamente através do modelo de linhas curta (efeito capacitivo desprezível),
conforme mostra a figura 26.
Figura 26- Modelamento de um alimentador de curta distância.
Fonte: Apostila de Distribuição de Energia, (SANTOS, 2013) – UNIJUI.
Onde:
=( +
∅=
). =
=
= ∠∅
=
+ .
+
(19)
(20)
(21)
(22)
57
Conforme Eletrobrás (1982), a queda de tensão num trecho do alimentador pode ser
expressa conforme equação 23.
∆ = √3. . ( .
∅+ .
∅ ).
(23)
Onde:
I = Corrente no trecho considerado (A)
R= Resistencia do condutor/Km
X= Reatância do condutor/Km
c ∅= Fator de potência do trecho considerado
c ∅= Fator de potência do trecho considerado
sin∅= Seno do ângulo do fator de potência do trecho considerado
d= Comprimento total do trecho considerado em Km
Quando o alimentador estiver sobrecarregado a queda de tensão muitas vezes se torna
excessiva, contribuindo para que tensão atinja valores inadmissíveis.
Para que essa irregularidade seja eliminada, procede-se ao reforço dos condutores, isto
é, a troca de bitola dos condutores no trecho do alimentador onde ela ocorre.
A correção da tensão com a troca da bitola do condutor será mais sensível quanto
maior for o trecho do alimentador a sofrer essa intervenção.
O gráfico apresentado na figura 27 mostra a melhoria da queda de tensão com a troca
da bitola do condutor.
58
Figura 27- Melhoria máxima da queda de tensão com troca de condutor.
Fonte: ELETROBRAS, 1982 – Controle de tensão em sistemas de distribuição.
A capacidade nominal de condução de cada condutor conforme o seu tipo é dada
conforme a tabela 2.
Tabela 2 – Capacidade de condução nominal dos condutores.
Corrente admissível
Cabo
Ampére
95mm2 COMP
342
4/0CA
313
4/0CAA
3/0CAA
1/0CAA
2CA
2CAA
4CAA
295
290
198
152
150
114
4CA
6CAA
114
80
3,09CAZ
6
Fonte: Dados extraídos do software Interplan.
59
4 CARACTERISTICAS E DIAGNÓSTICOS DO SISTEMA EM ESTUDO
O estudo de caso consiste em realizar uma análise dos níveis de tensão e carregamento
dos condutores do alimentador PMI202 da subestação de Palmeira das Missões.
Foi elaborado um plano de expansão para regularização desses itens, no caso de haver
alguma inconformidade conforme estabelece o módulo 8 do PRODIST. Esse plano de
expansão será realizado para um horizonte de cinco anos conforme estabelece o módulo 2 do
PRODIST.
4.1 CONHECENDO A SUBESTAÇÃO DE PALMEIRA DAS MISSÕES
Na área de distribuição de energia, o estado do Rio Grande do Sul está dividido em
três áreas: Sul-Sudeste, Centro-Oeste e Norte-Nordeste. A região Sul-Sudeste, que inclui a
cidade de Porto Alegre, é de responsabilidade da CEEE; a região Centro-Oeste ficou a cargo
da AES Sul; e a Norte-Nordeste, a cargo da Rio Grande Energia S.A. (RGE), ambas
privatizadas. A área da concessionária da RGE fica localizada conforme apresentado na figura
28. Além da concessionaria RGE, na região Norte-Nordeste também atuam as permissionárias
DEMEI, HIDROPAN e ELETROCAR
Figura 28 - Área de concessão da RGE.
Fonte: Base de dados RGE, 2013.
60
A área de concessão da RGE é subdividida por regiões para seu melhor controle. Essas
regiões são denominadas Regional Centro e Regional Leste como demostra a figura 29.
Figura 29 - Distribuição das regionais.
Fonte: Base de dados RGE, 2013.
A SE de Palmeira das Missões, atende um total 16.686 clientes, possuindo 5
alimentadores, atendendo 16 municípios, tendo a configuração conforme apresenta a figura
30.
61
Figura 30 – Configuração dos alimentadores da SE PMI
Fonte: Software Interplan
4.2 ANÁLISE DO SISTEMA DE POTÊNCIA EXISTENTE
O propósito desta etapa do planejamento é diagnosticar as condições de operação do
sistema elétrico existente no atendimento as cargas atuais, verificando o comportamento do
sistema nos períodos da madrugada, manha, tarde e noite.
Dentre os alimentadores da SE PMI, o PMI202 é o que hoje demostra pior situação
com relação a níveis de tensão (pontos vermelhos e amarelos) conforme mostra a figura 31,
sendo esse o motivo pela escolha desse alimentador para o presente estudo.
62
Figura 31- Níveis de tensão dos alimentadores da SE PMI
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
4.2.1 Dados Gerais do alimentador
O alimentador em questão possui uma tensão de operação de 23,1kV, atende 1.766
clientes nos municípios de Palmeira das Missões (61,95%) e Novo Barreiro (38,05%),
abrangendo a área rural de Palmeira das Missões e urbana e rural de Novo Barreiro. Possui
275 transformadores com e uma potência total instalada de 10,10MVA. O alimentador
PMI202 possui em toda sua extensão apenas um equipamento para regularização dos níveis
de tensão, sendo ele um regulador de tensão, estando localizado próximo ao quilometro 13 de
sua troncal.
O AL PMI202 possui uma troncal com extensão de 32km, sendo que somando-se as
suas derivações o mesmo chega a 158,32KM de rede. O alimentador é o tipo radial com
recurso, pois tem a opção de ser realimentado pela SE de Sarandi, mas nesse estudo não
63
consideraremos a hipótese da realimentação por outro circuito, pois conforme informação da
concessionária, essa opção é utilizada apenas em situações de emergências, pois os níveis de
tensão e carregamento dos condutores são piorados nessa opção devido à distância até a SE de
Sarandi. A análise do mesmo será feita considerado em operação radial simples.
O carregamento atual do alimentador por período do dia é dado conforme tabela 3. O
alimentador possui uma densidade de carga de 75,32kVA/KM e 15,49 clientes/KM.
Tabela 3 - Carregamento atual do alimentador.
Carregamento do alimentador
Período
Madrugada
Manhã
Tarde
Noite
Pot. Ativa (kW) Pot. Reativa (kVAr) Pot. Aparente (kVA)
1010,82
2362,96
2462,3
4372,07
863,79
1034,64
851,16
1168,28
1329,62
2579,5
2605,26
4525,47
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
A tensão atual no barramento de saída do alimentador por período do dia é mostrada
na tabela 4.
Tabela 4 - Tensões de linha atual no barramento do alimentador.
Tensão de linha na barra inicial do alimentador
Período
AB(kV)
BC(kV)
AC(kV)
AB(pu)
BC(pu)
AC(pu)
Madrugada
23,1
23,1
23,1
1
1
1
Manhã
23,1
23,1
23,1
1
1
1
Tarde
Noite
23,1
23,1
23,1
23,1
23,1
23,1
1
1
1
1
1
1
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
A tabela 5 mostra os tipos de condutores existentes no alimentador, com suas
respectivas quantidades instaladas na rede. Observa-se a grande quantidade de condutores do
tipo 4CAA e 3,09CAZ, condutores esses com baixa capacidade nominal de condução de
corrente.
64
Tabela 5 - Tipo de condutores existentes no alimentador.
Caracteristicas dos Condutores
Cabo
3#4/0CA
3#3/0CAA
3#1/0CAA
3#95mm2 COMP
3#3,09CAZ
3#4CAA
1#4CAA
1#3,09CAZ
3#4/0CAA
3#4CA
1#2CAA
3#2CA
2#4CAA
1#6CAA
1#1/0CAA
3#2CAA
Comp. (m)
281
1854
2758
88
237
48735
49213
29628
703
359
690
423
20229
2192
708
222
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
As perdas totais atuais e a energia consumida são demostradas na tabela 6.
Tabela 6 – Perdas atuais no alimentador
Perdas no alimentador
Tipo
2013
Energia Total (kWh/mês) 1.995.598
Perdas Total (kWh/mês)
116.349
Percentual (%)
5,8303
Fonte: Simulação realizada no software Interplan
4.2.2 Definições dos parâmetros de simulação
Para a realização das simulações utilizaremos o software Interplan, que é utilizado
pela RGE para fazer as análises de redes e estudos de planejamento de sistemas de
distribuição de energia elétrica.
65
As principais funções do Interplan são:
• Fluxo de potência, curto-circuito, manobras, edição de redes para estudos de novas
cargas ou alterações topológicas, confiabilidade, suporte reativo, análise de transitórios em
cargas especiais e análise técnico-econômica de obras de expansão.
• Utilização de curvas de carga típicas e medições.
• Integração entre os módulos AT, MT e BT.
• Redes e cargas trifásicas, bifásicas e monofásicas, equilibradas ou desequilibradas.
• Módulo especial para geração de dados no padrão regulatório.
• Base de dados local, garantindo um excelente desempenho.
• Estrutura modular.
• Integração com os maiores sistemas GIS do mercado.
• Integração com AutoCAD e Google Earth.
• Integração total com o Pertec (software Daimon para cálculo de perdas técnicas).
Normalmente em estudos de planejamento da distribuição são utilizados os termos de
patamares de cargas leves, medias e pesadas, mas o software Interplan é configurado com
patamares de madrugada, manha tarde e noite, sendo essa configuração adotada para esse
estudo conforme demostra a tabela 7.
Tabela 7 - Patamares de horários.
Hora
Inicial
Madrugada
1
Período
Hora
Final
6
Hora
Cálculo
5
Manhã
6
12
11
Tarde
12
17
16
Noite
17
1
20
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
Com relação ao carregamento dos condutores, foram configuradas no software as
seguintes faixas de carregamento e identificação de cores dos condutores, conforme abaixo:
Verde – Carregamento dos condutores – abaixo de 90%
Amarelo – Carregamento dos condutores – entre 90 e 100%
Vermelho – Carregamento dos condutores – acima de 100%
66
Com relação aos níveis de tensão, foram configuradas no software as seguintes faixas
de tensão conforme orienta o módulo 8 do PRODIST e estudado no capitulo 2 desse trabalho.
A identificação de cores dos condutores será conforme abaixo:
Verde – Níveis de Tensão Adequados;
Amarelo – Níveis de Tensão Precários;
Vermelho – Níveis de Tensão Críticos.
Com relação ao horizonte de planejamento, foi configurado no software um período de
anlise de 5 anos, conforme estabelece o módulo 2 do PRODIST.
4.3 DEFINIÇÃO DO PERÍODO CRÍTICO
Após a escolha do alimentador e a verificação das condições atuais do mesmo, foram
feitas as análises para a definição do período mais crítico de operação, ou seja, o período que
apresente maior demanda de carga, níveis de tensão e carregamento dos condutores com
valores fora do estipulado para esse estudo.
4.3.1 Situação atual - Madrugada 2013
A situação do alimentador com relação aos níveis de tensão e carregamento dos
condutores considerando o período da madrugada, que considera da 6h às 12h, tendo na barra
de saída do alimentador nesse período uma corrente 99,71A e uma potência aparente de
1,33MVA, é a mostrada na figura 32.
67
Figura 32 - Situação madrugada 2013.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
Observa-se que todos os níveis de tensão estão dentro dos valores estabelecidos para
esse estudo. Verifica-se também que os níveis de carregamento dos condutores estão dentro
do estabelecido para esse trabalho. Conforme demostra o gráfico da figura 33, podemos
perceber que a tensão nesse período em nenhum momento fica abaixo de 0,93pu.
68
Figura 33 - Tensão x Distância – madrugada 2013.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
4.3.2 Situação atual - Manhã 2013
A situação do alimentador com relação aos níveis de tensão e carregamento dos
condutores considerando o período da manhã, que considera da 1h às 6h, tendo na barra de
saída do alimentador nesse período uma corrente 193,41A e uma potência aparente de
2,56MVA, é a mostrada na figura 34.
69
Figura 34 - Situação manhã 2013.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
Observa-se que todos os níveis de tensão estão dentro dos valores estabelecidos para
esse estudo. Verifica-se também que os níveis de carregamento dos condutores estão dentro
do estabelecido para esse trabalho. Conforme demostra o gráfico da figura 35, podemos
perceber que a tensão nesse período em nenhum momento fica abaixo de 0,93pu.
70
Figura 35 - Tensão x Distância - Manhã 2013.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
.
4.3.3 Situação atual - Tarde 2013
A situação do alimentador com relação aos níveis de tensão e o carregamento dos
condutores considerando o período da tarde, que considera da 12h às 17h, tendo na barra de
saída do alimentador nesse período uma corrente 195,34A e uma potência aparente de
2,60MVA, é a mostrada na figura 36.
71
Figura 36 - Situação tarde 2013.
Fonte Simulação realizada no software Interplan.
Observa-se que todos os níveis de tensão estão com valores dentro do estabelecidos
para esse estudo. Verifica-se também que os níveis de carregamento dos condutores estão
dentro do estipulado para esse estudo. Conforme demostra o gráfico da figura 37, podemos
perceber que a tensão nesse período em nenhum momento fica abaixo de 0,93pu.
72
Figura 37 - Tensão x Distância - Tarde 2013.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
4.3.4 Situação atual - Noite 2013
A situação do alimentador com relação aos níveis de tensão e carregamento dos
condutores considerando o período da noite, que considera da 17h às 1h, tendo na barra de
saída do alimentador nesse período uma corrente 339,43A e uma potência aparente de
4,53MVA, é a mostrada na figura 38.
73
Figura 38 - Situação noite 2013.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
Observa-se que para o período noturno os níveis de tensão já não estão mais com os
valores dentro do estabelecido para esse estudo. Temos para essa situação vários pontos com
níveis de tensões dentro da faixa precária e crítica.
Verifica-se que os níveis de carregamento dos condutores continuam dentro do
estabelecido para esse estudo. Conforme demostra o gráfico da figura 39, podemos perceber
que a tensão nesse periodo possui trechos onde a mesma chega a 0,89pu, ficando abaixo de
0,93pu definido para esse estudo.
Observa-se ainda, que no quilometro 13 existe uma
elevação da tensão devido ao regulador de tensão que se encontra instalado nesse ponto.
74
Figura 39 - Tensão x Distância - Noite 2013.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
Diante dos resultados observados acima, podemos perceber que o período mais crítico
é o período noturno. No capitulo a seguir, realizaremos a analise das deficiências futuras, ou
seja, prevendo o comportamento do alimentador para um horizonte de 5 anos.
75
5. MODELAGEM E SIMULAÇÕES
Depois de realizado o estudo da fundamentação teórica pertinentes a esse trabalho,
bem como a descrição e levantamento de dados do sistema de distribuição a ser estudado,
vemos que o tema proposto se mostra amplo e relevante. Com isso, neste capítulo é abordado
o desenvolvimento prático do estudo de caso proposto.
5.1 ESTUDO DE EXPANSÃO E ADEQUAÇÃO DO ALIMENTADOR PMI 202
Após analise do sistema elétrico de potência existente vista no capitulo anterior,
partiremos para a etapa que consistira em realizar as simulações das deficiências previstas no
sistema elétrico, ano a ano, com os dados de cargas fornecidos pelas previsões e proceder a
analise de desempenho do sistema, sob o aspecto de carregamento de condutores, níveis de
tensão, perdas técnicas e fator de potência. Logo em seguida serão analisadas as alternativas
para adequação do sistema.
5.1.1 Simulação das deficiências previstas
Foi considerado para essa etapa do trabalho, as diretrizes do modulo 2 do PRODIST,
que solicita o planejamento para um horizonte de no mínimo cinco anos para as redes de
média tensão de distribuição, e também será considerado para esse estudo uma taxa de
crescimento da carga de 5% ao ano. Desse modo, a seguir será simulado o comportamento do
alimentador com relação aos níveis de tensão, carregamento dos condutores, perdas técnicas e
fator de potência para os anos de 2014, 2015, 2016, 2017 e 2018. Será considerado sempre o
período mais crítico, que no caso com o já demostrado no capitulo anterior, é o período
noturno.
76
5.1.1.1 Situação – Ano 2014
Na Figura 40, observamos que para o ano de 2014, os níveis de tensão em grande parte
do alimentador não estarão dentro do estabelecido por esse estudo. Em comparação com o ano
de 2013 observa-se um aumento dos pontos precários e críticos de níveis de tensão.
Figura 40 - Situação 2014.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
Conforme demostra o gráfico da figura 41, podemos perceber que a tensão nesse
período possui trechos onde a mesma chega a 0,88pu, fica abaixo de 0,93pu definido para
esse estudo.
Observa-se que no quilometro 13 da troncal do alimentador, existe a elevação da
tensão devido ao regulador de tensão que se encontra instalado nesse ponto.
77
Figura 41 - Tensão x Distância – 2014.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
Verifica-se também que os níveis de carregamento dos condutores já não estarão
dentro do estipulado por esse estudo, existe um trecho com carregamento superior a 90%,
conforme mostra a figura 42.
78
Figura 42 - Carregamento dos condutores – 2014.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
5.1.1.2 Situação - Ano 2015
Na Figura 43, observa-se que para o ano de 2015, os níveis de tensão em grande parte
do alimentador não estarão dentro do estabelecido para esse estudo. Em comparação ao ano
de 2014, observa-se um aumento de pontos com níveis de tensão críticos.
79
Figura 43 - Situação 2015.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
Conforme demostra o gráfico da figura 44, podemos perceber que a tensão nesse
período possui trechos aonde a mesma chega a 0,88pu, fica abaixo de 0,93pu estabelecidos
para esse estudo. Observa-se que no quilometro 13 existe a elevação da tensão devido ao
regulador de tensão que se encontra instalado nesse ponto.
80
Figura 44 - Tensão x Distância – 2015.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
Observamos também que os níveis de carregamento dos condutores não estão dentro
do estipulado por esse trabalho, percebendo-se o mesmo trecho do ano anterior com
carregamento acima de 90% conforme demostra figura 45.
81
Figura 45 - Carregamento dos condutores – 2015.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
5.1.1.3 Situação – Ano 2016
Na Figura 46, observa-se que para o ano de 2016, os níveis de tensão em grande parte
do alimentador não estarão dentro do estabelecidos para esse estudo. Em comparação ao ano
de 2015, observa-se o aumento de pontos críticos de nível de tensão.
82
Figura 46 - Situação 2016.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
Conforme demostra o gráfico da figura 47, podemos perceber que a tensão nesse
período possui trechos onde a mesma chega a 0,87pu, ficando abaixo de 0,93pu estabelecido
para esse estudo.
83
Figura 47 - Tensão x Distância – 2016.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
Observamos também que os níveis de carregamento dos condutores não estão dentro
do estipulado, percebendo-se que próximo à saída da subestação já existe dois trechos com
carregamento superior ao estipulado, sendo um acima de 90% e outro com carregamento
superior a capacidade nominal do mesmo, conforme demostra a figura 48.
84
Figura 48 - Carregamento dos condutores – 2016.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
5.1.1.4 Situação – Ano 2017
Na Figura 49, observa-se que para o ano de 2017, os níveis de tensão em grande parte
do alimentador não estarão dentro do estabelecido para esse estudo. Em comparação ao ano
de 2016 observa-se o aumento de pontos críticos de nível de tensão.
85
Figura 49 - Situação 2017.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
Conforme demostra o gráfico da figura 50, podemos perceber que a tensão
nesse período possui trechos onde a mesma chega a 0,87pu, ficando abaixo de 0,93pu
estabelecido para esse estudo.
86
Figura 50 - Tensão x Distância – 2017.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
Observamos também, conforme figura 51, que os níveis de carregamento dos
condutores não estão dentro do estipulado, percebendo-se que próximo à saída da subestação
existe um trecho com carregamento acima de 90% e outro com carregamento superior a
capacidade nominal do mesmo.
87
Figura 51 - Carregamento dos condutores – 2017.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
5.1.1.5 Situação – Ano 2018
A seguir serão realizadas as simulações para o ano de 2018, ultimo ano previsto do
horizonte de planejamento adotado. Na Figura 52, observamos que para o ano de 2018, os
níveis de tensão em grande parte do alimentador não estarão dentro do estipulado por esse
estudo e estabelecido pelo PRODIST. Em comparação ao ano de 2016 observa-se o aumento
de pontos críticos de nível de tensão.
88
Figura 52 - Situação 2018.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
Conforme demostra o gráfico da figura 53, podemos perceber que a tensão nesse
período possui trechos aonde a mesma chega a 0,86pu, fica abaixo de 0,93pu estabelecido
para esse estudo e pelo módulo 8 do PRODIST.
89
Figura 53 - Tensão x Distância – 2018.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
Em comparação ao ano de 2013, observa-se uma redução no ponto de tensão mínima
no alimentador conforme demostra a tabela 8.
Tabela 8 – Ponto máx. e mín. de tensão – 2013 x 2018.
Tensão
Ponto
Máx. Tensão (pu)
Mín. Tensão (pu)
2013 2018
1
1
0,89 0,86
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
Observamos também conforme figura 54, que os níveis de carregamento dos
condutores não estão dentro do estabelecido para esse estudo, percebendo-se que próximo a
saída da subestação existe três trecho com carregamento acima de 90% e outro com
carregamento superior a capacidade nominal do mesmo.
90
Figura 54 - Carregamento condutores – 2018.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
O carregamento do alimentador em 2018 aumentará em 1.070,88KVA em relação ao
ano de 2013, considerando a taxa de crescimento de 5% ao ano, conforme demostra a tabela
9.
Tabela 9 - Carregamento do alimentador – 2013 x 2018.
Carregamento do alimentador
Período
Pot. Ativa (kW)
2013
2018
Madrugada 1.010,82 1.256,52
Manhã
Tarde
Noite
Pot. Reativa (kVAr)
2013
863,79
2018
Pot. Aparente
(kVA)
2013
2018
1.071,87 1.329,62 1.651,59
2.362,96 2.932,46 1.034,54 1.283,61 2.579,50 3.201,09
2.462,30 3.054,66 851,16 1.056,94 2.605,26 3.232,34
4.372,07 5.404,55 1.168,28 1.453,02 4.525,47 5.596,46
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
91
A tensão de linha na barra inicial do alimentador não sofrerá alterações em relação à
situação atual conforme tabela 10.
Tabela 10 - Tensão na barra inicial – 2013 x 2018.
Tensão de linha na barra inicial do alimentador
Período
2013
2018
AB(pu)
BC(pu)
AC(pu)
AB(pu)
BC(pu)
AC(pu)
Madrugada
Manhã
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
Tarde
1
1
1
1
1
1
Noite
1
1
1
1
1
1
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
As perdas no alimentador aumentarão significativamente em relação à situação atual
conforme demonstra a tabela 11.
Tabela 11 - Perdas no alimentador – 2018 x 2018.
Perdas no alimentador
Tipo
2013
2018
Energia Total (kWh/mês) 1.995.598 2.471.610
Perdas Total (kWh/mês)
Percentual (%)
116.349
5,830
177.586
7,185
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
O fator de potência do alimentador para o ano de 2018 será conforme demostra a
tabela 12. Observa-se que não houve alterações significativas em relação a o ano de 2013,
sendo que a pior situação é para o período da madrugada. Esse baixo fator de potência durante
o período da madrugada pode ser explicado analisando-se a tabela 9, onde mostra um
decréscimo grande de potencia ativa e quase que se mantendo os valores de potencia reativa,
fazendo com que se reduza o fator de potencia.
92
Tabela 12 - Fator de Potência – 2013 x 2018.
Fator de Potência
Período
2013
2018
Madrugada
Manhã
Tarde
0,7602
0,9161
0,9451
0,7608
0,9161
0,945
Noite
0,9661
0,9657
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
Para o estudo de caso a seguir, foram considerados os dados do período mais crítico,
no caso a situação noturna de 2018, onde foram elaboradas as simulações para a adequação
dos níveis de tensão e carregamento dos condutores.
5.2 ANÁLISE TÉCNICA DAS ALTERNATIVAS
As alternativas escolhidas para regularização dos níveis de tensão e carregamento dos
condutores, conforme estudado no capitulo 2 desse trabalho, serão: o recondutoramento dos
trechos com sobrecorrente no alimentador, a instalação de reguladores de tensão e a instalação
de banco de capacitores.
O estudo esta organizado da seguinte forma, sendo simulada a execução de três
cenários conforme a seguir:
Alternativa 1 – Recondutoramento da linha
Alternativa 2 – Recondutoramento da linha e instalação de reguladores de tensão
Alternativa 3 – Recondutoramento da linha e instalação de banco de capacitores.
93
5.2.1 Alternativa 1 – Recondutoramento da linha
A alternativa 1 consistira no recondutoramento dos trechos do alimentador que
possuem deficiência de condução de corrente. A figura 55 demostra os trechos do AL PMI202
que estão com suas capacidades de condução acima dos limites estipulados para esse estudo.
Figura 55 - Trechos com carregamento acima do estabelecido.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
De posse dessas informações, procederemos com a substituição dos condutores nos
quatro trechos problemáticos conforme demostrado a seguir.
94
5.2.1.1 Recondutoramento do trecho 1
Conforme teoria vista no capítulo 2 desse estudo, o condutor 4CAA tem capacidade
nominal de 114A, sendo que a corrente que circulará no trecho será de 123,61A. O
recondutoramento do trecho 1 consistiu em substituir 359m de rede com condutores tipo
4CAA para condutores tipo 1/0CAA, sendo que esse possui uma capacidade de condução de
198A.
Observou-se que o carregamento do trecho após o recondutoramento passou de
108,43% para 62,54% da sua capacidade nominal de condução, ficando assim dentro dos
limites estipulados para esse estudo conforme demostra a figura 56.
Figura 56 - Recondutoramento do trecho 1.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
95
5.2.1.2 Recondutoramento do trecho 2
Conforme teoria vista no capítulo 2 desse trabalho, o condutor 4CAA tem capacidade
nominal de 114A, sendo que a corrente que circulará no trecho será de 123,61A.
O recondutoramento do trecho 2 consistiu em substituir 853m de rede com condutores
tipo 4CAA para condutores do tipo 1/0CAA, sendo que esse possui uma capacidade de
condução de corrente de 198A. Observou-se que o carregamento do trecho após o
recondutoramento passou de 98,37% para 56,58% da capacidade nominal de condução,
ficando assim dentro dos limites estabelecidos para esse estudo conforme demostra a figura
57.
Figura 57 - Recondutoramento do trecho 2.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
96
5.2.1.3 Recondutoramento do trecho 3
Conforme teoria vista no capítulo 2 desse trabalho, o condutor 4CAA tem capacidade
nominal de 114A, sendo que a corrente que circulará no trecho será de 123,61A.
O recondutoramento do trecho 3 consistiu em substituir 554m de rede com condutores
tipo 4CAA para condutores do tipo 1/0CAA, sendo que esse possui uma capacidade de
condução de 198A. Observou-se que o carregamento do trecho após o recondutoramento
passou de 93,35% para 53,85% da capacidade nominal de condução, ficando assim dentro dos
limites estipulados para esse estudo conforme mostra a figura 58.
Figura 58 - Recondutoramento do trecho 3.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
97
5.2.1.4 Recondutoramento do trecho 4
Conforme teoria vista no capítulo dois desse estudo, o condutor 4CAA tem capacidade
nominal de 114A, sendo que a corrente que circulará no trecho será de 123,61A.
O recondutoramento do trecho 4 consistiu em substituir 1.877m de rede com
condutores tipo 4CAA para condutores do tipo 1/0CAA, sendo que sua capacidade nominal
de condução é de 198A. Observou-se que o carregamento do trecho após a recondutoramento
passou de 93,35% para 52,44% da capacidade nominal, ficando assim dentro dos limites
estipulados para esse estudo conforme demostra a figura 59.
Figura 59 - Recondutoramento do trecho 4.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
98
5.2.1.5 Situação final - Alternativa 1
Após o recondutoramento dos trechos com sobrecorrente, observou-se uma melhora
significativa nos níveis de tensão em toda a extensão do alimentador, onde em alguns trechos
a tensão passou de precária para adequada, e de crítica para precária, mas ainda
permanecendo níveis críticos e precários de tensão. A figura 60 demostra uma comparação
entre antes e depois da simulação da alternativa 1.
99
Figura 60 - Comparativo Pré-alternativa 1 x Pós-alternativa 1.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
Observa-se no gráfico da figura 61, que após o recondutoramento o ponto de tensão
mínima no AL PMI202 ficou em 0,89pu.
100
Figura 61 - Tensão x Distância – Pós-alternativa 1.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
Percebemos através da tabela abaixo que houve uma melhora no ponto mínimo de
tensão no alimentador conforme demostra a tabela 13.
Tabela 13 – Pontos máx. e mín. de tensão – Pré-alternativa 1 x Pós-alternativa 1.
Tensão
Ponto
Pré-alter. 1 Pós-alter. 1
Máx. Tensão (pu)
1
1
Mín. Tensão (pu)
0,86
0,89
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
Com relação ao carregamento do alimentador, observa-se na tabela 14, que o
recondutoramento dos trechos não influência, significativamente, na potência que circula na
rede.
101
Tabela 14 - Carregamento do alimentador – Pré-alternativa 1 x Pós-alternativa 1.
Carregamento do alimentador
Período
Pot. Ativa (kW)
Pot. Reativa (kVAr)
Pot. Aparente (kVA)
Pré-alter. 1 Pós-alter. 1 Pré- alter.1 Pós-alter. 1 Pré-alter. 1 Pós-alter. 1
Madrugada
1.256,52
1.251,72
1.071,87
1.070,42
1.651,59
1.647,00
Manhã
2.932,46
2.925,65
1.283,61
1.284,00
3.201,09
3.195,01
Tarde
Noite
3.054,66
5.404,55
3.048,84
5.394,21
1.056,94
1.453,02
1.057,36
1.482,72
3.232,34
5.596,46
3.226,99
5.594,28
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
Observou-se uma redução significativa nas perdas conforme demostra a tabela 15.
Tabela 15 - Perdas no alimentador – Pré-alternativa 1 x Pós-alternativa 1.
Perdas no alimentador
Tipo
Pré-alter.1 Pós-alter.1
Energia Total (kWh/mês)
2.471.610
2.466.312
Perdas Total (kWh/mês)
177.586
147.245
7,185
5,970
Percentual (%)
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
Com relação ao fator de potência na saída do alimentador, observa-se na tabela 16, que
não houve alterações significativas após a simulação da alternativa 1.
Tabela 16 - Fator de potência – Pré-alternativa 1 x Pós-alternativa 1.
Fator de Potência
Período
Pré-alter.1 Pós-alter. 1
Madrugada
0,7608
0,7600
Manhã
Tarde
0,9161
0,9450
0,9157
0,9448
Noite
0,9657
0,9642
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
102
Visto isso, observa-se que a substituição dos condutores amenizou o problema de
baixos níveis de tensão do alimentador, mas não resolveu satisfatoriamente conforme é o
objetivo desse estudo.
Desse modo, a seguir será abordada a regularização dos níveis de tensão através da
instalação de reguladores de tensão no alimentador.
5.2.2 Alternativa 2 – Recondutoramento e instalação de regulador de tensão
Nesse estudo, iremos simular o comportamento do alimentador instalando-se
equipamentos reguladores de tensão para corrigir os níveis de tensão.
Para essa simulação, vamos manter a simulação anterior onde foi feito o
recondutoramento dos trechos onde havia carregamento acima estipulado, pois com a
instalação do regulador de tensão não seria possível resolver esse problema, devido aos
trechos com sobre correntes estarem localizados próximos a saída da SE, não sendo possível
instalar um RT nesse local.
O local de instalação dos reguladores de tensão foi definido conforme orientações
estudadas no capítulo 2 desse trabalho.
Esse estudo se dará em duas etapas, sendo que a primeira será o deslocamento do RT
já existente no alimentador de um ponto para outro e a segunda etapa será a instalação de um
novo RT.
5.2.2.1 Deslocamento do RT existente
O RT existente será deslocado para o ponto onde se inicia o problema de nível de
tensão conforme mostra a figura 62 e orienta o estudo feito no capitulo dois.
A potência nominal do equipamento será mantida, pois a mesma é definida em função
da corrente que circula no trecho que é de 100,53A, tendo esse equipamento uma capacidade
nominal de 200A.
103
O RT existente é do tipo automático, regulagem máxima de 10%, 32 degraus do
comutador, regulagem de tensão de saída para 1pu (23,1kV), possui uma tensão nominal de
14,4kV, potência nominal de 288kVA e possui ligação do tipo estrela.
A figura 62 demostra o novo local do RT, exatamente no ponto onde se inicia o
problema de tensão, conforme orienta o capitulo 2 desse estudo.
Figura 62 – Novo local do RT existente.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
Após o deslocamento do RT existente, a situação ficou conforme demostra a figura 63,
ficando clara a necessidade de instalação de mais um RT para a regularização do trecho final
do alimentado.
104
Figura 63 - Situação após o deslocamento do RT existente.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
5.2.2.2 Instalação do novo RT
O novo RT será instalado no ponto onde se inicia o problema de nível de tensão após o
deslocamento do RT existente, conforme mostra a figura 64. A potência nominal foi definida
em função da corrente que circula no trecho que é de 88,84A. O RT escolhido para ser
instalado é do tipo automático, regulagem máxima de 10%, 32 degraus do comutador,
regulagem de tensão de saída para 1pu (23,1kV), possui uma tensão nominal de 14,4kV,
potência nominal de 144kVA e corrente nominal de 100A, possui ligação do tipo estrela
105
Figura 64 - Local de instalação do novo RT.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
Após a conclusão da segunda etapa da alternativa, a situação do alimentador ficará
regularizada conforme valores estipulados para esse estudo e demostrado na figura 65.
106
Figura 65 - Situação após instalação no novo RT.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
5.2.2.3 Situação final – Alternativa 2
Observa-se na figura 66, a comparação da situação anterior e posterior a simulação da
alternativa 2. Verifica-se que as irregularidades provenientes de carregamentos dos
condutores e baixos níveis de tensão no alimentador foram sanadas.
107
Figura 66 - Comparativo Pré-alternativa 2 x Pós-alternativa 2.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
Observa-se no gráfico da figura 67, que após a simulação da alternativa 2, o ponto de
tensão mínima no AL PMI202 ficou em 0,93pu, regularizando-se a situação de nível de
tensão conforme solicita o PRODIST e estipulado nesse estudo.
Observa-se ainda que próximo aos quilômetros 8 e 15 da troncal do alimentador
acontecem elevações da tensão devido aos RT’s instalados.
108
Figura 67 - Tensão x Distância – Pós-alternativa 2.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
A tabela 17 mostra uma comparação do nível mínimo e máximo de tensão antes e
depois da simulação da alternativa 2.
Tabela 17 – Pontos Máx. e Mín. de tensão – Pré-alternativa 2 x Pós-alternativa 2.
Tensão
Ponto
Pré-alter.2 Pós-alter.2
Máx. Tensão (pu)
1
1
Mín. Tensão (pu)
0,86
0,93
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
A tabela 18 demostra a situação do carregamento do alimentador após a simulação da
alternativa 2.
109
Tabela 18 - Carregamento do alimentador - Pré-alternativa 2 x Pós-alternativa 2.
Carregamento do alimentador
Período
Pot. Ativa (kW)
Pot. Reativa (kVAr)
Pot. Aparente (kVA)
Pré-alter.2 Pós-alter.2 Pré-alter.2 Pós-alter.2 Pré-alter.2 Pós-alter.2
Madrugada
1.256,52
1.252,32
1.071,87
1.072,52
1.651,59
1.648,82
Manhã
2.932,46
2.929,03
1.283,61
1.285,18
3.201,09
3.195,83
Tarde
Noite
3.054,66
5.404,55
3.049,42
5.468,11
1.056,94
1.453,02
1.058,28
1.508,29
3.232,34
5.596,46
3.227,83
5.672,32
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
Observou-se também uma redução das perdas no alimentador conforme demostra a
tabela 19.
Tabela 19 - Perdas no alimentador - Pré-alternativa 2 x Pós-alternativa 2.
Perdas no alimentador
Tipo
Pré-alter.2 Pós-alter.2
Energia Total (kWh/mês)
2.471.610
2.484.293
Perdas Total (kWh/mês)
Percentual (%)
177.586
7,185
145.141
5,840
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
Com relação ao fator de potência, podemos perceber que não houve alterações
significativas em relação as situação anterior conforme demostra a tabela 20.
Tabela 20 - Fator de Potência - Pré-alternativa 2 x Pós-alternativa 2.
Fator de Potência
Período
Pré-alter.2 Pós-alter.2
Madrugada
Manhã
0,7608
0,9161
0,7595
0,9156
Tarde
Noite
0,945
0,9657
0,9447
0,9640
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
110
5.2.3 Alternativa 3 – Recondutoramento e instalação de Banco de Capacitores
Nesse estudo de caso, iremos simular o comportamento do alimentador com a
instalação de banco de capacitores. Para esse estudo também será considerado o estudo de
recondutoramento como implementado, pois somente com a instalação de banco de
capacitores não resolverá satisfatoriamente esse problema devido à quantidade de potencia
reativa que circula no alimentador não ser considerada elevada.
Podemos adiantar que o alimentador não apresenta problemas de baixo fator de
potência, sendo de 0,96 no período crítico que esta sendo analisado. Para o período da
madrugada possui o valor de 0,76, valor esse abaixo do estabelecido pela norma, que é de
0,92, mas nesse período não apresenta baixos níveis de tensão conforme simulações
anteriores.
Da observação dos valores contidos na simulação da situação noite 2018, onde os
valores de potência reativa chegaram ao valor de 1.453,02kVAr, algumas quedas estavam
com valores de 0,86pu, perdas chegando a 7,18%, carregamento dos condutores chegando a
108,43% da capacidade nominal, chegou-se a conclusão que podemos amenizar a situação de
baixos níveis de tensão com banco de capacitores, mesmo sabendo-se que o valor da potência
reativa que circula no alimentador não é elevada.
Em função da potência reativa do alimentador que é de 1.453,02kVAr, foi definido
pela instalação de dois bancos de capacitores com potência de 600kVAr cada um, totalizando
1200kVAr injetados na rede. A potência dos mesmos foram definidos também pelas potências
nominais disponíveis no mercado, sendo elas de 300kVAr, 600kVAr e 1200kVAr.
Os locais de instalação e o dimensionamento dos bancos de capacitores foram
definidos conforme orienta o capitulo 2 desse trabalho.
Essa simulação será realizada em duas etapas, sendo a instalação do BC 1 e do BC 2,
conforme será visto a seguir.
5.2.3.1 Instalação do BC 1
Foi definido o primeiro ponto para instalação do banco de capacitor conforme mostra
a figura 68. Nesse ponto o alimentador possui carga reativa de 330,93kVAr no período da
111
madrugada, 312,80kVAr no período da manhã, 250,92kVAr no período da tarde e
613,48kVAr no período da noite. Optou-se por um banco de capacitor automático para
compensar somente o período noturno onde a carga de reativo é mais elevada, pois um banco
de capacitor fixo poderia causar sobretensões nos demais períodos do dia, conforme orienta o
capitulo 2 desse estudo.
Figura 68 - Local de instalação do BC1.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
A figura 69 demostra a situação do alimentador com relação aos níveis de tensão após
a instalação do primeiro banco de capacitores.
112
Figura 69 – Situação após instalação do BC1.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
5.2.3.2 Instalação do BC2
Agora analisando o circuito após a instalação do BC1, conforme orienta o capitulo 2
desse trabalho, tendo as novas informações de potência reativa na troncal do alimentador, foi
definido o segundo ponto para instalação do banco de capacitor conforme mostra a figura 70.
Nesse ponto o alimentador possui carga reativa de 819,71kVAr no período da
madrugada, 764,27kVAr no período da manhã, 626,65kVAr no período da tarde e
638,56kVAr no período da noite. Optou-se por um banco de capacitor fixo para compensar
nos quatro períodos do dia, conforme orienta o capitulo 2 desse trabalho.
113
Figura 70 - Local de instalação do BC2.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
Após a instalação do segundo banco de capacitor, os níveis de tensão e carregamento
dos condutores no alimentador ficaram conforme demostra a figura 71.
114
Figura 71 - Situação após instalação BC1 e BC2.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan
5.2.3.3 Situação final - Alternativa 3
Com os capacitores dispostos em seus locais pré-definidos, suas capacidades
ajustadas, obtivemos então novos valores de tensão, fator de potência, perdas técnicas e
carregamento dos condutores.
Observa-se na figura 72 e no gráfico da figura 73, que após a simulação da alternativa
3, houve uma melhora nos níveis de tensão em todo o alimentador, mas o ponto de tensão
mínima no AL PMI202 ficou em 0,89pu, não regularizando a situação de nível de tensão
conforme estabelece esse estudo.
Por não se tratar de um alimentador com cargas industriais predominantes (valor
relativamente baixo de kVAr), percebeu-se que a instalação do banco de capacitor não surtiu
tanto efeito para regularização dos níveis de tensão, ainda predominando tensões precárias e
115
críticas em toda sua extensão. Observou-se a eliminação quase que total dos níveis de tensão
precárias.
Observa-se também que ao final dessa simulação não possuiremos problema com
sobrecorrente nos condutores.
Figura 72 - Comparativo Pré-alternativa 3 x Pós-alternativa 3.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
116
Figura 73 - Tensão x Distância – Pós-alternativa 3.
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
A tabela 21 mostra a comparação dos níveis máximos e mínimos de tensão antes e
depois da simulação da alternativa 3. Observa-se também que não houve problema de sobre
tensão em nenhum ponto do alimentador após a instalação dos capacitores.
Tabela 21 – Pontas Máx. e Mín. de tensão – Pré-alternativa 3 x Pós-alternativa 3.
Tensão
Ponto
Máx. Tensão (pu)
Mín. Tensão (pu)
Pré-alter. 3 Pós-alter. 3
1
1
0,86
0,89
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
A tabela 22 demostra o carregamento do alimentador após a simulação da alternativa
3, observa-se a redução significativa da potencia reativa.
117
Tabela 22 - Carregamento do alimentador – Pré-alternativa 3 x Pós-alternativa 3.
Carregamento do alimentador
Pot. Ativa (kW)
Período
Pot. Reativa (kVAr)
Pot. Aparente (kVA)
Pré-alter.3 Pós-alter.3 Pré-alter.3 Pós-alter.3 Pré-alter.3 Pós-alter.3
Madrugada
1.256,52
1.249,30
1.071,87
475,23
1.651,59
1.336,63
Manhã
Tarde
2.932,46
3.054,66
2.922,34
3.046,67
1.283,61
1.056,94
689,98
463,56
3.201,09
3.232,34
3.002,69
3.081,73
Noite
5.404,55
5.382,58
1.453,02
372,03
5.596,46
5.395,42
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
Observou-se redução das perdas no alimentador após a simulação da alternativa 3,
conforme demostra tabela 23.
Tabela 23 - Perdas no alimentador – Pré-alternativa 3 x Pós-alternativa 3.
Perdas no alimentador
Tipo
Pré-alter.3 Pós-alter.3
Energia Total (kWh/mês)
2.471.610
2.462.233
Perdas Total (kWh/mês)
177.586
134.904
7,185
5,470
Percentual (%)
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
Observou-se a elevação do fator de potência do alimentador nos quatros períodos do
dia conforme demostra a tabela 24.
Tabela 24 - Fator de Potência – Pré-alternativa 3 x Pós-alternativa 3.
Fator de Potência
Período
Pré-alter. 3 Pós-alter. 3
Madrugada
Manhã
0,7608
0,9161
0,9347
0,9732
Tarde
0,945
0,9886
Noite
0,9657
0,9976
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
118
CONCLUSÕES
Visando o dever e obrigatoriedade no âmbito de qualidade no fornecimento de energia
elétrica que as concessionárias possuem com os órgãos reguladores e também com os seus
consumidores, os estudos de melhorias na qualidade do produto são de extrema importância
para as concessionárias de energia. Tais estudos contribuem com vários fatores que elevam a
competência junto aos órgãos reguladores e respaldam a concessionária perante os
consumidores e toda sociedade.
Um perfil de tensão adequado traz benefícios tanto para as distribuidoras quanto para
os consumidores, pois com isso as perdas de potência do sistema de distribuição diminuem e
os equipamentos operam corretamente, além disso, as penalidades as quais a concessionária é
submetida caso não satisfaça os limites estabelecidos pelo órgão regulador podem ser
evitadas.
O controle do perfil de tensão nas redes de distribuição é uma tarefa rotineira em
distribuidoras de energia. Com uma legislação rígida sobre os níveis de tensão, as unidades
consumidoras que estão com o fornecimento fora dos padrões estipulados pela ANEEL
(Agência Nacional de Energia Elétrica) recebem compensação financeira pelo serviço
inadequado, ou seja, descontos em sua conta de energia elétrica.
O ajuste coordenado dos equipamentos, a alocação de banco de capacitores e
reguladores de tensão, bem como a substituição de condutores ao longo dos alimentadores são
ações práticas para garantir níveis de tensão adequados aos consumidores.
Nesse contexto, esse estudo objetivou apresentar alternativas de adequação dos níveis
de tensão do alimentador PMI202 da subestação de Palmeira das Missões, sendo realizadas as
simulações e analises dos resultados das alternativas previstas para a adequação desse estudo.
A partir dos vários estudos desenvolvidos no decorrer deste trabalho, dos
procedimentos, ferramentas, critérios e diretrizes adotados, é possível estabelecer algumas
conclusões e propor certas recomendações a respeito das adequações dos índices de qualidade
de energia elétrica no estudo de caso realizado:
a) Com o desenvolvimento do estudo de caso proposto, ficaram evidentes assuntos
diretamente abordados no referencial teórico desse trabalho. Observamos que as alocações de
equipamentos nas redes de distribuição de energia auxiliam na operação e manutenção de
fornecimento de energia elétrica com níveis adequados de qualidade, como os bancos de
119
capacitores e os reguladores de tensão. Percebemos também que a substituição de condutores
gera bons resultados nas melhorias dos níveis de tensão.
b) Por ser um programa de fácil manuseio, com a apresentação em telas simplificadas
e opções bem claras, não foi encontrada nenhuma dificuldade no transcorrer do processo com
relação ao software utilizado para realização das simulações. Caso necessário, devido à
extensa gama de opções presentes no Interplan, poderíamos também obter relatórios do
histórico da rede, consumo mensal por classe, informações totalizadas para um bloco,
resultados de cálculo de curto-circuito, cálculo de partida de motores, gráficos dos
carregamentos de transformadores das subestações, dentre muitas outras informações.
c) Verificamos que o recondutoramento dos trechos onde apresentavam sobrecorrente
no condutor é a alternativa que se faz necessária em todas as alternativas propostas nesse
trabalho, indiferentemente ser for optado por instalação de reguladores de tensão ou banco de
capacitores, pois esses equipamentos não resolveriam satisfatoriamente o problema de
carregamento do condutor.
d) Podemos concluir também que, para esse estudo de caso, a melhor opção para a
regularização dos níveis de tensão é a alocação de reguladores de tensão, simulada através da
alternativa 2, conforme demostra a tabela 25.
e) Pode-se observar, através da simulação da alternativa 3, que a alocação de banco de
capacitores amenizou, mas não regularizou completamente os níveis de tensão da mesma
forma que o regulador de tensão, conforme mostra a tabela 25. Pode ser justificado pelo fato
que o alimentador não apresenta problemas de baixo fator de potência e que a potência reativa
que circula no alimentador é relativamente baixa, por não se tratar de um alimentador que
possua consumidores industriais, sendo ele predominantemente residencial e comercial rural.
f) Com relação às perdas técnicas, concluímos que com a simulação da alternativa 1 já
teríamos uma redução de 16,91% das perdas. Com a simulação da alternativa 2, teríamos uma
redução de 18,71%, e com a simulação da alternativa 3, teríamos uma redução de 23,86% nas
perdas. Esses valores podem ser melhores comparados na tabela 26.
g) Com relação ao fator de potência, podemos concluir que após a simulação das
alternativas 1 e 2 não se obteve alterações significativas. Com a simulação da alternativa 3 se
obteve uma melhora do fator de potência do alimentador. Observou-se que no período da
madrugada, o alimentador possuía um fator de potência abaixo do estabelecido para esse
estudo, sendo que após a simulação da alternativa 3 a situação foi regularizada. Os resultados
podem ser mais bem comparados na tabela 27.
120
Comparações entre as alternativas propostas
Tabela 25 - Comparativo de tensões após simulações das alternativas.
Tensão
Ponto
2018 Pós-alter. 1 Pós-alter. 2 Pós-alter. 3
Máx. Tensão (pu)
1
1
1
1
Mín. Tensão (pu)
0,86
0,89
0,93
0,89
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
Tabela 26- Comparativo de Perdas após as simulações das alternativas.
Perdas no alimentador
Tipo
2018
Energia Total (kWh/mês) 2.471.610
Perdas Total (kWh/mês)
177.586
Percentual (%)
Pós-alter. 1 Pós-alter. 2 Pós-alter. 3
2.466.312
147.245
2.484.293
145.141
2.462.233
134.904
5,970
5,840
5,470
7,185
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
Tabela 27 - Comparativo de Fator de Potência após as simulações das alternativas.
Fator de Potência
Período
2018 Pós-alter. 1 Pós-alter. 2 Pós-alter. 3
Madrugada 0,76
Manhã
0,92
0,76
0,92
0,76
0,92
0,93
0,97
Tarde
0,95
0,94
0,94
0,99
Noite
0,97
0,96
0,96
0,99
Fonte: Simulação realizada no software Interplan.
O estudo de caso realizado, não deve ser generalizado para todo e qualquer sistema de
distribuição, devendo ser um indicador para outros estudos atendendo a especificidade de
cada sistema considerando suas peculiaridades.
Como complemento, no intuito de promover estudos futuros e pesquisas a partir dessa
base constituída, sugerem-se os seguintes estudos:

As análises das viabilidades econômicas das possibilidades técnicas
mencionadas nesse trabalho, fazendo-se uma comparação de custos benefícios
121
de
cada
alternativa
verificando
qual alternativa
seria
mais
viável
economicamente para a concessionaria;

A análise dos níveis de tensão e carregamento do alimentador em estudo
considerando a reconfiguração da rede (alimentação pela SE de Sarandi ou
interligação entre dois trechos do alimentador);

A análise da função da geração distribuída nesse sistema;

A instalação de banco de capacitores série.
122
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