XXII Seminário Nacional de Distribuição de Energia Elétrica

SENDI 2016 - 07 a 10 de novembro

Curitiba - PR - Brasil

Danilo Eiji Ito Lucas Silva Cunha

Companhia Piratininga de Força e Luz

Companhia Piratininga de Força e Luz

daniloito@cpfl.com.br lucasc@cpfl.com.br

Mauro Silvio Rodrigues Rodolfo Ribeiro de Oliveira

Companhia Paulista de Força e Luz

Companhia Piratininga de Força e Luz

msrodrigues@cpfl.com.br rribeiro@cpfl.com.br

Fator de Potência: aspectos técnicos e regulatórios visando à compatibilização da regulamentação setorial

Palavras-chave

Compensação de Reativos

Excedente de Reativos

Fator de potência

Geração Distribuída

Qualidade de Energia

Resumo

O Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS estabelece nos Procedimentos de Rede que os usuários do

sistema de transmissão devem manter o fator de potência nos pontos de conexão dentro de uma faixa de

valores definidas de acordo com a tensão nominal do ponto. Já para os usuários do sistema de distribuição, a

regulamentação que deve ser observada está descrita na Resolução Normativa ANEEL nº 414/2010 e pelo

módulo 8 do PRODIST. Porém os limites aplicáveis aos usuários do sistema de transmissão são diferentes

daqueles aplicáveis aos usuários do sistema de distribuição deixando de considerar assim o fato de serem

sistemas totalmente interdependentes

A ANEEL vem discutindo com a sociedade e os agentes do setor elétrico os limites adequados para avaliar o de

fator de potência, porém pouco avançou na discussão sobre as formas de sua apuração.

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Este trabalho traz casos reais da CPFL, constatados através de medições, que influenciam na definição do fator

de potência medido nos pontos de conexão com o sistema de transmissão, cabendo a reflexão sobre o que de

fato está sendo medido e qual o sinal está sendo apresentado para que sejam aplicados recursos no sistema de

distribuição para a sua adequação aos limites regulatórios.

1. Introdução

O sistema elétrico do estado de São Paulo se desenvolveu, desde a época dos pioneiros na eletrificação de pequenos

centros urbanos, no sentido de integrar e otimizar o sistema de transmissão e distribuição de energia, visando o

transporte eficiente de energia das usinas hidrelétricas até os centros de consumo.

Com o desenvolvimento de novas tecnologias e a ampliação da participação da geração distribuída na matriz energética,

a tradicional visão centralizada de geração, adotada até o final do século passado, dá espaço ao conceito de geração

distribuída e a novos desafios na gestão eletroenergética do sistema de geração, transmissão e distribuição.

O fator de potência é um indicador da eficiência energética das instalações, muito adequado quando se tem clareza da

localização da fonte, da carga e do ponto de medição. Entretanto, existem situações nas quais se faz necessário ampliar

a visão de forma sistêmica, avaliando assim um conjunto de fatores cujo a análise isolada para um determinado ponto

de conexão levaria a conclusões equivocadas e, por consequência, a realização de investimentos desnecessários.

2. Desenvolvimento

2.1 Efeito da geração distribuída

A ação clássica para elevar o fator de potência está associado a aplicação de compensação de reativos, geralmente o

mais próximo a carga, reduzindo assim a componente de fluxo de reativo indutivo visto no ponto de medição e,

consequentemente, reduzindo a circulação deste reativo desde a fonte de suprimentos.

Figura 1– Compensação de reativos

Mas o que acontece quando se mantem a potência reativa fixa (Q) e ocorre uma redução na potência ativa (P)?  

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Figura 2– Fator de Potência pela redução da potência ativa

Gráfico 1– Fator de Potência pela redução da potência ativa

Ao analisar a Figura 2 e o Gráfico 1, observa-se que o ângulo ? aumenta e consequentemente o valor do fator de

potência é reduzido, porém isto não significa que há aumento no consumo de reativo e nem aumento da utilização do

sistema supridor (potência aparente). Exemplificando, partindo de uma potência ativa (P) de 100 MW a um fator de

potência de 0,92, mantendo a potência reativa (Q - Mvar) constante e reduzindo a potência ativa (P - MW), verifica-se

que apesar da redução do fator de potência, o sistema supridor terá menor solicitação de potência aparente (S - MVA),

ou seja, menor utilização do sistema supridor. (Figura 2 e Gráfico 1)

Este efeito é observado na operação das centrais geradoras conectadas diretamente ao sistema de distribuição que

fornecem potência ativa localmente, reduzindo a demanda para atendimento a carga da distribuidora nos pontos de

conexão com o sistema de transmissão.

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Figura 3- Efeito da geração distribuída (a) - Efeito da cogeração conectada a rede de distribuição (b)

Na Figura 3a, o suprimento da potência ativa ocorre através de duas fontes em pontos distintos, porém o suprimento de

potência reativa se dá através da conexão com a Rede Básica/DIT. Desta forma, embora a carga atendida pela

distribuidora se mantenha dentro dos atuais limites de fator de potência, o que se observa na fronteira é um fator de

potência baixo devido ao efeito da redução da potência ativa neste ponto, cuja redução foi motivada pela potência ativa

fornecida pela geração distribuída. Salienta-se que a contribuição da geração distribuída se trata puramente de potência

ativa, desta forma não ocorre a redução da potência reativa no ponto de conexão. Ou seja, não houve um incremento na

solicitação de potência reativa do sistema elétrico, mas apenas uma redução na potência ativa, mascarando a relação

entre as potências ativa e reativa que, por consequência, acarreta a redução do valor do fator de potência apurado por

medição e percebido no ponto de conexão com a transmissora.

O principal efeito é que o fator de potência visto no ponto de conexão com o sistema de transmissão não reflete a

característica real da carga atendida pela distribuidora, nem representa um consumo excessivo de potência reativa.

2.2 Efeito da cogeração conectada no sistema de distribuição

Outro caso bastante particular é a de centrais geradoras à biomassa da cana-de-açúcar, os quais são constituídos de

sistemas de cogeração, com o processo de produção de energia associado à produção industrial de álcool ou açúcar.

Na última década, este tipo de central geradora teve grande expansão no estado de São Paulo, consequência de

programas de incentivo do governo, tais como, o PROINFA. Devido a sua localização e ao seu porte a grande maioria

das conexões se desenvolveu, seguindo o critério de menor custo global, no sistema elétrico das distribuidoras.

Qualificados como produtores independentes de energia, estas instalações têm como princípio a comercialização do

excedente de geração de energia ativa e, não ultrapassando o montante de uso contratado (MUSD), estes geradores

injetam, a cada instante, a potência ativa não utilizada em seu processo industrial.

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Na Figura 3b, a potência ativa gerada pela central geradora é parcialmente utilizada pela sua carga, sendo o excedente

injetado na rede de distribuição. Este excedente irá suprir a carga da distribuidora, reduzindo as solicitações de potência

ativa no ponto de conexão com a transmissora. Por outro lado, o sistema de rede básica realiza o suprimento de

potência reativa às cargas da distribuidora e adicionalmente, supre a necessidade de reativos da carga própria do

sistema de cogeração conectado ao sistema de distribuição. Desta forma, embora todas as cargas mantenham o fator

de potência de 0,92, o fator de potência no ponto de conexão com a transmissão fica ainda mais baixo devido ao efeito

da redução da potência ativa fornecida pela geração distribuída, agravado pela solicitação de potência reativa da carga

própria da cogeração (vide Gráfico 2).

Gráfico 2 – Cogeração – consumidores de reativos

2.3 Efeito da Cogeração - Caso Real

De forma a exemplificar a situação relatada anteriormente, apresenta-se o caso do ponto de conexão de Iacanga 138 kV

(CPFL Paulista), conectado às DIT, atendendo a SE Iacanga 138 kV, da CPFL Paulista, o qual possui a Usina de

biomassa conectada na barra de 34,5 kV desta subestação. A Figura 4 apresenta o diagrama unifilar simplificado.

Figura 4 - Efeito da cogeração - caso real

Este é um caso que demonstra de forma evidente o efeito da cogeração na definição do fator de potência na fronteira

entre Distribuidora e Transmissora. As usinas de biomassa a bagaço da cana-de-açúcar possuem um período de

geração bem característico, definido pelo período de safra da cana-de-açúcar, entre abril a dezembro. No período de

entressafra, a usina de biomassa tem sua geração paralisada para manutenção periódica e a sua carga é atendida em

sua totalidade pela Distribuidora. 

Devido às características da carga atendida pela CPFL Paulista e da cogeração da UTE Iacanga, o ponto de conexão,

durante o período de safra da cana, tem predominância de injeção de potência ativa no sistema de Transmissão. A

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potência reativa solicitada do sistema interligado é reduzida a patamares inferiores ao período de entressafra. Porém, o

que se verifica neste período, conforme os pontos em cinza do Gráfico 3, é a formação de uma “nuvem” de pontos

formados por fatores de potência com uma enorme variação, consequência do balanço energético entre a Carga

atendida pela Distribuidora e a Geração Distribuída conectada.    

Gráfico 3 - Medição do ponto de conexão - Iacanga 138 kV - 2012

Para uma melhor observação do fenômeno, analisaremos o período de uma semana na safra da cana. 

Gráfico 4 - Medição da UTE Iacanga

A UTE Iacanga, conectada no sistema de média tensão (34,5 kV) da CPFL Paulista, apresentou geração em torno de 7

MW, com algumas variações decorrentes de seu processo produtivo e alguns períodos de saída total da geração,

quando a usina torna-se carga para o sistema (consumindo energia ativa e reativa). Pela medição (Gráfico 4), observa-

se que a central geradora tenta maximizar a geração de potência ativa e minimizar a injeção de potência reativa,

trabalhando perto do FP unitário.

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Gráfico 5 - Curva de carga da CPFL na SE Iacanga.

O Gráfico 5 foi obtido pela contabilização, ponto a ponto, das medições da UTE Iacanga com as medições da conexão

de Iacanga, representando assim, a carga da CPFL. Verifica-se, que a resultante é uma curva com fator de potência

predominantemente indutivo e comportado.

Porém, o que se verifica no ponto de conexão de DIT - Iacanga (Gráfico 6), através da análise direta das medições de

faturamento (SMF) é uma “nuvem” de pontos de fatores de potência, que são consequência do balanço entre geração e

carga.

 Gráfico 6 - Medição do ponto de conexão de Iacanga.

2.5 Sistema operando em malha

A expansão do sistema elétrico brasileiro ocorreu da forma mais adequada a realidade de cada região do país, com o

objetivo de interligar e otimizar os sistemas. Desta forma alguns sistemas elétricos expandiram de forma radial outros

com a formação de anel (malhas fechadas entre sistemas supridores), com o objetivo principal de otimização da

utilização dos recursos de transporte (linhas de transmissão e subestações), garantindo maior confiabilidade e

estabilidade as contingências e perturbações sobre o sistema. 

Em sistemas operando em anel, com ponto de conexão com diferentes sistemas da Rede Básica/DIT, os fluxos de

reativos nestes pontos de contratação de MUST dependem dos ajustes de tensão nas barras das fronteiras, ou seja,

qualquer degrau de tensão pode definir novos cenários de fluxo de reativos.

Podem ocorrer situações onde o fluxo de ativo e/ou reativo seja no sentido da Distribuidora para o sistema de

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transmissão, por influência de intercâmbio entre sistemas de transmissão e/ou de geração despachada

centralizadamente, ou seja, nestes pontos existe uma forte dependência das condições de operação eletroenergética do

sistema da Rede Básica.

Figura 5- Sistemas operando em malha

O sistema de 138 kV da CPFL possui vários pontos operando em anel, a título de exemplo se apresentam os pontos de

conexão de Mirassol e São José do Rio Preto, da CPFL Paulista, que sofrem a influência dos despachos das usinas da

bacia do Tietê. Em certos períodos ocorre a inversão do fluxo na SE Mirassol, que vem das Centrais Geradoras

conectadas às DIT, passa pelo sistema de Distribuição da CPFL e sobe para a Rede Básica. (Figura 6)

Figura 6- Sistemas Mirassol/S.J.R.Preto - operando em malha

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Gráfico 7 - Medição do ponto de conexão de São José do Rio Preto 138 kV

Gráfico 8 - Medição do ponto de conexão de Mirassol 138 kV

Analisando as medições do ponto de conexão de Mirassol e São José do Rio Preto, sendo mais evidente entre os

meses de maio a setembro, verifica-se a elevação fluxo de potência ativa em São José do Rio Preto (Gráfico 7), levando

a inversão do fluxo no ponto de conexão de Mirassol (Gráfico 8), ou seja, a geração do Tietê, associado ao período de

safra da cana-de-açúcar (geração à biomassa), levando a geração presente no sistema das DIT a exportar para Rede

Básica, passando pelo sistema da CPFL Paulista.

Em contrapartida, o fluxo de potência reativa é do sentido Rede Básica para a DIT, passando pelo sistema da CPFL

Paulista, constatado pela variação e constantes inversões de fluxo de reativo na fronteira de São José do Rio Preto

(Gráfico 8).

Com isto, o fator de potência de ambos os pontos de conexão dependem das condições de operação eletroenergética

dos sistemas das DIT e da Rede Básica. A resultante, principalmente no ponto de conexão de Mirassol, é a formação de

uma nuvem de pontos de fatores de potência, que não refletem a característica da carga da CPFL, mas o intercâmbio

entre dois sistemas de transmissão.

2.6 Aspecto regulamentares sobre o fator de potência

As diferenças entre os requisitos propostos na revisão dos Procedimentos de Rede e a Resolução Normativa nº

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414/2010 – Fornecimento de Energia Elétrica (Tabela 1), leva a exposição da Distribuidora às penalidades pelo não

cumprimento dos limites de fator de potência dos pontos de conexão com a Transmissão, principalmente nos pontos de

contratação de consumidores diretamente conectados à Rede Básica ou às DIT, impondo a necessidade de identificar

investimentos para a adequação do fator de potência, o que leva a dificuldades na definição da localização das

instalações de compensação reativa (Figura 7), de forma que:

- Seja efetivo na adequação do fator de potência;

- Seja possível a medição de seu efeito;

- Seja factível a instalação de compensação reativa;

- Caracterize instalação no Sistema Elétrico da Distribuidora.

Figura 7- Definição do local de instalação dos Bancos de Capacitores

Tabela 1– Diferenças entre a proposta do Procedimentos de Rede (AP 20/2015) e a Resolução Normativa 414/2010

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No âmbito do relacionamento entre o ONS e os acessantes do sistema de transmissão, o tema “Fator de Potência” ainda

requer aprofundamento da discussão, podendo haver interpretações divergentes entre tratamentos a consumidores

conectados em tensão de Rede Básica e sobre a forma de operação das centrais geradoras.

A Resolução Normativa nº 414/2010 estabelece forma de valoração do consumo (ERE) e da demanda (DRE) de energia

reativa excedente aos limites definidos aos consumidores do grupo A. Evidencia-se que para qualquer excedente de

consumo de energia reativa durante um ciclo de faturamento caberá ao consumidor um adicional a sua fatura referente a

este consumo (ERE). Porém quando se trata da demanda de potência reativa, ao analisarmos a formulação básica,

verifica-se tolerâncias a fatores de potência inferiores ao limite de 0,92 indutivo ou capacitivo de forma inversamente

proporcional a relação entre a demanda medida e sua demanda contratada (MUSD) por período de consumo.

3. Conclusões

A visão de sistema elétrico simples, representado em fonte, rede e carga, na qual o vetor de corrente é bem definido

deixa de existir no contexto da realidade das atuais redes de distribuição sob influência de geração distribuída. Verifica-

se a necessidade de aprimorar as metodologia e formas de apuração do fator de potência em pontos de conexão

considerando os efeitos da geração distribuída e dos intercâmbios eletroenergéticos entre pontos de conexão da

Distribuidora operando em malha fechada. 

Evidencia-se com os fatos apresentados que a simples medição do fator de potência nas fronteiras com a Rede Básica

ou DIT podem trazer conclusões inadequadas com relação aos valores apresentados por registro de medição, levando a

sinalizações equivocadas de investimentos na compensação de reativos. Em certos casos pode não haver solução

técnica que seja efetiva para a correção desejada do fator de potência.

É fato que a ANEEL se empenha em aprimorar a regulação do setor elétrico de forma transparente, com a participação

da sociedade e dos agentes do setor, com o objetivo de trazer coerência as decisões desta Agência, porém relativo aos

requisitos de Fator de Potência cabe destacar que ainda restam pontos a serem discutidos com relação aos

procedimentos, requisitos e apurações aplicáveis aos usuários do Sistema de Distribuição em comparação aos

aplicáveis aos usuários do Sistema de Transmissão.

Entende-se não ser razoável a aplicação de limites de fator de potência diferentes entre segmentos de sistema elétrico

com riscos a:

 i.        Sinalização e alocação equivocada da necessidade de compensação de reativos;

 ii.       Os investimentos necessários para adequação do fator de potência devido as diferenças entre os limites

regulamentados de fator de potência, afetando diretamente a tarifa de todos os consumidores da Distribuidora, não

contribuindo para a prudência dos investimentos e para a modicidade tarifária.

 iii.      Dificuldades de definição da localização da compensação de reativos nos consumidores diretamente conectados

às DIT ou Rede Básica de forma que seja  efetivo na adequação do fator de potência, seja possível a medição de seu

efeito, seja factível a instalação de compensação reativa e que caracterize instalação no Sistema Elétrico da

Distribuidora.

4. Referências bibliográficas

[1] ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica. Legislação Básica. Disponível em: <http://www.aneel.gov.br/>

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[2] ANEEL - PRODIST - Procedimentos de Distribuição. Disponível em: <http://www.aneel.gov.br/>

[3] ANEEL - Audiência Pública nº 20/2015. Disponível em: <http://www.aneel.gov.br/>

[4] ONS - Procedimentos de Rede. Disponível em: <http://www.ons.org.br/> 

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