tcc qualidade de energia
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__________________________________________
UFPA______________________________________
Estudo da Importância da Monitoração da Qualidade de
Energia Elétrica nos Sistemas de Distribuição
Priscila Maciel Pimentel
2º Período/2010
UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARÁCAMPUS UNIVERSITÁRIO DE TUCURUÍ
FACULDADE DE ENGENHARIA ELÉTRICATUCURUÍ – PARÁ
______________________________________
Universidade Federal do ParáCampus Universitário de TucuruíFaculdade de Engenharia Elétrica
Priscila Maciel Pimentel
Estudo da Importância da Monitoração da Qualidade de
Energia Elétrica nos Sistemas de Distribuição
Trabalho de Conclusão de Curso submetido ao colegiado do curso de engenharia elétrica como parte dos requisitos para obtenção de graduado em Engenheiro Eletricista.
Tucuruí, junho de 2010
ii
Estudo da Importância da Monitoração da Qualidade de Energia Elétrica nos Sistemas de
Distribuição
Este Trabalho de Conclusão de Curso foi julgado em 10 de junho de 2010 adequado para a obtenção de grau em Engenheiro Eletricista e aprovado em sua forma final pela banca examinadora que atribuiu o conceito excelente.
________________________________________________
Prof. MSc. Claudomiro Fábio de Oliveira Barbosa
Orientador – FEE/ CTUC/ UFPA
____________________________________________
Prof. Dr. João Paulo Abreu Vieira
Membro – FEE/ CTUC/ UFPA
_____________________________________________
Prof. MSc. Hallan Max Silva Souza
Membro – FACET/ UFPA
_______________________________________________
Prof. MSc. Cleison Daniel Silva
Diretor da Faculdade de Engenharia Elétrica – FEE/ CTUC/ UFPA
iii
Dedicatória
“Dedico este trabalho a Deus por ter me dado sabedoria e a
oportunidade de viver de novo, a minha família pelo apoio e incentivo e a todos
os meus amigos que estiveram presente nesta etapa de minha vida.”
iv
Agradecimentos
A Deus pela nova vida e força para continuar esta caminhada.
A meu esposo José Cândido e a minha família pelo apoio e incentivo.
Ao meu professor e orientador Claudomiro Fábio de Oliveira Barbosa, pela
orientação e apoio.
Ao professor Hallan Max pelo apoio neste trabalho.
A banca examinadora composta pelos professores Hallan Max e João Paulo.
A todos meus amigos que direta ou indiretamente me ajudaram na conclusão
deste trabalho.
v
ÍndiceLista de Figuras----------------------------------------------------------------------------------ix
Lista de Tabelas----------------------------------------------------------------------------------x
Abreviaturas-------------------------------------------------------------------------------------xiii
Resumo-------------------------------------------------------------------------------------------xiv
Capítulo 1 - Introdução--------------------------------------------------------------------------1
1.1 Motivação-------------------------------------------------------------------------------------1
1.2 Objetivo----------------------------------------------------------------------------------------2
1.3 Estrutura do Trabaho-----------------------------------------------------------------------3
Capítulo 2 - Qualidade de Energia Elétrica------------------------------------------------4
2.1 Introdução-------------------------------------------------------------------------------------4
2.2 Definição---------------------------------------------------------------------------------------4
2.3 Fenômenos que caracterizam a Qualidade de Energia---------------------------7
2.3.1 Transitórios-------------------------------------------------------------------------------10
2.3.1.1 Impulsivo--------------------------------------------------------------------------------11
2.3.1.2 Oscilatórios-----------------------------------------------------------------------------13
2.3.2 Variação de Tensão de Longa Duração - VTLD--------------------------------15
2.3.2.1 Sobretensões--------------------------------------------------------------------------16
2.3.2.2 Subtensões-----------------------------------------------------------------------------16
2.3.2.3 Interrupções sustentadas-----------------------------------------------------------17
2.3.3 Variação de Tensão de Curta Duração - VTCD---------------------------------17
2.3.3.1 Interrupção-----------------------------------------------------------------------------18
2.3.3.2 Afundamento de tensão ("Sag")--------------------------------------------------19
2.3.3.3 Elevação de tensão ("Swell")------------------------------------------------------21
2.3.4 Desequilíbrio de Tensão--------------------------------------------------------------22
2.3.5 Distorção na forma de onda----------------------------------------------------------24
2.3.5.1 DC "Offset"-----------------------------------------------------------------------------25
2.3.5.2 Harmônicos----------------------------------------------------------------------------25
2.3.5.3 Interharmônicos-----------------------------------------------------------------------29
2.3.5.4 Recorte ("Notching")-----------------------------------------------------------------30
2.3.5.5 Ruído------------------------------------------------------------------------------------31
2.3.5.6 Flutuação-------------------------------------------------------------------------------32
vi
2.3.6 Variação na frequência----------------------------------------------------------------32
2.4 Índices de Continuidade do serviço---------------------------------------------------33
Capítulo 3 - Importância da Monitoração-------------------------------------------------37
3.1 Por que Monitorar?------------------------------------------------------------------------37
3.2 Normatização Nacional e Internacional----------------------------------------------39
3.2.1 Normatização: Definição--------------------------------------------------------------41
3.2.2 Normatização Nacional sobre QEE------------------------------------------------42
3.2.2.1 Obrigatoriedade do uso de normas----------------------------------------------42
3.2.2.2 Entidades Normativas---------------------------------------------------------------42
3.2.2.3 Evolução normativa nacional sobre QEE---------------------------------------46
3.2.2.4 Parâmetros da QEE no sistema elétrico nacional----------------------------52
3.2.3 Normatização Internacional sobre QEE-------------------------------------------59
3.2.3.1 Evolução normativa internacional sobre QEE---------------------------------60
3.2.3.2 A IEC-------------------------------------------------------------------------------------64
3.2.3.3 Normas da IEC relacionadas à QEE--------------------------------------------66
Capítulo 4 - Instrumentos de Monitoração-----------------------------------------------69
4.1 Tipos de instrumentos de monitoração----------------------------------------------69
4.1.1 Oscilógrafo e analisador de energia CE-3000-----------------------------------72
4.1.2 Analisador de energia MARH - VI---------------------------------------------------74
4.1.3 Multimedidor PowerLogic ION 7650------------------------------------------------76
4.1.4 Analisador de energia Minipa ET - 5060------------------------------------------78
4.1.5 Analisador VEGA 76-------------------------------------------------------------------80
4.2 Sistema de monitoramento--------------------------------------------------------------84
4.2.1 Descrição física do sistema----------------------------------------------------------85
4.2.2 Topologia do sistema------------------------------------------------------------------85
4.2.3 Metodologia de medição--------------------------------------------------------------88
4.2.4 Transmissão de dados-----------------------------------------------------------------90
4.2.5 Sistema de gerenciamento-----------------------------------------------------------91
4.3 Análise e apresentação de medições------------------------------------------------92
Capítulo 5 - Programas de Monitoração da Qualidade da Energia Elétrica-----99
5.1 Experiência Internacional----------------------------------------------------------------99
5.1.1 Experiência Canadense---------------------------------------------------------------99
5.1.2 Experiência Americana--------------------------------------------------------------107
5.1.3 Experiência Espanhola---------------------------------------------------------------111
vii
5.2 Experiência Nacional--------------------------------------------------------------------114
5.2.1 Programa de Monitoração da COELCE-----------------------------------------114
5.2.2 Programa de Monitoração da CELPE--------------------------------------------125
5.2.3 Programa de Monitoração da CPFL----------------------------------------------133
5.2.4 Programa de Monitoração da CELPA--------------------------------------------139
5.3 Indicações de aplicação de um Programa de Monitoração em
Parauapebas-----------------------------------------------------------------------------------143
5.4 Considerações finais--------------------------------------------------------------------155
Capítulo 6 - Conclusões---------------------------------------------------------------------157
6.1 Comentários finais-----------------------------------------------------------------------157
6.2 Sugestões de trabalhos futuros------------------------------------------------------159
Referências Bibliográficas------------------------------------------------------------------160
viii
Lista de FigurasFigura 2.1 Transitório impulsivo de corrente causado por raio ---------------------12
Figura 2.2 Transitório impulsivo em p.u.--------------------------------------------------12
Figura 2.3 Transitório oscilatório devido a chaveamento de capacitor-----------13
Figura 2.4 Transitório oscilatório de baixa freq. causado por energização de
banco de capacitor-----------------------------------------------------------------------------14
Figura 2.5 Transitório oscilatório de baixa frequência causado por
ferroresonância de um transformador sem carga--------------------------------------15
Figura 2.6 Forma de onda de “Brownout”------------------------------------------------16
Figura 2.7 Variação do valor RMS para interrupçao momentânea----------------19
Figura 2.8 Afundamento de Tensão Sag-------------------------------------------------20
Figura 2.9 Variação do valor RMS para um “Swell”-----------------------------------22
Figura 2.10 Desequilíbrio na fase B de 2%----------------------------------------------24
Figura 2.11 Representação da série de Fourier para uma onda distorcida-----26
Figura 2.12 Forma de onda da tensão em uma fase----------------------------------27
Figura 2.13 Espectro de frequência de lâmpada de vapor de sódio--------------28
Figura 2.14 Sinal de Tensão e Corrente da Lâmpada de vapor de sódio--------28
Figura 2.15 Espectro de potência de um forno de indução--------------------------30
Figura 2.16 Tensão Notching causada pela operação de conversores----------31
Figura 2.17 Ruído elétrico superposto na forma de onda da tensão em p.u.---31
Figura 2.18 Flutuação da tensão em p.u.------------------------------------------------32
Figura 2.19 Variação da frequência na forma de onda da tensão-----------------32
Figura 2.20 Média do índice de continuidade DEC por região (ano 2009)------35
Figura 2.21 Média do índice FEC por região (ano 2009)-----------------------------35
Figura 2.22 Conta de energia elétrica com índices de continuidade--------------36
Figura 3.1 Princípio da Normatização-----------------------------------------------------45
Figura 3.2 Desenvolvimento de uma norma brasileira--------------------------------46
Figura 3.3 Faixas de limites de tensão----------------------------------------------------53
Figura 3.4 Curva da ITIC revisada no ano 2000----------------------------------------62
Figura 3.5 Marca de Certificação CE------------------------------------------------------63
Figura 3.6 Marca de Certificação C-tick--------------------------------------------------63
Figura 3.7 Marca de Certificação INMETRO--------------------------------------------64
Figura 3.8 Organograma da IEC------------------------------------------------------------65
ix
Figura 4.1 Estrutura do instrumento CE - 3000-----------------------------------------72
Figura 4.2 Analisador de energia MARH - VI--------------------------------------------75
Figura 4.3 Multimedidor PowerLogic ION 7650-----------------------------------------77
Figura 4.4 Analisador ET - 5060------------------------------------------------------------79
Figura 4.5 Analisador VEGA 76-------------------------------------------------------------81
Figura 4.6 Topologia - célula de monitoramento---------------------------------------86
Figura 4.7 Detalhamento do núcleo da célula de monitoramento------------------86
Figura 4.8 Topologia servidor de dados--------------------------------------------------86
Figura 4.9 Assuntos envolvidos ao "Data Mining"--------------------------------------88
Figura 4.10 Afundamento de tensão registrado por um medidor nas 3 fases- -92
Figura 4.11 Interrupção de tensão registrada por um programa de QEE--------93
Figura 4.12 Sobretensão registrada por um programa de QEE--------------------93
Figura 4.13 Espectro de desequilíbrio de tensão medido na Subestação-------94
Figura 4.14 Ambiente gráfico do programa----------------------------------------------94
Figura 4.15 Distorção harmônica registrada no motor de indução a vazio------95
Figura 4.16 Espectros harmônicos de tensão e da corrente obtidos de um
motor-----------------------------------------------------------------------------------------------95
Figura 4.17 Perfil de DHT de tensão e corrente por fase de um trafo------------96
Figura 4.18 Afundamento de tensão em uma indústria (ponto B)------------------96
Figura 5.1 Porcentagem de sítios versus nº médio de VTCD por mês na
indústria-----------------------------------------------------------------------------------------101
Figura 5.2 Porcentagem de sítios X nº médio de VTCD por mês por sítio-----101
Figura 5.3 Porcentagem cumulativa de VTCD versus nº médio VTCD por mês/
sítio-----------------------------------------------------------------------------------------------102
Figura 5.4 Porcentagem de sítios versus nº médio de VTCD/mês/ sítio
120/208V----------------------------------------------------------------------------------------103
Figura 5.5 Porcentagem de sítios versus nº médio de VTCD/mês/ sítio
347/600V----------------------------------------------------------------------------------------103
Figura 5.6 Porcentagem de sítios versus nº médio de VTCD/ mês/ sítio em
comércio-----------------------------------------------------------------------------------------104
Figura 5.7 Porcentagem Cumulativa VTCD X nº médio VTCD/ mês/ sítio-----104
Figura 5.8 Histograma da DHTV de umas 3 semanas de monitoração---------108
Figura 5.9 Histograma das interrupções e o total de VTCD-----------------------109
Figura 5.10 Histograma das durações dos VTCD e “Swells”----------------------110
x
Figura 5.11 Ligação do 3720 ACM à Estação via Modem e rede telefônica- -115
Figura 5.12 Localização dos pontos de monitoramento da COELCE em
Fortaleza----------------------------------------------------------------------------------------119
Figura 5.13 Localização dos pontos de monitoramento da COELCE no interior
do Ceará----------------------------------------------------------------------------------------120
Figura 5.14 Valores máximos de desequilíbrio por subestação monitorada---121
Figura 5.15 Percentual de 95% da DHTV por subestação-------------------------122
Figura 5.16 Percentual de 95% de 5ª harmônica por subestação---------------122
Figura 5.17 Valor correspondente à probabilidade acumulada de 95%--------127
Figura 5.18 Tela com os indicadores DV95d para Subestação Piedade para
uma semana-----------------------------------------------------------------------------------130
Figura 5.19 Tela com os indicadores DV95d para Subestação Piedade-------132
Figura 5.20 Tela com números de ocorrências por fase e faixa de duração- -132
Figura 5.21 Arquitetura do sistema de Gestão da Qualidade de energia------134
Figura 5.22 Sistema de Gestão-----------------------------------------------------------135
Figura 5.23 Diagrama físico do sistema de monitoramento da Qualidade de
energia-------------------------------------------------------------------------------------------140
Figura 5.24 Tela de abertura do Programa “Softcom”-------------------------------141
Figura 5.25 Sistema de monitoramento em projeto piloto--------------------------142
Figura 5.26 Programa “Softcom”----------------------------------------------------------143
Figura 5.27 Mapa do município de Parauapebas-------------------------------------144
Figura 5.28 Vista aerea do município de Parauapebas, ano 2009---------------144
Figura 5.29 Indicadores de Continuidade mensal (Ano 2009)--------------------145
Figura 5.30 Média dos indicadores de Continuidade de Fornecimento de
energia, ano 2009-----------------------------------------------------------------------------146
Figura 5.31 Indicador de continuidade DEC, ano 2009-----------------------------146
Figura 5.32 Indicador de continuidade FEC, ano 2009-----------------------------147
Figura 5.33 Foto da subestação de Parauapebas------------------------------------148
Figura 5.34 Empresa RIP Serviços Industriais----------------------------------------149
Figura 5.35 Empresa Integral Construções e Comércio----------------------------149
Figura 5.36 Motor queimado por sobretensão-----------------------------------------150
Figura 5.37 Pontos de monitoramento sugerido--------------------------------------152
Figura 5.38 Detalhes da instalação de um analisador de energia----------------153
Figura 5.39 Topologia da rede de monitoramento------------------------------------154
xi
Lista de TabelasTabela 2.1 Categorias e características de fenômenos eletromagnéticos--------9
Tabela 2.2 Sequência dos componentes harmônicos--------------------------------26
Tabela 4.1 Resumo dos fenômenos e equipamentos de monitoramento--------95
Tabela 5.1 Resultados de um caso real para ilustrar o conceito de VTCD
incidente-----------------------------------------------------------------------------------------102
Tabela 5.2 Quadro resumo dos indicadores de qualidade de energia elétrica na
COELCE----------------------------------------------------------------------------------------121
Tabela 5.3 Indicadores diários de probabilidade do parâmetro P de tensão- -125
Tabela 5.4 Indicadores semanais de máximo dos índices diários do Parâmetro
P de tensão-------------------------------------------------------------------------------------125
Tabela 5.5 Indicadores para cada local monitorado para um ano----------------126
Tabela 5.6 Indicadores para conjunto de locais monitorados para um ano----127
Tabela 5.7 Resumo dos resultados de 12 subestações----------------------------134
Tabela 5.8 Dados da Subestação de Parauapebas---------------------------------144
xii
AbreviaturasANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica
IEC - International Electrotechnical Commission
IEEE - Institute Electrical and Electronics Engineers
ITU - International Telecommunication Union
ISO - International Organization for Standardization
WTO - World Trade Organization (Organização Mundial do Comércio)
TBT - Technical Barriers to Trade (Acordo de Barreiras Técnicas)
ANSI - American National Standards Institute
NEMA - National Electrical Manufactureis Association
ITIC - Information Technology Industry Council
CBEMA - Computer and Business Equipment Manufacturers Association
DEC - Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora
FEC - Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora
DIC - Duração de Interrupção por Unidade Consumidora
FIC - Frequência de Interrupção por Unidade Consumidora
DMIC - Duração Máxima de Interrupção por Unidade Consumidora
xiii
ResumoO presente trabalho no primeiro momento faz um estudo sobre a
qualidade de energia elétrica, bem como apresentando suas diversas
definições, sua importância e os fenômenos que a afetam, além de seus
indicadores de continuidade de fornecimento. Em um segundo momento é
mostrado a evolução da normatização nacional e internacional, os diferentes
tipos de instrumentos, rede de monitoração, análise e apresentação de dados,
isto é, o funcionamento de um sistema de monitoramento da qualidade de
energia. Em um terceiro momento é apresentado os diferentes programas de
monitoração implantados tanto a nível nacional como internacional. No quarto e
último momento é feito um estudo sobre os distúrbios de energia elétrica no
município de Parauapebas no estado do Pará, bem como motivações para a
implantação de um sistema de monitoramento da qualidade de energia elétrica
no pólo industrial desta cidade, em virtude do fornecimento de energia elétrica
estar com qualidade inadequada.
A indicação de um programa de monitoração da qualidade de energia
elétrica que será apresentado neste trabalho é de grande importância para a
concessionária de energia elétrica local. Pois a determinação de indicadores
que expressem a qualidade de energia nos pontos de conexão com a
distribuidora, e em pontos estratégicos do ponto de vista da qualidade, permite
estabelecer relações de causa – efeito que podem subsidiar ações de caráter
preventivo ou corretivo para operação do sistema elétrico ou mesmo no
planejamento da operação e expansão do sistema elétrico.
xiv
Capítulo 1
Introdução
“O temor do Senhor é o princípio da sabedoria”.
(Sl 111.10).
1.1.Motivação
O principal interesse pela Qualidade de Energia Elétrica está na procura
do aumento da produtividade e melhores condições de vida pelos
consumidores, pois a disponibilidade da energia elétrica representa um
incremento na qualidade de vida das populações. Num primeiro momento em
que se implanta um sistema de distribuição de energia elétrica, a população
local imediatamente passa a constar com inúmeros benefícios, tanto do ponto
de vista de maior conforto doméstico como de melhores possibilidades de
emprego e produção.
À medida que os benefícios da energia elétrica passam a fazer parte do
dia-a-dia das pessoas, é natural que se inicie um processo de discussão
quanto à qualidade do produto. Numa análise inicial preocupa-se com a
continuidade do serviço, já que fica evidente que qualquer interrupção do
fornecimento implicará em transtornos de toda ordem. A questão da qualidade
da energia elétrica como um produto comercial, não é tão evidente quando não
há interrupções. Isso normalmente só é percebido de forma um pouco difusa,
através de falhas de funcionamento em alguns equipamentos, principalmente
os mais sofisticados.
A monitoração do sistema elétrico representa um importante
procedimento para a avaliação da qualidade da energia elétrica, essencial para
se obter os elementos necessários para o diagnóstico dos problemas nesta
área, o conhecimento das características de sensibilidade dos equipamentos
1
dos consumidores e, sobretudo para a determinação de alternativas de
soluções dos problemas.
As principais vantagens da implantação de sistemas para o
monitoramento da qualidade da energia elétrica, principalmente no setor
industrial de processos contínuos de produção e serviços, são: a possibilidade
de avaliar os indicadores das cargas perturbadoras; o monitoramento das
cargas sensíveis, como motores, dispositivos de controle e automação e
microcomputadores; e a fácil detecção dos distúrbios provenientes do sistema
elétrico da concessionária.
Além do fato de que permite reduzir todos os custos envolvidos em
interrupções forçadas, e aqueles ocasionados por perdas na instalação,
desgaste e redução da vida útil dos equipamentos importantes.
1.2.Objetivos
O presente trabalho tem por objetivos:
Definir a expressão qualidade da energia elétrica, bem como apresentar
os principais fenômenos que a afetam;
Apresentar a importância da monitoração da qualidade da energia
elétrica no sistema elétrico de distribuição, bem como nas indústrias.
Mostrar como vem sendo tratado este termo em nível de normatização
nacional e internacional;
Apresentar alguns tipos de instrumentos de monitoração e um tipo de
sistema de monitoração, bem como mostrar alguns exemplos de
registros e análise de dados de alguns programas de monitoração;
Propor indicações de implantação de um programa de monitoração da
qualidade da energia elétrica na cidade de Parauapebas, apresentando
a importância da monitoração dos indicadores que expressam a
qualidade da energia elétrica no sistema elétrico de distribuição e
principalmente nas indústrias.
2
1.3.Estrutura do Trabalho de Conclusão de
Curso
Neste primeiro capítulo são apresentados os principais objetivos e
motivação buscados neste trabalho, os quais englobam a importância do tema
discutido, ressaltando os benefícios de um programa de monitoração contínua
da qualidade da energia para a prestação de um serviço de melhor qualidade
aos consumidores.
No segundo capítulo são abordadas as diversas definições do assunto
Qualidade de Energia Elétrica, além de se fazer uma discussão sobre os
principais fenômenos que afetam a qualidade da energia elétrica, sendo
também apresentados os índices de continuidade do serviço.
A importância da monitoração da qualidade de energia elétrica e sua
normatização nacional e internacional são apresentadas no terceiro capítulo.
O quarto capítulo apresenta os tipos de instrumentos utilizados para
monitorar, as redes de monitoração e seu funcionamento, e alguns exemplos
de monitoração, nos quais são apresentados os dados e suas análises.
O quinto capítulo apresenta a experiência com alguns programas de
monitoração da qualidade de energia elétrica com aplicação tanto nacional
como internacional. Neste capítulo também é apresentada as indicações da
aplicação de um programa de monitoração no município de Parauapebas,
Estado do Pará.
No sexto e último capítulo são apresentadas as principais conclusões
tiradas deste trabalho, além das sugestões para trabalhos futuros.
3
Capítulo 2
Qualidade de Energia Elétrica
“A preguiça é a mãe do progresso. Se o homem não tivesse preguiça de
caminhar, não teria inventado a roda.”
Mário Quintana
2.1. Introdução
Este capítulo apresentará inicialmente a definição de Qualidade de
Energia Elétrica (QEE), bem como o aumento do interesse por este tema.
Seguindo a seqüência serão apresentados e classificados os principais
fenômenos associados a esta, sejam estes distúrbios ou variações em regime
permanente tais como transitórios, variações de curta e longa duração,
desequilíbrio de tensão, distorção de forma de onda e outros, os quais se
caracterizam como problemas de qualidade de energia, de acordo com as
normas internacionais, principalmente a [1] e a [2] e a norma nacional através
do [3]. Para cada fenômeno de qualidade de energia serão citados as principais
causas e seus efeitos no sistema de energia e nas cargas conectadas ao
sistema.
As definições apresentadas neste capítulo servirão de base para os
capítulos seguintes, tanto em relação à importância da monitoração quanto
para os programas utilizados para monitorar.
2.2.Definição
A expressão Qualidade da energia elétrica (“Power Quality”) pode ser
definida como a disponibilidade de energia elétrica com forma de onda senoidal
pura, sem alterações na amplitude, emanando de uma fonte de potência
infinita. Deste ponto de vista, pode-se caracterizar como um problema de
qualidade de energia qualquer distúrbio ou ocorrência manifestada nos níveis
4
de tensão, nas formas de onda de tensão ou corrente que possam resultar em
insuficiência, má operação, falha ou defeito permanente em equipamentos de
um sistema elétrico.
Assim, pode-se dizer que qualidade da energia elétrica é a ausência
relativa de variações de tensão e freqüência provocadas pelo sistema elétrico
da concessionária, isto é, particularmente a ausência de desligamentos,
flutuações de tensão, surtos e harmônicos, os quais são medidos no ponto de
entrega da energia.
No Brasil, segundo entendimento da [3], a qualidade de energia elétrica
engloba tanto a qualidade de produto quanto a qualidade de serviço. A primeira
está relacionada aos fenômenos de qualidade de energia (conformidade),
enquanto a segunda diz respeito à confiabilidade, através de indicadores de
continuidade.
Atualmente no Brasil, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL)
verifica a qualidade de atendimento das concessionárias através de
indicadores de continuidade. Os indicadores de continuidade globais
regulamentados são o DEC (Duração Equivalente de Interrupção por Unidade
Consumidora) e o FEC (Freqüência Equivalente de Interrupção por Unidade
Consumidora), enquanto que os indicadores de continuidade individuais são o
DIC (Duração de Interrupção por Unidade Consumidora), FIC (Freqüência de
Interrupção por Unidade Consumidora) e o DMIC (Duração Máxima de
Interrupção por Unidade Consumidora). As metas destes indicadores a serem
observados pelas concessionárias são estabelecidas nos Contratos de
Concessão com a ANEEL, como revisões periódicas. Caso estes índices não
sejam cumpridos são aplicadas penalidades às concessionárias [4].
Segundo o atual presidente da ANEEL, Jerson Kelman, a agência
estuda implementar um método de cálculo das tarifas diferenciadas entre
clientes de uma mesma distribuidora dentro de uma mesma faixa de tensão:
“Estamos estudando se o nível de qualidade do atendimento pode ou não ser
importante para definição da tarifa”, diz. Dois novos critérios estão em estudo
na ANEEL, no primeiro, consumidores de áreas com serviços inferiores
5
pagariam tarifa menor. No segundo, deveria haver uma universalização dos
serviços, ou seja, qualidade idêntica para todos os consumidores [5].
A seguir são mensuradas algumas causas relacionadas à qualidade da
energia elétrica:
i. Novas tecnologias implementadas nos sistemas de geração. O controle
microprocessado e os dispositivos de eletrônica de potência são mais
sensíveis às variações na qualidade de energia, do que os
equipamentos antes utilizados;
ii. O aumento da eficiência no sistema como um todo faz crescer o número
de aplicações que reduzem perdas, como equipamentos com alta
eficiência, dispositivos de controle de velocidade de motores e a
instalação de banco de capacitores para a correção do fator de potência.
Este fato tem como conseqüência um aumento nos níveis de
harmônicos nos sistemas de energia, trazendo consigo preocupações
sobre os impactos futuros da capacidade dos sistemas;
iii. Os consumidores estão mais conscientes sobre o assunto qualidade de
energia, desafiando as empresas do setor elétrico a melhorarem o nível
de qualidade da energia fornecida aos consumidores;
iv. Muitos sistemas, não só elétricos, estão interconectados em rede.
Processos integrados significam que uma falha em um componente tem
maiores conseqüências.
Para [6] e [7], o uso de equipamentos mais sensíveis a distúrbios, tanto
pelos consumidores como pelos produtores do sistema de energia, tem
aumentado o interesse pela qualidade de energia. Outro fator que contribui
para as discussões na área de QEE, é que os problemas em uma peça ou
equipamento geram um problema cada vez mais severo, tendo em vista o
contínuo aumento das interconexões entre a rede de energia e os processos
industriais.
Embora um sistema de energia seja projetado para fornecer tensões
senoidais de suprimento perfeitamente equilibradas, com amplitude e
freqüência constantes, na realidade tal configuração não existe. Pois embora a
tensão gerada seja muito próxima da onda senoidal, a própria operação de
6
transmissão e distribuição de energia e o seu uso pelos consumidores causam
distorções das condições ideais de fornecimento, prejudicando a qualidade da
energia.
A qualidade de energia elétrica não pode ser completamente controlada
pelas empresas de energia elétrica, pois os sistemas de energia são bastante
susceptíveis aos fenômenos naturais (descargas atmosféricas, vendaval, etc.),
e também aqueles inerentes à própria operação do sistema, como curto-circuito
causado por defeitos do equipamento, vandalismo, queimadas embaixo das
linhas de transmissão, etc. Tais distúrbios são muito difíceis, senão impossíveis
de controlar.
Um dos mais importantes parâmetros que afetam a qualidade de energia
elétrica está relacionado à sensibilidade dos equipamentos dos consumidores,
tal fato comprova que a qualidade de energia elétrica depende tanto das
empresas fornecedoras de energia elétrica quanto dos consumidores e
também dos fabricantes de equipamentos.
2.3.Fenômenos que caracterizam a Qualidade
de Energia Elétrica.
Define-se como fenômeno de qualidade de energia elétrica qualquer
ação ou distúrbio que produz resultados indesejados para a carga conectada
ao sistema [8]. Como se sabe, entretanto, um amplo espectro de fenômenos
eletromagnéticos está presente no cotidiano desses sistemas elétricos. Um
problema de qualidade de energia é um conjunto destes eventos. A
característica do fenômeno de qualidade de energia identifica o tipo de
problema de qualidade de energia elétrica.
Os sistemas de suprimento de energia elétrica são projetados para
fornecer um adequado e confiável suprimento de tensão que satisfaça as
necessidades de todos os usuários. Normalmente os sistemas de geração,
transmissão e distribuição de energia são sujeitos a inesperadas variações
momentâneas, naturais ou provocadas pelo homem. Como resultado, o
sistema elétrico irá experimentar certas perturbações de tensão.
7
Perturbações de tensão podem ser problemas para certos usuários com
equipamentos sensíveis se elas causam perdas ou dados espúrios, disparos
falsos, ou falha no equipamento. Muitas dessas perturbações são geradas por:
Equipamentos nas próprias instalações do usuário;
Eventos sobre o sistema da distribuidora de energia, tais como raios e
chaveamentos de equipamentos;
Equipamentos de outros usuários sobre circuitos adjacentes.
Perturbações no sistema de energia são aumentos ou diminuições na
tensão ou na freqüência do sistema, além do que é considerado tolerância
normal. As mudanças na tensão podem ir da completa perda desta, com
duração de segundos, minutos, ou até mesmo horas, a altas magnitudes,
impulsos de curta duração de 50 ou mais vezes a tensão normal do sistema
não durando mais que uns poucos milésimos de segundo. Algumas dessas
perturbações podem ter um efeito indesejável sobre os equipamentos
conectados ao sistema de energia, incluindo os dispositivos de proteção.
O IEEE, através da [2] (práticas recomendadas na monitoração da
qualidade de energia elétrica), classifica os fenômenos eletromagnéticos
observados na qualidade de energia elétrica, conforme a tabela 2.1.
8
Tabela 2.1 – Categorias e Características Típicas de Fenômenos
Eletromagnéticos em Sistemas de Energia Elétrica [2].
Categorias Espectro típico Duração típica Tensão típica
1. Transitórios
1.1 Impulsivos
1.1.1 Nanossegundos 5ns ascensão < 50ns
1.1.2 Microssegundos 1µs ascensão 50ns – 1ms
1.1.3 Milissegundos 0,1ms ascensão > 1ms
1.2 Oscilatórios
1.2.1 Baixa Freqüência < 5 kHz 0,3 – 50ms 0 – 4 p.u.
1.2.2 Média Freqüência 5 – 500 kHz 20µs 0 – 8 p.u.
1.2.3 Alta Freqüência 0,5 – 5 MHz 5µs 0 – 4 p.u.
2.Variações de Tensão de Curta Duração
2.1 Instantâneas
2.1.1 Sag (Afundamento) 0,5 – 30 ciclos 0,1 – 0,9 p.u.
2.1.2 Swell (Elevação) 0,5 – 30 ciclos 1,1 – 1,8 p.u.
2.2 Momentâneas
2.2.1 Interrupção 0,5 ciclos – 3s < 0,1 p.u.
2.2.2 Sag ( Afundamento) 30 ciclos – 3s 0,1 – 0,9 p.u.
2.2.3 Swell (Elevação) 30 ciclos – 3s 1,1 – 1,4 p.u.
2.3 Temporárias
2.3.1 Interrupção 3s – 1 min < 0,1 p.u.
2.3.2 Sag (Afundamento) 3s – 1 min 0,1 – 0,9 p.u.
2.3.3 Swell (Elevação) 3s – 1 min 1,1 – 1,2 p.u.
3. Variações de Tensão de Longa Duração
3.1 Interrupção Sustentada > 1 min 0,0 p.u.
3.2 Subtensão > 1 min 0,8 – 0,9 p.u.
3.3 Sobretensão > 1 min 1,1 – 1,2 p.u.
4.Desequilíbrio de TensãoEstado
Estacionário0,5 – 2%
5.Distorção da Forma de Onda
5.1 DC OffsetEstado
Estacionário0 – 0,1%
5.2 HarmônicasEstado
Estacionário0 – 20%
5.3 InterharmônicasEstado
Estacionário0 – 2%
5.4 Notching (Corte de Tensão)Estado
Estacionário
5.5 Ruído Estado 0 – 1%
9
Estacionário
6.Flutuação de Tensão Intermitente 0,1 – 7%
7.Variação de Freqüência < 10s
Para [6] e [7], [9] e [10] as variações de qualidade de energia que podem
causar problemas em cargas sensíveis dividem-se em dois grupos básicos:
distúrbios e variações em regime permanente.
O primeiro é detectado quando ocorrem anomalias na tensão ou
corrente, tais como tensões transitórias e variações na tensão eficaz. O
segundo, que inclui distorção harmônica e variações normais na tensão eficaz,
é monitorado a todo o instante, e causa problemas ao ultrapassar limites
técnicos.
Dentre os distúrbios de qualidade de energia elétrica, destacam-se como
principais:
Sobretensões transitórias (transitório impulsivo e transitório oscilatório);
Oscilações de tensão (“sag”, “swell”, sobretensões, subtensões e
interrupções);
Distorções da forma de onda (“DC offset”, harmônicos, interharmônicos,
“notching” e ruído);
Flutuação de tensão (“flicker”);
Desequilíbrio de tensão;
Variações de freqüência.
No Brasil, o “sag” também é definido como afundamento de tensão,
enquanto que o “swell” é conhecido por elevação de tensão. As Variações de
Tensão de Curta Duração (VTCD), que incluem além dos afundamentos e
elevações, as interrupções.
2.3.1. Transitórios
O termo transitório tem sido usado na análise de sistemas de energia
para caracterizar eventos de natureza momentânea. Isto é, desvios
momentâneos indesejados na tensão de fornecimento ou na corrente de carga.
10
Os transitórios são sinais com duração finita, ou seja, referem-se ao
aumento ou diminuição repentina da tensão ou corrente, que freqüentemente
se dissipam rapidamente [11].
Transitórios podem ser gerados externa e internamente. Os transitórios
externos são aqueles gerados fora das instalações elétricas e levados para
dentro das instalações pelos condutores da rede. Enquanto os transitórios
internos são gerados dentro das instalações pelo próprio equipamento do
usuário.
Os transitórios se caracterizam como fenômenos de alta freqüência, pois
apresentam componentes de tensão acima da freqüência fundamental, sendo
suas principais características:
Os picos no nível de tensão;
Conteúdo de energia (área compreendida pelo sinal);
A razão de mudança da tensão com o tempo (tempo de subida dv/dt);
Ângulo de fase (local da ocorrência na senóide);
Freqüência de ocorrência.
As principais fontes de distúrbios de alta freqüência podem ser causadas
por sobretensões transitórias, tais como chaveamento de cargas, operação de
relés e contatores, chaveamento de capacitores para correção do fator de
potência e descargas atmosféricas nas proximidades da rede elétrica.
Os transitórios podem ser classificados em duas categorias: impulsivo e
oscilatório, os quais se refletem nas formas de onda da tensão ou da corrente.
2.3.1.1. Impulsivos
Um transitório impulsivo é caracterizado por uma mudança repentina nas
condições de estado permanente da tensão, corrente ou ambas, sem alteração
da freqüência, com polaridade unidirecional (positiva ou negativa). Os
transitórios impulsivos possuem um tempo de subida e um tempo de
decaimento.
11
A causa mais comum dos transitórios impulsivos são as descargas
atmosféricas, devido à alta freqüência, sendo estes amortecidos rapidamente
em decorrência da resistência presente nos componentes dos sistemas de
transmissão e distribuição que restringem a sua propagação, pois amortecem
as correntes transitórias. A figura 2.1 mostra um típico transitório impulsivo de
corrente causado por um raio.
Figura 2.1 – Transitório impulsivo de corrente causado por raio.
Os principais problemas causados pelas correntes devido a transitórios
impulsivos são a elevação do potencial de terra local (em relação a outros
pontos de terra) em vários kilovolts e a introdução de altas tensões nos
condutores fase, quando as correntes passam pelos cabos a caminho da terra.
Outros impactos podem ser falhas em transformadores, em pára-raios e danos
a equipamentos dos consumidores, devido à reflexão na baixa tensão.
Por ser um fenômeno de alta freqüência, o formato do transitório
impulsivo pode mudar rapidamente devido aos componentes do circuito, e até
mesmo possuir características significativamente diferentes ao ser observado
em posições distintas do sistema de energia, conforme mostra a figura 2.2.
12
Figura 2.2 – Transitório impulsivo em p.u.
Na maioria dos casos, as sobretensões transitórias não são conduzidas
para longe do ponto onde tiveram origem, entretanto, em algumas situações
podem ser conduzidas por distâncias consideráveis, pelas linhas de
transmissão.
Transitórios impulsivos podem excitar circuitos ressonantes no sistema
de energia e produzir um transitório oscilatório.
2.3.1.2. Oscilatórios
Um transitório oscilatório é ocasionado por uma rápida mudança nas
condições de regime permanente da onda de tensão e/ou corrente, sem
alteração da freqüência por uma onda que contenha as duas polaridades e
alternam suas amplitudes rapidamente (negativa e positiva). A causa mais
comum de um transitório oscilatório é o chaveamento de banco capacitores
para a correção do fator de potência. A figura 2.3 ilustra a corrente resultante
do chaveamento “back-to-back” de um capacitor
Figura 2.3 – Transitório oscilatório devido ao chaveamento de um capacitor.
13
Os transitórios oscilatórios de alta freqüência são aqueles em que a
componente de freqüência principal é maior que 500 kHz possuem uma
duração típica mensurada em microssegundos (ou alguns ciclos da freqüência
principal). Para estes a causa principal é a resposta do sistema local a um
transitório impulsivo, pois o sinal irradiado pode atingir equipamentos
eletrônicos sensíveis.
Um transitório que apresenta freqüência entre 5 e 500 kHz com duração
medida em décimos de microssegundos (ou alguns ciclos da freqüência
fundamental) é denominado de transitório oscilatório de média freqüência.
Transitórios com componente de freqüência principal menor do que 5
kHz, e duração de 0,3 a 50 milissegundos são considerados transitórios de
baixa freqüência. Esta categoria de fenômenos é freqüentemente encontrada
nos sistemas de subtransmissão e distribuição e são causados por diversos
tipos de eventos. Sendo o mais freqüente a energização de banco de
capacitores, o qual normalmente resulta em transitórios oscilatórios de tensão
com freqüência principal entre 300 e 900 Hz, conforme apresentado na figura
2.4. A magnitude máxima pode aproximar-se de 2,0 p.u., mas os valores típicos
são entre 1,3 e 1,5 p.u., com duração entre 0,5 e 3 ciclos, dependendo do
amortecimento do sistema [12].
Figura 2.4 – Transitório oscilatório de baixa freqüência causado por
energização de banco de capacitores.
Em sistemas de distribuição também são encontrados transitórios
oscilatórios com freqüência fundamental menor que 300 Hz. Geralmente, estes
transitórios estão associados com ferroressonância, energização de
transformadores e capacitores em série. Este último ocorre quando o sistema
14
responde por ressonância, com os componentes de baixa freqüência das
correntes drenadas pelos transformadores (segunda e terceira harmônicas) ou
quando condições não usuais resultam em ferroressonância. A figura 2.5 ilustra
um transitório de baixa freqüência por ferroresonância de um transformador
sem carga.
Figura 2.5 – Transitório oscilatório de baixa freqüência causado por
ferroresonância de um transformador sem carga.
É importante comentar ainda, que as tensões transitórias causadas por
raios ou operações de chaveamento podem resultar em degradação ou falha
dielétrica imediata em todas as classes de equipamentos. A alta magnitude e o
rápido tempo de subida contribuem para quebrar a isolação de equipamentos
elétricos como máquinas rotativas, transformadores, capacitores, cabos,
transformadores de corrente (TC’s), transformadores de potencial (TP’s), e
chaves de distribuição. Ademais, a aplicação de transitórios de baixa
magnitude, repetidamente, a esses tipos de equipamentos, causa lenta
degradação e eventual falha de isolação, diminuindo o tempo médio entre
falhas do equipamento. Em equipamentos eletrônicos as falhas nos
componentes da fonte de alimentação, podem resultar de um único transitório
de magnitude relativamente modesta.
2.3.2. Variações de Tensão de Longa Duração
(VTLD)
As variações de tensão de longa duração englobam variações do valor
eficaz da tensão durante um tempo superior a 1 minuto, conforme apresentado
na tabela 2.1. Portanto, são consideradas como distúrbios de regime
15
permanente. Comumente, estas variações estão associadas a variações de
carga ou a perda de interligações no sistema elétrico.
As variações de longa duração são classificadas como interrupções
sustentadas, sobretensões e subtensões, dependendo da causa da variação.
Geralmente, sobretensões e subtensões não são resultados de faltas no
sistema, e sim das variações de carga e operações de chaveamento no
sistema. Estas são caracterizadas pela variação da tensão RMS no tempo.
2.3.2.1. Sobretensões
Sobretensão é o aumento no valor eficaz RMS da tensão em corrente
alternada (CA), maior que 110% na freqüência do sistema e de duração maior
que 1 minuto (tabela 2.1).
Normalmente são conseqüências de chaveamento de cargas,
desligamento de grandes cargas e de ajustes incorretos nos tap’s de
transformadores de distribuição. As sobretensões também podem resultar de
variações na compensação de reativos no sistema (introdução de bancos de
capacitores). Além disso, um deficiente controle ou regulação de tensão do
sistema pode originar às sobretensões.
2.3.2.2. Subtensões
A subtensão apresenta características contrárias à sobretensão,
podendo ser caracterizada pelo decréscimo no valor eficaz da tensão de
corrente CA, abaixo de 90% na freqüência do sistema e com duração maior
que 1 minuto (tabela 2.1).
O termo “Brownout” é utilizado com freqüência para caracterizar um
período de subtensão sustentada (figura 2.6).
16
Figura 2.6 – Forma de onda de “Brownout”.
A subtensão é causada por eventos como: carregamento excessivo de
circuitos alimentadores devido às quedas de tensão inerentes ao sistema;
chaveamento de bancos de capacitores; sobrecargas de alguns equipamentos;
e excesso de reativo conduzido por este sistema. Estes eventos podem causar
a subtensão até que os equipamentos de regulação de tensão do sistema
possam trazer de volta a tensão para dentro da tolerância.
2.3.2.3. Interrupções sustentadas
Interrupções sustentadas ocorrem quando a tensão eficaz de
alimentação tem valor nulo por um período maior que 1 minuto (tabela 2.1).
Para a monitoração da qualidade de energia, o termo interrupção não
tem qualquer relação com a confiabilidade e continuidade de serviço do
sistema. Este termo é utilizado para especificar a ausência de tensão por
longos períodos.
Interrupção de tensão maior que 1 minuto é freqüentemente de natureza
permanente e requer intervenção manual para restauração. Este tipo de
interrupção pode ser de natureza planejada ou inesperada. A primeira vem das
manutenções preventivas no sistema de distribuição ou de manobras
complexas para transferência de fonte de alimentação. As interrupções
sustentadas inesperadas são provenientes de falhas em disjuntores,
sobrecargas no sistema, queima de fusíveis, entre outros.
2.3.3. Variações de Tensão de Curta Duração
(VTCD)
17
As variações de tensão de curta duração englobam os desvios na onda
de tensão por períodos menores ou iguais a 1 minuto. Variações de curta
duração são quase sempre causadas por condições de faltas, energização de
grandes cargas que requerem altas correntes de partida, ou conexões frouxas
intermitentes nos cabos de energia.
Dependendo da localização da falta e condições do sistema, a falta pode
causar temporariamente uma elevação da tensão “swell”, uma queda de tensão
(sag), ou uma completa perda de tensão, interrupção.
Mudanças na corrente, as quais caem dentro das categorias
supracitadas, em duração e magnitude são também incluídas como variações
de curta duração. Os problemas mais comuns associados com interrupções,
“sags”, e “swells” são as paralisações dos equipamentos. Em muitas indústrias
com processos críticos, freqüentemente, fenômenos de curta duração podem
causar interrupções no processo, requerendo horas para o restabelecimento, o
que resulta em elevados prejuízos financeiros.
2.3.3.1. Interrupções
Uma interrupção ocorre quando o suprimento de tensão ou de corrente
na carga decresce abaixo de 0,1 pu. por um período de tempo não excedendo
1 minuto. As interrupções podem ser classificadas como instantâneas,
momentâneas e temporárias (tabela 2.1).
Interrupções são resultados de faltas em sistemas, falhas em
equipamentos e mau funcionamento do sistema de controle. Normalmente, a
duração de uma interrupção devido a uma falta sobre a rede é determinada
pelos dispositivos de proteção da rede e pelo evento em particular que causou
a falta. Enquanto que a duração de uma interrupção devido ao mau
funcionamento de equipamentos ou conexões frouxas pode ser irregular.
Como mencionado anteriormente, a duração da interrupção depende,
entre outros fatores, da capacidade de restabelecimento dos dispositivos de
proteção. Restabelecimentos instantâneos irão limitar a falta não permanente
para menos de 30 ciclos. Entretanto, atrasos no restabelecimento do
18
dispositivo de proteção podem causar interrupção momentânea ou temporária.
A figura 2.7 mostra uma interrupção momentânea durante a qual a tensão cai
por aproximadamente 2,3 s.
Figura 2.7 – Variação do valor RMS para uma interrupção momentânea devido
a uma falta e subseqüente operação de restabelecimento.
Interrupções instantâneas podem afetar equipamentos eletrônicos e de
iluminação, causando má operação ou interrupção. Esses equipamentos
eletrônicos incluem fontes e controladores, computadores, e controle de
máquinas rotativas. Interrupções momentâneas e temporárias causarão quase
sempre a interrupção da operação. Ademais, podem causar a dessexcitação
de contatores de motores de indução. Salienta-se ainda que em alguns casos,
as interrupções podem danificar equipamentos eletrônicos de “soft-start” [12].
2.3.3.2. Afundamentos de tensão (“Sags”)
O conceito de afundamento de tensão é a diminuição da tensão eficaz
variando entre 0,1 a 0,9 p.u., de amplitude e com duração entre meio ciclo a 1
minuto. Os afundamentos de tensão, ou “sag”, ou queda de tensão, ou
subtensão são divididos em três categorias: instantâneo, momentâneo e
temporário, conforme suas durações (tabela 2.1).
19
Afundamentos de tensão são usualmente associadas com faltas no
sistema, chaveamento de pesadas cargas, partida de grandes motores, ou
energização de transformadores. Motores de indução quando da partida,
chegam a drenar de 6 a 10 vezes sua corrente nominal, isso causa uma queda
de tensão através da impedância do sistema. Se a magnitude da corrente de
falta é grande em relação à corrente de falta disponível no sistema, a queda de
tensão pode ser significativa.
As subtensões que duram menos que 0,5 ciclo não podem ser
caracterizadas efetivamente como uma mudança no valor RMS na freqüência
fundamental. Portanto, esses eventos são considerados como transitórios
(subseção 2.3.1). Já as subtensões que duram mais que 1 minuto caraterizam-
se como variações de longa duração (subseção 2.3.2).
Subtensões de curta duração, em particular causam numerosos
processos de interrupção. Freqüentemente, o “sag” é sentido por controladores
eletrônicos de processos equipados com circuitos de detecção de falhas, o qual
inicia o desligamento de outra carga menos sensível.
Uma solução comum para este problema é suprir o controlador
eletrônico com um transformador de tensão constante, ou outro dispositivo
mitigador, para fornecer tensão adequada durante o “sag”. O desafio é manter
o controlador eletrônico durante “sag” que não irá danificar o equipamento
protegido pelo circuito de falta, enquanto simultaneamente reduz incômodos
desligamentos.
A figura 2.8 mostra um típico “sag” associado com uma falta monofásica
para a terra.
20
Figura 2.8– Afundamento de tensão.
Equipamentos tais como transformadores, cabos, barramentos, chaves
seccionadoras, TC’s e TP’s não devem sofrer danos ou mau funcionamento
devido à “sag”. Uma ligeira mudança de velocidade de máquinas de indução,
uma ligeira redução na saída de bancos de capacitores e uma breve redução
da saída de luz visível de alguns dipositivos de iluminação podem ocorrer
durante um “sag”.
2.3.3.3. Elevações de Tensão (“Swells”)
Uma elevação de tensão, ou sobretensão, ou “swells”, é definida como
um aumento do valor eficaz da tensão na freqüência fundamental da rede com
duração de 0,5 ciclo a 1 minuto. As magnitudes típicas estão entre 1,1 a 1,8
p.u.
A elevação de tensão é em geral associada a condições de falta
desequilibrada no sistema, saída de grandes blocos de carga e entrada de
bancos de capacitores. Com relação às condições de faltas no sistema, a
severidade de uma sobretensão durante estas é função da localização da falta,
da impedância do sistema e condições do aterramento. Por exemplo, em
sistemas isolados, a tensão fase-terra para as fases sãs será 1,73 pu., durante
a condição de curto-circuito fase-terra. Por outro lado, perto da subestação, em
sistemas aterrados, não haverá acréscimo de tensão nas fases não
defeituosas, porque o transformador da subestação é usualmente conectado
21
em delta estrela aterrado, provendo um caminho de baixa impedância de
seqüência zero para a corrente de falta.
A figura 2.9 mostra a variação do valor RMS para uma sobretensão
causada por uma falta monofásica a terra.
Figura 2.9 – Variação do valor RMS para um swell de tensão causado por uma
falta monofásica para a terra.
A seguir são elecandos possíveis danos causados por elevações de
tensão:
Dispositivos eletrônicos, incluindo drives de velocidade ajustável,
computadores e controladores eletrônicos podem exibir imediato modo
de falha durante essas condições;
Transformadores, cabos, “switchgear”, TC’s, TP’s e máquinas rotativas
podem sofrer redução da vida útil;
Alguns relés de proteção podem resultar em operações indesejáveis,
enquanto outros não irão ser afetados;
A saída visível de luz de alguns dispositivos de iluminação pode ser
aumentada durante um “swell” temporário;
Dispositivos de grampeamento de proteção de surto (varistores ou
diodos de avalanche) podem ser destruídos.
2.3.4. Desequilíbrio de Tensão
22
Para [13] o desequilíbrio de tensão é o fenômeno associado a alterações
nos padrões trifásicos do sistema de distribuição. Tanto para [3] como para [2],
o desequilíbrio de tensão é dado pela razão entre magnitude de tensão de
seqüência negativa (RMS), ou seqüência zero (RMS), pela magnitude de
tensão de seqüência positiva (RMS).
Em geral, nos sistemas de energia, a tensão de seqüência negativa, ou
zero, é o resultado de desequilíbrio de carga, o que origina o fluxo de corrente
de seqüência negativa ou zero.
O desequilíbrio de tensão pode ser estimado como o máximo desvio da
média das tensões trifásicas, ou correntes, divididas pela média das tensões,
ou correntes, das três fases, expressas em porcentagem (equação 2.1).
Desequilíbrio de Tensão= (|v fases rms- vmédia|máx
vmédia)×100 [ % ] (2.1)
Uma forma mais rigorosa de determinar o desequilíbrio de tensão é pela
teoria dos componentes simétricos, onde a razão entre os componentes de
seqüência negativa, ou zero, sobre o componente de seqüência positiva é
utilizado para expressar o desequilíbrio em percentual, conforme equações 2.2
e 2.3 [14].
Desequilíbrio Tensão Negativo= (Comp.sequência negativa Comp.sequência positiva )×100 [ % ] (2.2)
Desequilíbrio Tensão Zero=(Comp.sequência zero Comp.sequência positiva )×100 [% ] (2.3)
Desequilíbrios de tensão são caracterizados por variações entre 0,5 a
2% em regime permanente (estado estacionário), como observado na tabela
2.1. Segundo [2] os desequilíbrios de tensão maiores que 5% são definidos
como severos, sendo oriundos de uma única fase.
A principal fonte causadora do desequilíbrio de tensão é a distribuição
não uniforme das cargas monofásicas no sistema trifásico. Anomalias em
banco de capacitores, como por exemplo, a queima de fusíveis em uma das
fases em banco trifásicos, também podem causar este distúrbio. Outras
23
possíveis causas são contatos e conexões oxidados ou transformadores com
impedâncias diferentes entre fases.
Muitos equipamentos, especialmente motores, podem tolerar
desbalanço de tensão da ordem de 2%, conforma ilustra a figura 2.10.
Desequilíbrios maiores que 2% causam sobreaquecimento de motores e
transformadores. Isto porque a corrente desbalanceada em um dispositivo
indutivo varia com o cubo da tensão desbalanceada aplicada aos terminais.
Outro possível efeito dos desequilíbrios de tensão são erros de disparo em
tiristores de equipamentos eletrônicos.
Figura 2.10 – Desequilíbrio na fase B de 2% (VB = 125 Vrms e VA=VC=127 Vrms).
A qualidade do fornecimento de energia, idealizada pela concessionária
é prejudicada pelo desbalanço de carga. Desta forma, alguns consumidores
têm em seu fornecimento de energia um desequilíbrio de tensão, o qual se
manifesta de três formas distintas:
Amplitudes diferentes;
Assimetria nas fases;
Assimetria conjunta de amplitudes e fases.
Destas formas, apenas a primeira, é freqüentemente evidenciada no
sistema elétrico.
2.3.5. Distorção na Forma de Onda
A definição de distorção na forma de onda é o desvio em regime
permanente de uma forma de onda senoidal considerada ideal na freqüência
24
fundamental caracterizada principalmente pelo conteúdo espectral do desvio
[11].
Conforme mostra a tabela 2.1, as distorções na forma de onda são
divididas em cinco tipos:
Nível CC (“DC offset”);
Harmônicos;
Interharmônicos;
Recorte (“Notching”);
Ruído (“Noise”).
2.3.5.1. “DC offset”
A presença de componentes de tensão em corrente contínua (CC) em
um sistema de energia CA é chamada “offset”. Este fenômeno pode ocorrer
como resultado de uma perturbação geomagnética ou devido ao efeito de
retificação de meia-onda. Corrente contínua em redes de corrente alternada
pode ser prejudicial devido a um aumento na saturação de transformadores,
resultando em perdas e redução de sua vida útil e a corrosão eletrolítica dos
eletrodos e conectores de aterramento, além do “stress” adicional de isolação,
e outros efeitos adversos.
2.3.5.2. Harmônicos
Harmônicos são senóides de componentes de tensão ou corrente com
freqüência múltipla inteira da freqüência do sistema de suprimento que foi
projetado para operar. Esta freqüência do sistema de suprimento é chamada
de freqüência fundamental (usualmente 50 ou 60 Hz). Harmônicos combinados
com a tensão ou corrente fundamental produzem distorções na forma de onda
e são conseqüências das características não lineares de dispositivos e,
especialmente, das cargas no sistema de energia. Em outras palavras, as
distorções harmônicas resultam da queda de tensão originada pela circulação
de correntes harmônicas na impedância do sistema.
25
As cargas não lineares são normalmente modelados como fontes de
corrente que injetam correntes harmônicas no sistema de energia.
Distorção harmônica é uma das grandes preocupações para muitos
consumidores e para o sistema de energia como um todo, devido à crescente
aplicação de equipamentos de potência eletrônicos.
A classificação dos harmônicos é feita pela sua ordem, ou seja, o
múltiplo da freqüência fundamental. Considerando 60 Hz como a freqüência
fundamental a tabela 2.2 apresenta a divisão de harmônicos até o 10º
harmônico [11].
Tabela 2.2 – Seqüência dos componentes harmônicos.
Ordem Freqüência (Hz)
1º - Fundamental 60
2º 120
3º 180
4º 240
5º 300
6º 360
7º 420
8º 480
9º 540
10º 600
A somatória dos componentes senoidais harmônicos com o componente
senoidal fundamental resulta em uma onda não – senoidal distorcida, conforme
se observa na figura 2.11.
26
Figura 2.11 – Representação da série de Fourier para uma onda distorcida.
Atualmente, a maioria das cargas presente no sistema de distribuição de
energia são cargas não-lineares, tendo assim uma grande contribuição para o
aumento das distorções harmônicas neste sistema (figura 2.12). Como
exemplo tem-se as máquinas de solda, conversores CA/CA, fontes chaveadas
de computadores ou outros equipamentos de escritórios ou eletrodomésticos,
“no-breaks”, etc.
Figura 2.12 – Forma de onda da tensão em uma fase.
Os níveis de distorção harmônica podem ser caracterizados pelo
espectro harmônico incluindo magnitudes e ângulos de fase de cada
componente harmônico individual. É também comum usar uma única
quantidade, a Distorção Harmônica Total (DHT) em porcentagem, como uma
medida da magnitude da distorção harmônica.
Grandes níveis de distorção harmônica causam problemas tanto para as
redes de distribuição das concessionárias quanto para os consumidores. As
27
conseqüências destes problemas são muitas, desde falhas em motores ou
fontes de pequeno porte até a parada de grandes equipamentos, resultando
em perdas de produtividade e de vendas.
Os principais impactos das distorções harmônicas são:
Redução da vida útil das máquinas rotativas: aquecimento, torques
pulsantes, ruído, etc.;
Redução da vida útil das lâmpadas: flutuação da potência e
conseqüentemente da intensidade luminosa;
Erros nos medidores de energia elétrica e equipamentos de medição;
Má operação de relés e equipamentos de proteção elétrica;
Redução da vida útil de transformadores: aumento das perdas por
aquecimento, saturação, ressonância, vibrações, etc;
Má operação de dispositivos controlados por semicondutores – disparos
indevidos;
Redução da vida útil de capacitores: aumento das perdas por
aquecimento;
Interferências eletromagnéticas nos equipamentos de comunicação e
controle;
Aumento das perdas nos alimentadores elétricos.
As figuras 2.13 e 2.14 ilustram a distorção harmônica causada por uma
lâmpada a vapor de sódio.
Figura 2.13 – Espectro de freqüências da lâmpada a vapor de sódio.
28
Figura 2.14 – Sinais de tensão e corrente da lâmpada a vapor de sódio obtidos
por equipamento de medição.
A seguir são elencados os indicadores considerados indispensáveis para
determinação de ações corretivas, pois permitem quantificar e avaliar a
distorção harmônica de ondas de tensão e corrente, e são divididos em:
Fator de potência;
Fator de crista;
Potência de distorção;
Espectro em freqüência;
Taxa de distorção harmônica.
2.3.5.3. Interharmônicos
Como apresentado na subseção anterior, harmônico é uma onda
periódica expressa pela soma de ondas senoidais puras de diferentes
amplitudes, onde a freqüência de cada onda senoidal é um inteiro múltiplo
(harmônico) do componente de freqüência fundamental da onda periódica.
Por analogia, interharmônico é o componente de formação da onda
periódica cuja freqüência não é um inteiro múltiplo do componente de
freqüência fundamental [2].
Portanto, as ondas de tensão ou corrente podem apresentar
componentes de freqüência que não são múltiplos inteiros da onda de
freqüência fundamental do sistema. Os interharmônicos podem ser
apresentados como freqüências discretas ou largas faixas espectrais, podendo
ser encontradas em diferentes classes de tensões.
29
As principais fontes de geração de interharmônicos são os conversores
estáticos, motores de indução e equipamentos que utilizam arco elétrico para
seu funcionamento, como exemplo os fornos elétricos das siderúrgicas. A
figura 2.15 mostra os componentes interharmônicos discretos dispostos no
domínio da freqüência, com maior amplitude entre as freqüências 240 Hz e 360
Hz, de um forno de indução.
Figura 2.15 – Espectro de potência de um forno de indução.
A propagação de interharmônicos pode causar efeitos de aquecimento,
oscilações torsionais, “flicker”, sobrecarga de filtros convencionais,
interferências em equipamento eletrônico, ondulação em receptores de controle
e sistemas de telecomunicações.
Porém, um dos mais importantes efeitos de interharmônicos é o impacto
sobre o fluxo luminoso de lâmpadas. Devido às freqüências interharmônicas
não estarem sincronizadas com a componente fundamental do sistema de
energia, elas afetam os valores de pico e RMS da tensão. Essas flutuações de
tensão podem produzir “flicker” (efeito fisiológico desagradável) em lâmpadas
se o nível de interharmônicos ultrapassar certos níveis de imunidade [15].
2.3.5.4. Recorte (“Notching”)
Recorte ou “notching” é uma perturbação periódica de tensão causada
pela operação de dispositivos eletrônicos de potência quando a corrente é
comutada de uma fase para outra.
30
Tensões “notching” representam um caso especial que acontece entre
transitórios e distorção harmônica. Como “notching” ocorrem continuamente
(estado de regime), eles podem ser caracterizados através do espectro
harmônico da tensão afetada. Contudo, as componentes de freqüência
associadas com “notching” podem ser bastante altas e podem não ser
prontamente caracterizada com equipamentos de medição normalmente
usados para análise harmônica. A figura 2.17 mostra um exemplo de tensão
“notching” causada pela operação de conversores.
Figura 2.16 – Tensão “notching” causada pela operação de conversores.
2.3.5.5. Ruído (“Noise”)
Ruído ou “noise” são definidos como qualquer distorção indesejada nas
ondas de tensão ou corrente, formado pela superposição de uma onda com
conteúdo espectral abaixo de 200 kHz com a onda fundamental. Este tipo de
distúrbio pode ser encontrado nos condutores de fase, neutro ou sinais.
As causas mais comuns dos ruídos elétricos são os dispositivos
eletrônicos, equipamentos que funcionem com base em arcos elétricos e
conversores estáticos. Os problemas mais graves causados pelos ruídos são
os impactos negativos nos equipamentos eletrônicos que operam com
microcontroladores, onde um ruído intenso poderá até danificá-los.
Geralmente os problemas causados pelos ruídos são amenizados por
um sistema conveniente de aterramento, podendo chegar ao uso de filtros
passivos e transformadores de isolação. Na figura 2.17 é apresentado um
exemplo de onda senoidal de tensão contendo ruído.
31
Figura 2.17 – Ruído elétrico superposto na forma de onda da tensão em pu.
2.3.5.6. Flutuação de Tensão
Flutuações de tensão são variações sistemáticas nos valores eficazes
da tensão ou uma série aleatória de mudanças, onde a magnitude da onda
permanece entre 0,93 e 1,07 pu. (tabela 2.1).
Um exemplo de flutuação do valor eficaz da tensão pode ser visto
analisando-se a alteração da amplitude da onda em função do tempo da figura
2.18.
Figura 2.18 – Flutuação da tensão em pu.
Em determinadas cargas, quando alimentadas por ondas que sofrem
variações na amplitude da corrente ou tensão de forma continua e rápida, é
presenciado o “flicker” (cintilação).
2.3.6. Variações na Freqüência
32
Variações na freqüência são definidas como alterações na freqüência
fundamental do sistema. Freqüência esta, relacionada diretamente com a
velocidade de rotação dos geradores.
Devem-se considerar pequenas variações na freqüência do sistema
devido às alterações de carga e geradores, onde estas amplitudes e durações
dependem da robustez do sistema de controle do sistema de geração às
mudanças de carga.
Variações de tensão consideráveis e freqüentes são comumente vistas
nos sistemas supridos por concessionárias isoladas. Nos sistemas
interconectados de geração e distribuição de energia estas variações são de
ocorrência muito baixa.
As variações de freqüência são principalmente geradas por faltas no
sistema de transmissão, desconexão de grandes cargas ou de grandes fontes
de geração ou pela falha dos controles de geradores. Pode-se observar na
figura 2.19 um exemplo de onda de tensão com variação na sua freqüência.
Figura 2.19 – Variação da freqüência na forma de onda da tensão.
2.4. Índices de Continuidade do Serviço de
Energia Elétrica
O desempenho das concessionárias quanto à continuidade do serviço
prestado de energia elétrica é medido pela ANEEL com base em indicadores
33
específicos, denominados de DEC (Duração Equivalente de Interrupção por
Unidade Consumidora) e FEC (Freqüência Equivalente de Interrupção por
Unidade Consumidora).
O DEC indica o número de horas em média que um consumidor fica sem
energia elétrica durante um período, geralmente mensal. Já o FEC indica
quantas vezes, em média, houve interrupção na unidade consumidora
(residência, comércio, indústria etc.).
O DEC pode ser calculado por:
DEC=
∑i=1
n
Ca (i ) ×T (i )
Cs
(2.4)
onde:
i = número de interrupções, de 1 a n;
T (i ) = tempo de duração de cada interrupção do conjunto de
consumidores considerados, em horas;
Ca (i ) = número de consumidores do conjunto considerado, atingido nas
interrupções;
Cs = número total de consumidores do conjunto considerado.
O FEC pode ser calculado por:
FEC=
∑i=1
n
Ca ( i )
Cs
(2.5)
Os componentes da equação são os mesmos do cálculo da DEC.
As metas de DEC e FEC a serem observadas pelas concessionárias
estão definidas em Resolução específica da ANEEL, que podem ser
34
encontradas na “home-page” da ANEEL [39], as metas do DIC e FIC estão
sendo publicadas mensalmente na conta de energia elétrica do consumidor. A
figura 2.20 apresenta a média do índice de continuidade DEC por região,
conforme se observa a região norte apresenta o maior índice DEC em relação
ao DEC padrão para esta região, estabelecido pela ANEEL.
Região Norte
Região Nordeste
Região Centro Oeste
Região Sudeste
Região Sul
0102030405060708090
10093.17
26.5
39.63
15.38
33.55
60.62
34.96 36.58
13.42
29.65
Média do DEC por Região (Ano 2009)
DEC
DEC Padrão
Horas
Figura 2.20 – Média do índice DEC por região, ano 2009 [49].
A figura 2.21 ilustra o gráfico referente aos valores médios do índice de
continuidade FEC para o ano de 2009, de acordo com os dados obtidos da
ANEEL [39] observa-se que apenas a região norte apresenta índice superior ao
estabelecido pela ANEEL.
Região Norte
Região Nordeste
Região Centro Oeste
Região Sudeste
Região Sul
0
10
20
30
40
50
60 57.06
12.9
28.57
9.31
16.74
55.49
25.5132.24
12.47
22.35
Média do índice FEC por Região (Ano 2009)
FECFEC Padrão
Vezes
35
Figura 2.21 – Média do índice FEC por Região, ano 2009 [49].
A ANEEL implantou no ano 2000 mais três indicadores destinados a
aferir a qualidade do serviço prestado diretamente ao consumidor, a saber:
DIC (Duração de Interrupção por Unidade Consumidora);
FIC (Freqüência de Interrupção por Unidade Consumidora);
DMIC (Duração Máxima de Interrupção por Unidade Consumidora).
Os indicadores DIC e FIC indicam por quanto tempo e o número de
vezes respectivamente que uma unidade consumidora ficou sem energia
elétrica durante um período considerado. O DMIC é um indicador que limita o
tempo máximo de cada interrupção, impedindo que a concessionária deixe o
consumidor sem energia elétrica durante um período muito longo. Esse
indicador passou a ser controlado a partir de 2003 [16].
As metas para os indicadores DIC, FIC e DMIC estão publicadas na [16],
esses indicadores já estão sendo informados na conta de energia elétrica do
consumidor (figura 2.22).
Figura 2.22 – Conta de energia elétrica (Fonte: Conta de energia da Rede
CELPA).
36
Capítulo 3
Importância da Monitoração
A monitoração é necessária para definir o atual nível de qualidade de
fornecimento de acordo com os indicadores de qualidade.
(Autor desconhecido)
3.1.Por que monitorar?
O principal interesse pela monitoração da qualidade de energia elétrica
está na procura do aumento da produção de bens e da oferta de serviços. As
indústrias, por exemplo, buscam maquinários mais eficientes, rápidos e
produtivos. As concessionárias de energia, por sua vez, encorajam estas
medidas, de forma a propiciar aumento do fornecimento e, conseqüentemente,
ganho nos seus lucros. Entretanto, os maquinários modernos utilizados na
aceleração da produtividade e associados com a redução de perdas e aumento
da eficiência, caracterizam-se por equipamentos mais sensíveis a falhas e
distúrbios dos sistemas de energia. Ao mesmo tempo, o crescimento da
economia e o aumento das condições de desenvolvimento humano trazem
consigo uma tendência de crescimento na demanda de energia.
De fato, a incidência de distúrbios sobre os consumidores industriais
resulta em grandes prejuízos, face aos elevados investimentos destinados às
áreas de automação e modernização do parque industrial. Estas áreas,
estruturadas com equipamentos constituídos essencialmente por componentes
eletrônicos, são extremamente sensíveis aos efeitos de um suprimento de
energia inadequado. Prejuízos enormes podem surgir, simplesmente com uma
37
única e curta interrupção no fornecimento de energia, ou ainda com a presença
de significativos níveis de distorções harmônicas e transitórios.
A ocorrência destes problemas determina a necessidade de uma busca
mútua de soluções, entre todas as partes que atuam no mercado de energia
elétrica (as concessionárias, os consumidores, os fabricantes de equipamentos
e os prestadores de serviços), para a realização de medidas adequadas,
práticas e econômicas. Todos estes estão cada vez mais preocupados com as
características do suprimento de energia e, o termo “Qualidade da Energia
Elétrica” tem se tornado a palavra chave nos últimos anos.
Sabe-se que estes fenômenos de qualidade de energia não são
necessariamente recentes e estão sendo atualmente analisados não mais
como causas e efeitos isolados, mas como problemas correlacionados.
Ademais, devido ao crescente interesse pelo tema, encontram-se
definições distintas em função dos anseios e necessidades envolvidos no
problema. Para as concessionárias de energia, a definição leva a uma
equivalência com a confiabilidade do suprimento elétrico. Por sua vez,
fabricantes de máquinas e equipamentos elétricos definem a qualidade do
suprimento energético, a partir das características necessárias à fonte de
alimentação, garantindo, sobretudo a operação adequada dos seus aparelhos.
Quanto aos consumidores residenciais, estes não detêm conhecimento técnico
para reconhecerem todos os distúrbios, entretanto, tornaram-se parte do
problema em função do elevado número de aparelhos eletrônicos não-lineares
instalados.
Percebe-se então que a monitoração da qualidade de energia elétrica é
necessária não apenas para definir o atual nível de qualidade de fornecimento,
mas também para definir a necessidade contínua do consumidor e da
concessionária para assegurar o cumprimento dos índices, indicadores, limites
e outras características dos contratos diferenciados estipulados entre
consumidores, concessionárias e órgão regulador.
Assim, é de fundamental importância a questão cultural que envolve a
utilização de energia elétrica. Nos países europeus, existe uma preocupação
38
com o bem comum, e se paga até mais caro por uma “energia limpa” [11]. Em
contrapartida, nas nações em desenvolvimento o apelo gira mais em torno da
“economia” trazida pelo uso inteligente da energia, uma vez que a consciência
ambiental ainda não é tão clara. Tanto nestes quanto naqueles países é
imprescindível que os governos atuem no sentido de educar a população e
também de incentivar instituições a usar a energia de maneira eficiente.
Na atualidade a monitoração da qualidade de energia elétrica surge
como um efetivo meio de obtenção de dados usados para caracterizar
sistemas elétricos e solucionar os problemas vividos pelas cargas sensíveis à
má qualidade de energia elétrica. Instrumentos de medição cada vez mais
modernos, e desenvolvidos especificamente para a realização de medições de
qualidade da energia, possibilitam o registro de uma grande variedade de
fenômenos de forma eficiente e confiável.
Em resumo, a investigação da qualidade de energia elétrica requer
monitoração, tanto para identificar os problemas como para verificar as
soluções implementadas que visem minimizar os efeitos danosos da má
qualidade da onda de tensão ou corrente.
3.2.Normatização Nacional e Internacional
Uma das principais causas de problemas relacionados com a QEE está
ligada à evolução da tecnologia e ao aumento das necessidades dos
consumidores em controle da energia, o que levaram ao crescimento das
cargas não-lineares instaladas no sistema elétrico. Com uma maior quantidade
destes equipamentos instalados aumentaram-se os problemas referentes à
qualidade da onda de tensão e da corrente.
A evidência do aumento de problemas relativos à QEE somado aos
prejuízos financeiros leva a um esforço na busca de soluções práticas e
economicamente viáveis entre as principais áreas de atuação do setor elétrico
(concessionárias fabricantes de equipamentos e consumidores).
Por estas áreas de atuação do setor elétrico possuirem suas próprias
características, necessidades e anseios com relação aos parâmetros, formas
39
de medição e penalidades referentes à QEE, as mesmas ainda não chegaram
ao consenso e definições sobre o assunto.
Para as concessionárias, a confiabilidade do suprimento elétrico em
níveis aceitáveis de tensão equivale à qualidade da energia elétrica fornecida.
Estas vêm sofrendo desgastes na sua imagem empresarial e tem aumentado
os gastos com pedidos de ressarcimento de prejuízos sofrido pelos
consumidores, muitas das vezes gerados pelos equipamentos instalados pelos
próprios consumidores.
Para os fabricantes de equipamentos, a qualidade do suprimento de
energia que atendam às necessidades de suas fontes de alimentação para
garantir a operação adequada de seus produtos é a sua prioridade em termos
de qualidade da energia elétrica utilizada. Devido ao mercado de equipamentos
ser altamente competitivo, buscando custos cada vez menores, há um
desinteresse na flexibilização das características dos equipamentos produzidos
quanto à suportabilidade e proteção dos distúrbios provenientes e/ou gerados à
rede. Alguns fabricantes, por exemplo, desconhecem ou simplesmente ignoram
estes problemas, alocando a responsabilidade de possíveis falhas para as
concessionárias ou para os próprios consumidores (uso inadequado).
Por sua vez, para os consumidores, a qualidade da energia está
vinculada ao suprimento contínuo de uma energia elétrica senoidal dentro de
uma faixa que não cause danos ou falhas em seus equipamentos. Entretanto,
como mencionado anteriormente, os consumidores, devido à deficiência de um
conhecimento técnico adequado para o reconhecimento e análise de
problemas no sistema elétrico, além de aumentarem o problema referente à
grande quantidade de equipamentos não-lineares, sofrem com as perdas de
produção e danos em suas máquinas.
Nos últimos anos, tem-se intensificado os estudos dos fenômenos que
envolvem qualidade da energia elétrica pelas concessionárias junto às
instituições de pesquisas, aos fabricantes de equipamentos e ainda junto aos
consumidores, buscando minimizar os prejuízos causados pelos distúrbios no
sistema de energia. Devido às características deste sistema serem muito
amplas e os fenômenos referentes à QEE não poderem ser analisados como
40
causas e efeitos isolados em uma determinada área, os pesquisadores
realizam os estudos observando as correlações entre todas elas.
A nova realidade do setor elétrico baseia-se nas necessidades do
mercado e na competição, a qualidade do produto eletricidade é determinada
para os clientes que buscam ter suas necessidades atendidas, para que por
sua vez possam atender às exigências em satisfação e produtividade do
mercado. Sendo assim muitas definições, esclarecimentos e soluções ainda
são necessários, o que associado à falta de uma concordância dificulta a
elaboração de uma padronização para as necessidades do sistema elétrico
quanto à QEE.
Todavia, já existem experiências mundiais em normatizações sobre a
QEE, as quais são apresentadas nesta seção.
3.2.1. Normatização: Definição
A normatização desde a antiguidade tem a finalidade de definir, unificar,
simplificar, ou seja, padronizar elementos utilizados nas fabricações de
diversos produtos. Sua importância pode ser constatada em várias atividades
desenvolvidas por pessoas e instituições, como por exemplo, o formato de
papéis, parâmetros para construções, instalações e funcionamento de
equipamentos, etc.
A normatização busca a definição, a unificação e a simplificação, de
forma racional, quer dos produtos acabados, quer dos elementos que se
empregam para produzir, através do estabelecimento de documentos
chamados Normas. O termo definição significa precisar qualitativamente todos
os materiais, objetos e elementos que se utilizam, bem como os próprios
produtos finais. Os termos unificação e simplificação têm em vista a redução,
ao mínimo, das variedades dos materiais, das ferramentas e das operações do
processo produtivo e ainda dos produtos acabados.
As normas definem características de bens ou serviços, tais como os
níveis de qualidade ou de eficiência, a segurança ou as dimensões. Deve
registrar-se que, embora, normalmente a sua aplicação não seja obrigatória, as
41
normas têm hoje um papel relevante nas relações industriais e comerciais. A
utilização da marca de conformidade com as normas dá, aos consumidores,
uma determinada garantia de qualidade dos respectivos bens ou serviços.
3.2.2. Normatização Nacional sobre QEE
3.2.2.1. Obrigatoriedade do uso de normas
As normas brasileiras são desenvolvidas e utilizadas voluntariamente.
Elas tornam-se obrigatórias somente quando explicitadas em um documento de
Poder Público (lei, decreto, portaria, etc.), ou quando citadas em contratos.
Mesmo não sendo obrigatórias, as normas são sistematicamente
adotadas em questões judiciais por conta do inciso VIII do Artigo 39 do Código
de Defesa do Consumidor [17], estabelecendo que:
“É vedado ao fornecedor de produtos ou serviços, dentre outras práticas
abusivas, colocar, no mercado de consumo, qualquer produto ou serviço em
desacordo com as normas expedidas pelos órgãos oficiais competentes ou, se
Normas específicas não existirem, pela Associação Brasileira de Normas
Técnicas ou outra entidade credenciada pelo Conselho Nacional de Metrologia,
Normalização e Qualidade Industrial – CONMETRO”.
3.2.2.2. Entidades Normativas
SINMETRO
O Sistema Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial
(SINMETRO) é o sistema brasileiro que exerce atividades referentes à
metrologia, normatização, qualidade industrial e certificação da conformidade,
sendo formado de entidades públicas e privadas.
42
O SINMETRO foi instituído pela lei nº 5.966 de 11 de dezembro de 1973
para criar uma infraestrutura de serviços tecnológicos capaz de avaliar e
certificar a qualidade de produtos, processos e serviços através de organismos
de certificação, laboratórios de ensaios e de calibração, organismos de
treinamento, organismos de ensaios de proficiência e organismos de inspeção,
sendo todos eles credenciados junto ao Instituto Nacional de Metrologia,
Normalização e Qualidade Industrial (INMETRO).
Uma das atividades do SINMETRO é a de elaborar normas para dar
suporte à regulamentação técnica, facilitar o comércio e fornecer a base para
melhorar a qualidade de processos, produtos e serviços.
Esse sistema tem apoio dos organismos de normatização, os
laboratórios de metrologia científica e industrial e os institutos de metrologia
legal dos estados. Esta estrutura está formada para atender as necessidades
da indústria, do comércio, do governo e do consumidor.
A seguir são elencadas as principais organizações entre as que
compõem o SINMETRO:
Conselho Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial
(CONMETRO) e seus comitês técnicos;
INMETRO;
Organismos de Certificação Credenciados (OCC) - Sistemas de
Qualidade, Sistemas de Gestão Ambiental, Produtos e Pessoal;
Organismos de Inspeção Credenciados (OIC);
Organismos de Treinamento Credenciados (OTC);
Organismo Provedor de Ensaio de Proficiência Credenciado (OPP);
Laboratórios Credenciados – Calibrações e Ensaios (RBC/RBLE);
Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT);
Institutos Estaduais de Pesos e Medidas (IPEM);
Redes Metrológicas Estaduais.
Na área de avaliação da conformidade, o SINMETRO oferece aos
consumidores, fabricantes, governos e exportadores uma infraestrutura
tecnológica baseada em princípios internacionais, considerada de grande
confiabilidade.
43
Associação Brasileira de Normas Técnicas
(ABNT)
A ABNT é uma entidade privada, sem fins lucrativos e de utilidade
pública, fundada em 1940, é membro fundador da “International Organization
for Standardization” (ISO), da Comissão Panamericana de Normas Técnicas
(COPANT) e da Associação Mercosul de Normalização (AMN), sendo
responsável pela gestão do processo de elaboração de normas e certificação
de produtos e sistemas. Tem como missão harmonizar os interesses da
sociedade brasileira, provendo-a de referenciais através da normatização e
atividades afins.
A ABNT é o organismo reconhecido pelo CONMETRO como o fórum
único de normatização no Brasil, em que suas normas podem ser utilizadas
para defesa do mercado nacional e para facilitar o acesso de empresas
brasileiras ao mercado internacional. Neste último caso, a ABNT, por exemplo,
é associada da “International Electrotechnical Commission” (IEC).
As normas brasileiras elaboradas e gerenciadas pela ABNT recebem
prefixo NBR (Norma Brasileira).
Pelo Acordo de Barreiras Técnicas da Organização Mundial do
Comércio (OMC), somente poderão ser estabelecidos requisitos em um
regulamento técnico se estes estiverem de acordo com a norma mundial. O
país tem, portanto, que ter sua própria normatização para levá-la ao
conhecimento da ISO, a fim de influenciar as normas mundiais.
Toda normatização levada à ABNT parte de um trabalho voluntário. A
norma deve ser feita por entidades representativas do setor, ser simples e
manter uma paridade na sua discussão, levando em conta interesses das
diversas áreas da sociedade, dos órgãos governamentais, dos setores públicos
e privados e dos consumidores. Sua aprovação é obtida através de um
consenso entre estas entidades em reuniões ordinárias da ABNT, como
representado na figura 3.1
44
Figura 3.1 – Princípio da Normatização.
A ABNT possui atualmente 54 Comitês Técnicos de Normatização e 4
Organismos de Normatização Setorial, trabalhando em suas respectivas áreas
gerenciando os processos de criação e divulgação de normas.
O Comitê Técnico responsável pela coordenação e participação dos
processos de criação de normas, e certificação de produtos e sistemas, no
contexto referentes aos trabalhos e processos no campo da eletricidade,
eletrônica e telecomunicações é o Comitê Técnico de Normatização em
Eletricidade - CB- 3 [11], o qual compreende a geração, a transmissão e a
distribuição de energia; as instalações elétricas e equipamentos eletro-
eletrônicos, inclusive para atmosferas explosivas; os dispositivos e acessórios
elétricos; a instrumentação; os bens de consumo; os condutores elétricos; a
iluminação; a compatibilidade eletromagnética, no que concerne a terminologia,
requisitos, métodos de ensaio e generalidades.
Para a preparação de uma norma brasileira em eletricidade, o CB-03
executa as fases apresentadas na figura 3.2.
45
Consenso
Figura 3.2 – Desenvolvimento de uma norma brasileira
3.2.2.3. Evolução normativa nacional sobre
QEE
No [18] foi feita a primeira citação sobre qualidade de energia,
informando que o suprimento de energia deveria ser entregue de forma
adequada.
O [19], no contexto de continuidade de serviço e [20] sobre os níveis de
tensões de fornecimento e limites de variações de tensão, regulamentando
assim tanto a área técnica quanto a área de qualidade do serviço a serem
seguidas por todas as áreas do sistema elétrico. Estas portarias foram
realizadas devido às muitas reclamações dos consumidores, na década de
1970, referentes à qualidade do fornecimento de energia elétrica quanto às
interrupções. Com base nestas reclamações o Departamento Nacional de
Águas e Energia Elétrica (DNAEE) parametrizou os níveis de tensão e
qualidade de fornecimento de energia elétrica.
Desde então, os índices referentes à continuidade do serviço, que são
utilizados até hoje, permitiram o acompanhamento das durações e quantidades
de faltas de energia.
Na seqüência, o DNAEE escreveu a [21], que estabeleceu os índices de
continuidade de serviço com relação ao suprimento, onde foi descrita a
metodologia a ser utilizada pelas concessionárias para avaliação dos índices
de continuidade de fornecimento de energia.
46
Sociedade manifesta a necessidade
Comissão de Estudo elabora o Projeto de Norma
Projeto de Norma é submetido a consulta pública
Norma é aprovada e colocada a disposição da sociedade
A Portaria DNAEE [20] foi revisada em 1989, alterando os limites de
variações de tensões para índices mais compatíveis com as tecnologias e
produtos da época, porém não foram estabelecidas penalidades para as
variações fora destes limites.
Após a revisão da [20], muitas discussões foram geradas entre as áreas
do setor elétrico principalmente entre as concessionárias, os fabricantes de
equipamentos e os consumidores. Durante estas discussões houve grande
reivindicação por parte dos consumidores para participar no processo de
definição dos padrões de qualidade de energia. Houve também, grandes
contribuições das instituições de pesquisa nestas discussões, onde os estudos
até então desenvolvidos focavam a influência das cargas dos consumidores e
as influências das cargas não-lineares e seus controles, nos problemas de
qualidade de energia.
Com a globalização da economia mundial, foi notória a necessidade de
um programa que melhorasse a eficiência do setor elétrico. No contexto deste
programa, os índices de continuidade de fornecimento apresentados na [19]
seriam muito importantes. Nesta situação, o DNAEE publicou a [22], onde
regulamentou a criação de um grupo de trabalho para reavaliar os índices
existentes e moldá-los à realidade do país. Os membros deste grupo eram
representantes da ELETROBRÁS, do Comitê Coordenador de Operações do
Norte/Nordeste (CCON), da Associação Brasileira de Concessionários de
Energia Elétrica (ABCE), do Grupo Técnico Operacional da Região Norte
(GTON) e do Comitê de Distribuição (CODI). Este grupo de trabalho, após
estudos na área de qualidade de energia elétrica, apresentou ao DNAEE a
edição da [23], que aumentou a abrangência dos estudos solicitados na [22].
O I Seminário Brasileiro sobre Qualidade de Energia Elétrica (SBQEE)
foi realizado em 1996. Neste seminário foi discutido amplamente o tema, que
levou principalmente a uma grande troca de informações e o alinhamento de
pensamentos entre os diversos pesquisadores da área. Sendo assim, houve
um grande progresso na distribuição e unificação das informações causando
uma melhor interação entre as áreas do setor elétrico, principalmente entre os
fabricantes de equipamentos.
47
Em Janeiro de 1998, ocorreu a emissão do [24] pela Agência Nacional
de Energia Elétrica (ANEEL). Este manual teve a função de apresentar: as
fórmulas para cálculo dos índices de qualidade, as metodologias detalhadas
para obtenção dos parâmetros relacionados e o procedimento de coleta,
transmissão, tratamento e exposição dos dados para as informações
pertinentes.
A Secretaria de Energia do Estado de São Paulo, através da Comissão
de Serviços Públicos de Energia do Estado de São Paulo (CSPE), criou em
1998, um documento conhecido por Qualidade do Fornecimento de Energia
Elétrica – Manual da Implantação da Qualidade, que apresentou uma
metodologia para controlar os parâmetros que influenciam diretamente na
qualidade da prestação do serviço de energia elétrica [24].
O documento apresentado pela CSPE proporcionou as premissas para
formação dos índices de qualidade, pois como pontos principais têm-se os
cálculos dos componentes do sistema em diferentes níveis de agregação
(global, regional, local, por modo de falha, etc.). Houve também um
atendimento às empresas com portes distintos, sendo apresentados novos
indicadores de continuidade e conformidade do suprimento de energia elétrica,
além do índice de satisfação do consumidor.
Num contexto mais atual do setor energético brasileiro ocorreu o
desmembramento de várias empresas vinculadas ao setor elétrico, onde foi
reduzida a força do Estado nas funções empresariais. Daí surgiu constantes
privatizações das empresas existentes e apresentou-se um novo modelo de
instituições especializadas para executar e fiscalizar as funções de regulação,
do planejamento da expansão, da operação e do financiamento do setor. Pode-
se destacar o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e a ANEEL como
os dois principais órgãos que surgiram, nos últimos anos, diante dos
acontecimentos dinâmicos das empresas vinculadas ao mercado de energia
elétrica.
Com a criação da ANEEL, em 1997, o DNAEE foi extinto, porém a busca
da melhoria da qualidade de energia não cessou e os estudos sobre este tema
ainda são desenvolvidos. A ANEEL em Novembro de 2000 criou a [25] para
48
unificar diversas portarias do DNAEE e atualizar as disposições referentes às
condições gerais do fornecimento de energia elétrica [3]. Esta resolução
unificou as legislações existentes, principalmente as que tratam do
relacionamento entre as áreas do setor elétrico.
A [16] apresentada pela ANEEL em Janeiro de 2000, estabeleceu
disposições referentes à continuidade da distribuição de energia elétrica. Nesta
resolução foram apresentados novos índices de avaliação das interrupções
individuais das unidades consumidoras e esta descreveu os cálculos dos
índices de continuidade individuais e coletivos, as metas de continuidade e a
forma de cálculo das penalidades por variações fora do estabelecido.
A ANEEL, em Novembro de 2001, estabeleceu a [13], onde foram
revisadas as [20] e [26], apresentado as disposições relativas à conformidade
dos níveis de tensão de energia elétrica em regime permanente. Esta
resolução trata em detalhes a classificação das tensões de suprimento, as
fórmulas de cálculo dos indicadores individuais e coletivos, os critérios de
medições e registros dos dados, bem como dos equipamentos de medição e
penalidade pelo fornecimento de um serviço que não esteja adequado ao
estabelecido na mesma.
O ONS trabalhou com vários agentes do setor energético nacional na
elaboração de um Procedimento de Rede, para melhoria e o controle da QEE.
Este documento apresentou os procedimentos e requisitos técnicos que devem
ser utilizados para planejamento, implantação, uso e operação do sistema
elétrico interligado, bem como definiu as responsabilidades dos agentes e do
próprio ONS. As metodologias apresentadas nos Procedimentos de Rede
influenciam diretamente os padrões de qualidade das instalações de
transmissão, distribuição e subtransmissão do setor elétrico. Estes
Procedimentos de rede tiveram sua aprovação por meio da Resolução
Normativa de nº 372 de 05 de agosto de 2009 [27].
O submódulo 2.8 – Gerenciamento dos indicadores de desempenho da
rede básica e de seus componentes, desta [27] tem como objetivo atribuir
responsabilidades e estabelecer princípios e diretrizes ao gerenciamento de
49
indicadores de QEE da rede básica e das funções de transmissão da rede
básica, a fim de:
Balizar as ações do ONS relativas ao Plano de Ampliações e Reforços
na Rede Básica – PAR elaborado pelo ONS com a participação dos
agentes;
Subsidiar os estudos de planejamento e programação da operação, bem
como a própria operação em tempo real do sistema de transmissão;
Subsidiar os usuários conectados ou que requeiram conexão à rede
básica com as informações necessárias sobre a QEE nos pontos de
conexão da rede básica;
Subsidiar os agentes transmissores com as informações sobre a QEE
necessárias ao dimensionamento de suas instalações;
Fornecer aos usuários, acessantes e concessionárias de transmissão,
informações sobre os limites de perturbação individual relativos aos
indicadores de QEE; e
Permitir ao ONS a verificação da conformidade do desempenho das FT
da rede básica em relação aos requisitos mínimos estabelecidos nos
Procedimentos de Rede e nos editais de licitação das instalações de
transmissão.
A ANEEL iniciou o desenvolvimento de um documento nomeado
Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional
– PRODIST. O processo de elaboração do PRODIST teve início em 1999, com
a contratação do Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (CEPEL), que
elaborou a partir do Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro
(RESEB), a versão inicial do documento. Depois de exaustivo trabalho e
inúmeras interações com agentes do setor elétrico e a sociedade em geral
(incluindo o processo de Audiência Pública n° 014/2008), o PRODIST foi
aprovado na 49ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL do ano de
2008, através da Resolução Normativa nº 345, de 16 de dezembro de 2008
[28], publicada no Diário Oficial da União – DOU em 31 de dezembro de 2008.
Em 2009, o PRODIST passou por sua primeira revisão. Após
disponibilização de minuta na Audiência Pública n° 033/2009, a primeira
50
revisão do PRODIST foi aprovada na 49ª Reunião Pública Ordinária da
Diretoria da ANEEL do ano de 2009, através da Resolução Normativa n° 395,
de 15 de dezembro de 2009 [29].
O PRODIST contém 8 Módulos. A versão vigente (após primeira revisão)
está listada a seguir:
Módulo 1 - Introdução;
Módulo 2 - Planejamento da Expansão do Sistema de Distribuição;
Módulo 3 - Acesso ao Sistema de Distribuição;
Cartilha de Acesso ao Sistema de Distribuição;
Módulo 4 - Procedimentos Operativos do Sistema de Distribuição;
Módulo 5 - Sistemas de Medição;
Módulo 6 - Informações Requeridas e Obrigações (Retificação 1,
disponibilizado em 02/03/2010);
Módulo 7 - Cálculo de Perdas na Distribuição;
Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica (Retificação 1, disponibilizado
em 02/03/2010).
Os PRODIST são normas que disciplinam o relacionamento entre as
distribuidoras de energia elétrica e demais agentes (unidades consumidoras e
centrais geradores) conectados aos sistemas de distribuição, que incluem
redes e linhas em tensão inferior a 230 kV. Tratam, também, do relacionamento
entre as distribuidoras e a Agência, no que diz respeito ao intercâmbio de
informações.
O objetivo do PRODIST módulo 8 é estabelecer os procedimentos
relativos à QEE abordando a qualidade do produto e a qualidade do serviço
prestado. A secão 8.1 do documento refere-se à qualidade do produto e
caracteriza os fenômenos de QEE, estabelece os critérios de amostragem e os
valores de referência quanto à tensão em regime permanente, fator de
51
potência, harmônicos, desequilíbrio de tensão, flutuação de tensão, variações
de tensão de curta duração e variação de freqüência. A qualidade do serviço
prestado pelas distribuidoras aos consumidores é estabelecida pelo item 8.2 do
PRODIST, onde são definidos os indicadores e padrões de forma a
acompanhar e controlar o desempenho das distribuidoras, fornecendo
subsídios para os planos de reforma, melhoramento e expansão da
infraestrutura e oferecidos aos consumidores parâmetros para avaliação do
serviço.
3.2.2.4. Parâmetros da QEE no Sistema Elétrico
Nacional.
No âmbito nacional, a qualidade da energia elétrica vem sendo
analisada como um processo global, porém considerando suas subdivisões em:
produto e serviço. O produto se relaciona com a energia entregue aos
consumidores e o serviço concentra as partes técnicas e comerciais
necessárias ao fornecimento do produto [30]. Portanto, produto e serviço
servem de base para a formação dos indicadores da qualidade existentes
atualmente.
a)Qualidade do Produto
A qualidade do produto relaciona-se diretamente ao uso da energia
elétrica, englobando o atendimento às solicitações do consumidor durante o
período necessário. A qualidade do produto é caracterizada pelos parâmetros
da energia fornecida.
Na [13] foram previstas faixas de classificação da Tensão de
Atendimento (TA), sendo elas: adequada, precária e crítica. Onde para cada
uma destas faixas de variação da Tensão de Leitura (TL) há pontos limites
em relação à Tensão Contratada (TC). A figura 3.3 ilustra estas faixas referente
as tabelas desta Resolução.
52
Figura 3.3 – Faixas de limites de tensão [13].
A [13] apresenta ainda como indicadores:
DRP - Duração Relativa da Transgressão de Tensão Precária :
Duração relativa das leituras da tensão nas faixas de tensão precária
no período de observação definido [%].
DRC - Duração Relativa da Transgressão de Tensão Crítica: Duração
relativa das leituras da tensão nas faixas de tensão crítica, no período
de observação definido [%].
ICC - Proporção de Unidades Consumidoras com Tensão Crítica :
Percentual da amostra com transgressão da tensão crítica [%].
Outra fonte de indicadores é o o Manual de Implantação da Qualidade
do Fornecimento de Energia Elétrica. Este manual apresenta como
indicadores de conformidade:
Conformidade no fornecimento
FEV - Freqüência Equivalente de Violação de Tensão
Representa a proporção de consumidores que receberam energia com
níveis de tensão de fornecimento fora dos limites.
53
NEV - Nível Equivalente de Violação de Tensão
Indica a média dos níveis de tensão fora dos limites legais,
referenciada à tensão de fornecimento, dos consumidores considerados no
FEV.
VEV - Variação Equivalente de Violação de Tensão
Representa a variação relativa do NEV, significando o grau de dispersão
de cada medida, em torno da média NEV, isto é, o desvio padrão relativo à média
NEV.
DEV - Duração Equivalente de Violação de Tensão
Indica a média dos espaços de tempo e ultrapassagem dos limites legais
de tensão de cada consumidor, com duração igual ou superior a 5 minutos,
no período de observação de 24 horas.
Conformidade no suprimento
FREQ - Freqüência Equivalente de Interrupção
Indica o número de interrupções que, em média, a demanda máxima
verificada do conjunto considerado sofreu no período de observação.
DREQ - Duração Equivalente de Interrupção
Representa o espaço de tempo que, em média, a demanda máxima
verificada do conjunto considerado ficou privada do suprimento de energia
elétrica no período de observação.
ENES - Energia Interrompida
Contabiliza a quantidade estimada de energia elétrica não suprida no
período considerado.
b)Qualidade do Serviço
A satisfação do cliente está diretamente ligado à continuidade do serviço.
Portanto a qualidade do serviço é avaliada mediante a minimização das
interrupções no suprimento da energia elétrica.
Na [19] foi estabelecido os indicadores para análise da continuidade do
fornecimento da energia elétrica:
54
DEC - Duração Equivalente de Interrupção
Indica o espaço de tempo em que, em média, cada consumidor do
conjunto considerado ficou privado de fornecimento de energia elétrica no
período analisado.
FEC - Freqüência Equivalente de Interrupção
Representa o número de interrupções que, em média, cada consumidor
do conjunto considerado sofreu no período analisado.
Na [21] os índices para análise das falhas que ocorrem no sistema de
fornecimento geradas por interrupção ocasionadas por qualquer dos segmentos
do sistema foram definidas:
DEKS - Duração Equivalente de Interrupção em Suprimento
Espaço de tempo em que, em média, cada consumidor ou ponto de
interligação considerado ficou privado do suprimento de energia elétrica no
período analisado.
FEKS - Freqüência Equivalente de Interrupção em Suprimento
Número de interrupções que, em média, cada consumidor ou ponto de
interligação considerado sofreu no período analisado.
Os indicadores DEKS e FEKS foram somente utilizados para formação de
um banco de informações, não sendo aplicado nenhuma forma de multa pela
falta do levantamento destes dados pelas entidades responsáveis ou
ainda pelo não cumprimento dos objetivos propostos nesta portaria.
O Manual de Implantação da Qualidade do Fornecimento de Energia
Elétrica apresenta como indicadores:
DEP - Duração Equivalente de Interrupção por Potência
Indica o espaço de tempo que, em média, a potência do conjunto
considerado ficou privado do suprimento de energia elétrica no período
analisado.
FEP - Freqüência Equivalente de Interrupção por Potência
Representa o número de interrupções que, em média, a potência do
conjunto considerado sofreu no período analisado.
55
ICD/ILD - Número de Interrupções de Curta e Longa Duração
O ICD indica o número de interrupões com duração inferior a 1 minuto e
o ILD indica o número de interrupções para intervalos com duração igual ou
maiores que 1 minuto.
A forma de obtenção dos indicadores está definida no manual, porém
não foram definidos parâmetros ou objetivos a serem cumpridos pelas
concessionárias.
Na [16], além da aplicação dos indicadores DEC e FEC, são criados
também outros três indicadores individuais:
DIC - Duração de Interrupção por Unidade Consumidora
Tempo que uma unidade consumidora ficou sem energia elétrica durante
um período considerado.
FIC - Freqüência de Interrupção por Unidade Consumidora
Numero de vezes que uma unidade consumidora ficou sem energia elétrica
durante um período considerado.
DMIC - Duração Máxima de Interrupção por Unidade Consumidora
Limita o tempo máximo de cada interrupção. Esse indicador passou a ser
controlado a partir de 2003 e tem como objetivo fazer com que a concessionária
não deixe o consumidor sem energia elétrica durante um período muito longo.
Nesta resolução foram impostas as multas pelo descumprimento dos
objetivos e dos índices de continuidade, que as outras portarias não
estabeleciam:
Violação de padrão do indicador de continuidade individual - a
penalidade é a compensação ao consumidor de valor a ser creditado na
fatura de energia elétrica no mês subsequente à apuração.
Violação de padrão do indicador de continuidade de conjunto - a
penalidade é o pagamento de multa à ANEEL.
c)Qualidade do Atendimento
A qualidade do atendimento apesar de não estar diretamente ligado ao
produto energia elétrica ou aos serviços técnicos prestados nesta área, são
56
muito importantes para a total satisfação dos clientes, pois tratam das
relações entre cliente e fornecedor do serviço/produto.
O atendimento aos clientes está dividido em comercial e emergencial. O
atendimento comercial engloba os serviços prestados casualmente e os
serviços rotineiros como: estudos de cargas, novas ligações, religações,
faturamento, etc. Por sua vez, o atendimento emergencial são os serviços
realizados pelas concessionárias com base nas reclamações dos clientes
devido às ocorrências na rede de fornecimento que podem causar interrupção no
fornecimento.
A CSPE estabeleceu alguns indicadores para avaliação destes serviços.
Alguns destes indicadores foram mais tarde, incorporados à [31]:
TA - Tempo de Atendimento
Tempo total de atendimento a uma ocorrência, excluindo as relativas a
iluminação pública.
TAI - Tempo de Atendimento Individual
Tempo máximo para atendimento a uma ocorrência, de forma individual,
até o restabelecimento do serviço.
TMA - Tempo Médio de Atendimento
Quociente entre o somatório dos tempos decorrido desde o momento
da informação de cada ocorrência até o restabelecimento do serviço ou
finalização do atendimento, e o número de ocorrências verificadas no
período.
TME - Tempo Médio de Elaboração de Estudos e orçamentos de
Serviços em Rede
Tempo médio que cada consumidor aguarda para ser informado dos
resultados dos estudos e projetos a serem envolvidos para atendimento à sua
solicitação, assim como do valor referente ao orçamento dos serviços a serem
realizados na rede em função desta.
57
TM L - Tempo Médio de Ligação Nova
Período médio em que cada novo consumidor a ser ligado à rede de
baixa tensão espera pela efetivação do serviço, considerando ser
desnecessária a realização de obras na rede.
TMR - Tempo Médio de Religação
Tempo médio que cada consumidor ligado em baixa tensão aguarda a
efetivação do serviço de religação, após a verificação de inexistência do fato
gerador de corte.
TMS - Tempo Médio de Execução de Serviços na Rede
Tempo médio que cada consumidor ligado em baixa tensão aguarda
pela realização de obras na rede de distribuição necessárias ao atendimento
à sua solicitação, após a apresentação do orçamento e do projeto ao
consumidor e sua aprovação e pagamento, caso exista.
TX% - Tempo X% de Atendimento
Maior tempo de atendimento das primeiras X% ocorrências de um
conjunto, no período de apuração, considerando-se a ordenação do universo das
ocorrências segundo os tempos de atendimentos.
Na [25] são, dentre outras coisas, estabelecidos os critérios e prazos
para os diversos procedimentos voltados ao atendimento comercial.
A satisfação do cliente pode ser ainda monitorada através do índice de
Satisfação do Consumidor informado pelo Serviço de Atendimento ao Cliente
(SAC). Este índice é determinado a partir de um conjunto de indicadores
definidos por uma pesquisa de opinião realizada com os consumidores sobre a
conscientização em relação à qualidade do serviço ofertado pela concessionária.
Os indicadores podem ser utilizados durante fiscalizações e auditorias realizadas
pelos órgãos responnsáveis como orientação.
Devido ao forte impacto na operação das empresas de energia, gerados
pelas perdas comerciais, este indicador serve para avaliar a eficiência das
mesmas. Na definição da CSPE é orientado o uso de alguns índices para
análise destas perdas:
58
PPC - Porcentagem de Perdas Comerciais
Relação entre as perdas em determinado sistema e a soma da energia
faturada e do consumo próprio (%).
PPT - Porcentagem de Perdas Totais
Energia total perdida em determinado sistema, expressa em relação à
energia comprada somada à energia gerada pela concessionária (%).
Um último aspecto a ser considerado na qualidade do fornecimento é o
seu custo de implementação. Este aspecto deve ser avaliado para que o bom
equilíbrio custo/benefício da concessão seja mantido e os objetivos comuns
estabelecidos sejam cumpridos. As necessidades dos consumidores sempre
devem ser analisadas, pois cada vez mais aumenta o número de equipamentos
sensíveis que requerem um fornecimento mais confiável. Sendo assim, a
responsabilidade sobre o custo da energia elétrica fornecida deve ser dividida
de forma satisfatória tanto à concessionária quanto ao cliente.
3.2.3. Normatizacão Internacional sobre QEE
Mundialmente, o tema qualidade de energia está em discussão e o
resultado destas são as formações e revisões de normas e regulamentos.
Diversos organismos estão trabalhando para o desenvolvimento de
parâmetros, características, conceituação, metas, índices e objetivos para a
qualidade da energia nos diversos setores desta atividade. As exigências e o
cumprimento destes padrões descritos nas normas são cada vez mais exigidos
comercialmente nos contratos de fabricação de produtos ou prestações de
serviço.
Os principais organismos que estão liderando os estudos, bem como a
elaboração de normas e revisão das existentes são a IEC e o “Institute of
Electrical and Electronics Engineers” (IEEE). Outras entidades independentes
também desenvolvem pesquisas, principalmente junto aos consumidores com
objetivo de identificar problemas regionais.
As recomendações do IEEE são focadas no comportamento do sistema
elétrico ou na instalação industrial como um todo. Suas normas limitam os
níveis de distúrbios sobre QEE no Ponto de Acoplamento Comum (PAC), a
59
todos os equipamentos. Com isto, não são os equipamentos específicos que
são avaliados, mas as instalações em geral. Deve-se levar em consideração
que apesar dos indicadores gerais estarem dentro dos limites aceitáveis, pode-
se ter na instalação equipamentos com uma alta taxa de emissão de distúrbios
ou causando perdas de energia e consequentemente prejuízos [11].
As definições da IEC focam o funcionamento específico do equipamento
ou categoria de equipamentos pelas normas de compatibilidade
eletromagnética (EMC). São estabelecidos então, limites de emissão de
distúrbios ao sistema e quão imune aos distúrbios um equipamento é ou deve
ser. Através destas normas, avalia-se junto aos parâmetros de QEE se um
equipamento traz problemas à rede ou não e se este é sensível à rede a qual
será instalado. Analisando a instalação em geral, vê-se que se todos os
equipamentos atenderem individualmente as recomendações, o sistema geral
estará dentro das especificações estabelecidas [11].
O conjunto de normas da IEC, em especial a família IEC 61000-4,
especifica, entre outros, os conceitos de projeto dos medidores, formas de
medição, tratamento dos dados e classificação dos resultados para análise dos
distúrbios englobados pela QEE.
Muitas normas internacionais utilizam estes conceitos de medidores da
IEC como requisitos para obtenção dos valores das medidas dos fenômenos
eletromagnéticos envolvidos e suas análises, como exemplo a recomendação
IEEE 1453 que estabelece que o medidor de “flicker” deva atender a norma
IEC 61000-4-15, para medição das flutuações de tensão do sistema. Baseado
nisto pode-se afirmar que as normas da IEC são as mais específicas para
equipamentos de medição sobre QEE que as outras normas internacionais
vigentes.
3.2.3.1. Evolução normativa internacional sobre
QEE.
A importante necessidade de suprir o fornecimento de energia com
tensão e freqüência a valores aceitáveis pela carga, conhecido como
60
compatibilidade carga-fonte, é necessário desde o início das indústrias de
energia (IEEE1100-1999, 1999). Na década de 30 as concessionárias
atentaram-se aos distúrbios de tensão causados pelos consumidores na
rede de distribuição. Outros problemas foram verificados em meados dos anos
50, devido a alta corrente de partida de grandes motores elétricos, causando
assim quedas significativas nos valores de tensão, afetando os equipamentos
daquela região [11]. Estes e outros acontecimentos direcionaram o
desenvolvimento de normas e regulamentos para atenuar os problemas.
O grande crescimento dos equipamentos microprocessados,
caracterizados pelas suas sensibilidades quanto aos distúrbios da rede elétrica,
frente às variações de tensão, levaram à necessidade de se estabelecerem
padrões e limites para estas variações. A “Computer and Business Equipment
Manufacturers Association” (CBEMA), elaborou uma curva de suportabilidade
para estes equipamentos, em 1977.
O “Information Technology Industry Council” (ITIC), em 2000, atualizou a
curva da CBEMA, para níveis mais adequados de acordo com as
características atuais do sistema de distribuição de energia elétrica e a
suportabilidade dos equipamentos, agora mais modernos.
A curva da figura 3.4 indica como os equipamentos de informática
devem responder às variações de tensão em função da duração do
distúrbio e se aplica aos equipamentos com tensão de alimentação de
120V, 208/120V e 120/240V [11].
61
Figura 3.4 – Curva do ITIC revisada no ano 2000 [11].
Uma das entidades internacionais que mais desenvolveram estudos
referentes à qualidade da energia é a IEC, com sede na Suíça. Como
comentado anteriormente, a IEC vem trabalhando em normas referentes à
compatibilidade eletromagnética, à interação entre os equipamentos e à
influência entre os equipamentos e a rede de alimentação.
Outra entidade muito respeitada que também vem desenvolvendo normas
e estudos a respeito da qualidade da energia é a IEEE, com sede nos EUA.
Outros organismos americanos formados principalmente por fabricantes de
equipamentos, que também estabelecem normas são a “National Electrical
Manufactureis Association” (NEMA), e o ITIC. Estas são auxíliadas pelo
“American National Standards Institute” (ANSI), que é um organismo de
administração e coordenação das propostas de normatizações voluntárias nos
EUA. Esta entidade não desenvolve normas, mas sua missão principal é de
promover a elaboração destas normas, trabalhando em consenso com as
diversas áreas de atuação nacionais que têm interesse na específica norma. A
ANSI também trabalha para incentivar o uso de normas internacionais, como a
62
ISO e a IEC, desde que atendam às necessidades e interesses do mercado em
questão.
Na Europa os produtos comercializados devem ser certificados em um
processo de aprovação, pela “European Economic Community” (EEC)
para receber a marca “CE” (figura 3.5), indicando assim que está de acordo
com as normas harmonizadas (normas publicadas no Jornal Oficial da União
Europeia).
Figura 3.5 – Marca de certificação CE.
Dependendo do tipo de produto a ser certificado, as diretrizes se dividem
em básicas, genéricas e produtos específicos. Nos aspectos de
comercialização, segurança e responsabilidade, as diretrizes básicas são
empregadas a todos os fabricantes. A certo grupo de produtos, como os que
operam em certa faixa de tensão ou que podem gerar interferências
eletromagnéticas, são aplicadas as diretrizes genéricas, que atendem o setor
não regulamentado de produtos. As diretrizes de produtos específicos
abrangem o setor de produtos regulados, sendo os de telecomunicações e
dispositivos médicos ou produtos considerados de alto risco exemplos destes
produtos.
Os produtos comercializados na Austrália também devem ser
aprovados. Para isto, precisam ser certificados pelo órgão responsável pela
elaboração de normas, a “Australian Communications and Media Authority”
(ACMA), que aplica a estes produtos a marca "C-tick" (figura 3.6). A Nova
Zelândia segue as normas da ACMA, com algumas modificações apenas,
devido às suas necessidades.
Figura 3.6 – Marca de certificação C-tick.
63
No Brasil a marca do INMETRO (figura 3.7), indica que o produto
fabricado atende as expectativas do usuário conforme as normas existentes,
que foram elaboradas pelos comités técnicos da ABNT.
Figura 3.7 – Marca de certificação INMETRO.
3.2.3.2. A IEC
Em 15 de Setembro de 1904, representantes do Congresso Internacional
de Eletricidade, reunidos em “Saint Louis”, USA, adotaram o relatório que
incluía o texto:
[...] passos devem ser dados para segurar a cooperação das
sociedades técnicas no mundo, pelo apoio de sua comissão
representativa para considerar a questão da normalização, da
nomenclatura e o padrão dos equipamentos elétricos e das máquinas.
Como resultado, o IEC foi oficialmente fundado em Junho de 1906, em
Londres, Inglaterra.
O IEC engloba todas as eletro-tecnologias, incluindo eletrônica,
magnética e eletromagnética, eletroacústica, multimídia, telecomunicação e
produção de energia e distribuição, tanto quanto disciplinas gerais associadas
como as terminologias e símbolos, compatibilidade eletromagnética, medição e
desempenho, dependência, desenvolvimento e construção, segurança e meio
ambiente.
Através de seus membros, o IEC promove cooperação internacional em
todas as questões de normalização internacional e assuntos relacionados,
como o acesso a normas de conformidade. Sendo assim, os objetivos da IEC
são:
Associar as necessidades para promover a eficiência do mercado
global;
64
Assegurar a máxima utilização das normas e esquemas de avaliação
da conformidade;
Avaliação e melhoria da qualidade de produtos e serviços abrangidos
por estas normas;
Estabelecer a condição de inter - operabilidade de sistemas complexos;
Aumentar a eficiência de processos industriais;
Contribuir para a saúde e segurança da sociedade;
Contribuir para a protecão do meio ambiente.
A figura 3.8 apresenta o organograma da IEC.
Figura 3.8 – Organograma da IEC.
Os 179 Comitês Técnicos, ou “Technical Committees” (TC), seus Sub-
Comitês, ou “Sub-Committee” (SC) e cerca de 700 grupos de projetos e de
manutenção são os responsáveis pela elaboração das normas da IEC. Estes
grupos de trabalhos são compostos por pessoas (mais de 10.000) de todo o
mundo que têm qualificação em eletro-tecnologia. A grande maioria deles vêm
das indústrias, enquanto outros vêm de grupos do comércio, governo,
laboratórios de testes, laboratórios de pesquisa, centros de desenvolvimento e
de grupos de consumidores, que também contribuem para o trabalho.
65
Os TCs fazem os documentos técnicos com objetivos específicos para
cada respectivo escopo, que são submetidos para aprovação de todos os
Comitês Nacionais para votação e aprovações como normas internacionais.
Outro fato importante, administrado pelos TCs, é que uma norma deve ser
submetida a consulta pública em todos os países. Então, através de ferramentas
democráticas de consenso e consulta pública, qualquer parte interessada pode
argumentar e ter sua palavra no desenvolvimento e publicação de uma norma
internacional.
A adoção de uma norma IEC por um país, se ele for um membro de
Comissão ou não, é inteiramente voluntária.
Os representantes do Brasil na IEC são a ABNT e o Comité Brasileiro de
Eletricidade, Eletrônica, Iluminação e Telecomunicações (COBEI). Estes atuam
através do Comitê Nacional do Brasil.
O Comitê Técnico referente à QEE é o n°77. Tal comitê elabora as
normas e relatórios técnicos no campo da compatibilidade eletromagnética,
com ênfase particular nas aplicações de equipamentos.
Seu escopo de trabalho cobre os seguintes aspectos de EMC:
Itens relacionados à EMC e à imunidade, em freqüências inteiras;
Emissões em faixas de baixa freqüência (≤9 kHz);
Emissões em faixas de alta freqüência (>9 kHz);
Seu principal grupo de trabalho é o WG13 - Normas Genéricas sobre
EMC. Seus Sub-Comitês são:
SC 77A: Fenômenos de Baixa Freqüência;
SC 77B: Fenômenos de Alta Freqüência;
SC 77C: Fenômenos Transitórios de Alta Potência.
3.2.3.3. Normas da IEC relacionadas à QEE
As normas da IEC 61000 elaboradas pelo Comitê Técnico nº 77 são
referentes a produtos e serviços industriais com relação à compatibilidade
66
eletromagnética. Estabelecem, portanto, todas as normas que abrangem os
fenômenos eletromagnéticos relativos à QEE, expressos na tabela 2.1. A IEC
61000 trata dos termos utilizados no ambiente eletromagnético, da descrição
dos fenômenos de compatibilidade eletromagnética, da especificação de limites
para estas compatibilidades, dos testes e métodos de medição e avaliação dos
fenômenos, da instalação dos equipamentos com a finalidade de mitigar os
problemas e conceitos genéricos de imunidade e emissão.
Sendo assim, a IEC 61000 está dividida em 6 partes para melhor
interpretação e entendimento:
IEC 61000-1: generalidades;
IEC 61000-2: ambiente;
IEC 61000-3: limites;
IEC 61000-4: ensaios e métodos;
IEC 61000-5: instalação e mitigação;
IEC 61000-6: normas genéricas.
A parte da IEC 61000-1 tem como objetivo definir e apresentar os termos
e as generalidades para se ingressar ao meio da compatibilidade
eletromagnética e entender os conceitos relacionados com a mesma.
Na parte da norma IEC 61000-2 estão descritos os fenômenos de
compatibilidade eletromagnética do ambiente em que serão instalados os
equipamentos. Nesta parte são apresentadas as descrições dos fenômenos,
como estes atuam e influenciam no meio e os níveis de compatibilidade
eletromagnética para produtos e equipamentos.
A parte IEC 61000-3 estabelece os limites de compatibilidade e emissão
dos fenômenos eletromagnéticos apresentados por produtos e equipamentos,
focando na melhor interação entre estes com outros equipamentos e/ou com o
meio em que estão instalados.
Na parte IEC 61000-4 são estabelecidos os conceitos de projetos de
medidores e métodos de testes e medições para garantir a replicabilidade e a
reprodutibilidade dos equipamentos de medição. Sendo assim são
estabelecidas as formas de medição, a tolerância dos equipamentos utilizados
67
e os procedimentos para leitura, para assegurar a conformidade com outras
partes da norma.
A parte da IEC 61000-5 estabelece os métodos de instalação dos
equipamentos ou utilização dos produtos de forma a amenizar sua influência no
meio em que está instalado. Estes procedimentos auxiliam na mitigação dos
problemas relacionados à imunidade e a qualidade da energia.
Na parte da norma IEC 61000-6 são fornecidas normas genéricas com
relação à imunidade e emissão eletromagnética. Estas normas são ditas
genéricas, pois não apresentam nenhum tipo de limites dos produtos ou
equipamentos, mas reúnem todas as características que estes devem possuir
para garantir o maior nível de imunidade e compatibilidade possível aos
distúrbios eletromagnéticos existentes.
O [12] destaca como as normas da IEC 61000 mais utilizadas
internacionalmente para medição e análise da QEE:
IEC 61000-2-2: Níveis de compatibilidade de condução de distúrbios em
baixa Freqüência;
IEC 61000-3-2: Limites de corrente harmônica (ln ≤ 16A);
IEC 61000-3-3: Limites de variação de tensão e “flicker” (ln ≤ 16A);
IEC 61000-4-7: Guia geral de medição de harmônicos;
IEC 61000-4-15: “Flickermeter” - especificações funcionais e de projeto;
IEC 61000-4-30: Métodos de medição de qualidade da energia.
68
Capítulo 4
Instrumentos de Monitoração
“Lâmpada para os meus pés é tua palavra, e luz para o meu caminho.”
Sl. 119:105.
4.1.Tipos de Instrumentos de Monitoração
Existe uma enorme variedade de tipos de instrumentos para
monitoração, disponíveis no mercado, com recursos e preços diversos. A
seleção do instrumento a ser utilizado deve ser precedida da definição clara e
precisa dos objetivos da monitoração. Por exemplo, caso o fenômeno de alta
freqüência seja objeto de interesse, é necessário que as características
técnicas do sistema de monitoração sejam compatíveis com a rapidez do
fenômeno a registrar, em particular com relação à taxa de amostragem.
Também os dispositivos de conexão ao sistema de alta tensão, como
transformador de potencial ou transformador de corrente devem apresentar
resposta em freqüência apropriada.
A monitoração da qualidade de energia elétrica pode ser parte de
ensaios preparados, quando o distúrbio, foco do problema, é provocado
intencionalmente, tal como manobras de equipamentos. Nos casos de
monitoração de harmônicos ou flutuação de tensão, a própria operação normal
da carga perturbadora irá provocar os fenômenos que se deseja analisar.
Para o estudo e diagnóstico das variações momentâneas de tensão, a
monitoração depende da ocorrência natural de defeitos, o que requer recursos
de disparo ou “trigger” dos dispositivos de monitoração. Embora a maioria dos
dispositivos disponíveis no mercado possibilite o registro das formas de ondas
de tensão e corrente, o registro dos valores eficazes (RMS) destas grandezas é
suficiente para a análise de subtensões e sobretensões momentâneas.
69
Alguns instrumentos calculam um valor RMS correspondente a uma
“janela” (do tamanho de um ciclo, por exemplo) para cada amostragem. Este é
o valor RMS “instantâneo”, pois este valor é atualizado em todos os instantes
de amostragem, com o deslocamento da “janela” ponto a ponto.
Para [12], os instrumentos de medição devem ser desenvolvidos para
uma ampla variedade de distúrbios, já que geralmente é necessária a utilização
de vários instrumentos, dependendo do fenômeno a ser investigado.
Basicamente, as categorias de instrumentos que mais possuem aplicação
nesta análise são:
Instalação de aparelho de teste;
Multímetro;
Osciloscópio;
Analisadores de distúrbios;
Combinação de distúrbios e análise de harmônicos;
Medidor de “flicker”;
Monitoração da energia.
A aplicação e limitação destes diferentes instrumentos dependem do
caso a ser estudado. Além destes instrumentos, que medem o estado regular
do sinal ou distúrbio diretamente no sistema de energia, outros instrumentos
podem ser utilizados para ajudar a solucionar problemas de qualidade de
energia, por meio de medição em condições ambientes, tais como:
Medidor Infravermelho: Este pode ser muito valioso na detecção de
conexão solta e sobretensão nos condutores. Um procedimento anual
de checagem do sistema desta maneira pode ajudar a prevenir
problemas e aquecimento nos condutores;
Medidor Magnético de Gauss: Pode ser usado para medição de força
de campo magnético, no que diz respeito ao indutivo acoplado. Os
problemas de ruído relacionado com radiação eletromagnética podem
requerer medição de força de campo nas proximidades sem afetar o
equipamento;
Medidor de Campo Elétrico: Pode ser usado para medir a força do
campo elétrico eletrostático, no que diz respeito ao acoplamento;
70
Medidores de Eletricidade Estática: É um propósito especial dos
aparelhos de medição de eletricidade estática nas proximidades de
equipamento sensível. Descarga eletrostática pode ser uma importante
causa de problemas de qualidade de energia em alguns tipos de
equipamento eletrônico.
Indiferente ao tipo de instrumentação necessária para um teste
particular, um número de fatores importantes devem ser considerados quando
selecionado o instrumento. Alguns dos mais importantes fatores que um
equipamento de medição pode ter incluem:
Número de canais (tensão e/ou corrente);
Temperatura especificada no instrumento;
Marcação no instrumento;
Entrada de tensão nas escalas entre 0 à 600 V;
Requisito de energia;
Capacidade para medição de tensão trifásica;
Entrada de isolação (isolação entre entrada de canais e de cada entrada
para o aterramento);
Capacidade para medição de corrente;
Instrumento com suporte de instalação;
Capacidade de comunicação (modem e sistema de interfaces);
Programa computacional (programação e análise).
A flexibilidade do instrumento é algo importante para medição de
qualidade de energia. A maioria destas funções pode ser desempenhada em
um único instrumento para a garantia de um bom diagnóstico do problema em
estudo, porém poucos instrumentos possuem esta flexibilidade. A seguir são
apresentados alguns equipamentos de medição de qualidade de energia que
apresentam algumas destas funções.
71
4.1.1. Oscilógrafo e Analisador de Energia (CE-
3000)
Este instrumento utiliza um microcomputador e placas de aquisição que
trabalham diretamente no barramento do micro, tornando-se fácil a gravação
dos dados na forma de arquivo diretamente no dispositivo de armazenamento
de dados (HD), evitando assim a utilização de protocolos de comunicação
dedicados e perdas de tempo com a transferência dos dados.
Figura 4.1 – Instrumento CE-3000 [32].
Com a estrutura baseada no uso de um computador a capacidade de
processamento sempre pode ser atualizada, bastando para tal a troca do
micro.
Características técnicas
Freqüência: 0 à 3000 Hz
Entradas analógicas:
04 canais de aquisição de tensão, até 250 VRMS, galvanicamente
isoladas;
04 canais de aquisição de corrente, galvanicamente isoladas,
configuradas para aquisições diretamente de TC’s, até 20 ARMS,
ou através de “clamps”, até 1000 ARMS.
72
Entradas binárias:
08 Entradas binárias, galvanicamante isoladas, configuradas para
registrar atuações de contatos secos ou por tensão CC até 250 V.
Saídas binárias:
02 saídas binárias por contato, sendo 01 NA e 01 NF, para
acionamento ou sinalização de circuitos com correntes até 1A e
tensões até 250 V;
Aquisição de dados:
Interface com notebook via placa DAQCard 6062E da “National
Instrument”, com resolução de 12 bits.
Freqüência de amostragem superior a 6 kHz por canal (104
amostras por ciclo para oscilografia e 128 amostras para análise
de qualidade).
Aquisição ciclo a ciclo para a oscilografia, e a cada 1 segundo ou
mais para análise de qualidade de energia.
Memória: Alocada no HD do micro.
Programas:
Programa de Oscilografia – “Oscil.exe”
Programa de Análise de Qualidade – “Anel.exe”
Precisão:
Tensão: +/- 0,2%;
Corrente: +/- 0,2%.
Dimensão: 280 x 305 x 125 mm.
Alimentação: 85-265 VCA/ 110-330 VCC;
Aplicação
O programa de oscilografia pode ser usado para oscilografar testes em
disjuntores e demais necessidades de gravação de sinais analógicos de
tensão, corrente e sinais digitais de contatos NA/NF ou tensão. Este é de
grande utilidade nas áreas de Qualidade de Energia, Diagnósticos de Sistemas
de Potência e Análise de Processos Industriais, sendo suas principais
aplicações:
73
Monitoramento da qualidade da energia elétrica em sistemas de
distribuição;
Trabalhos de avaliação de perfil de carga;
Análise de desligamentos e falhas causadas por variações nas
características da tensão;
Obtenção da forma de onda de tensão e corrente;
Diagnóstico de um sistema em relação à necessidade de correção do
fator de potência;
O programa computacional de Análise de Qualidade de Energia permite
realizar as seguintes análises:
Distorção harmônica total e individual;
Fluxo de potência harmônica;
Variação da tensão e corrente no tempo;
Potência e consumo no tempo;
Desequilíbrio de tensão.
4.1.2. Analisador de energia MARH – VI
Registrador digital portátil e robusto (figura 4.2), trifásico, programável,
destinado ao registro das tensões, correntes, potências e energia em sistemas
elétricos de geração, consumo e distribuição assim como circuitos de
alimentação de máquinas elétricas em geral. Possui 3 canais de entrada para
tensões e 3 canais para correntes (através de alicates). O mostrador e teclado
possibilitam efetuar a programação diretamente no equipamento. Dotado de
memória interna estática tipo “RAM” e porta serial para leitura dos dados
registrados e programação através do PC local ou via “modem” (opcional). O
programa “ANAWIN” (para “Windows”), fornecido juntamente com o registrador
e sem custo adicional, possibilita a análise dos dados de forma prática e direta
através de gráficos e relatórios.
74
Figura 4.2 – Analisador de energia: MARH – VI [33].
O programa “ANAWIN” permite leitura dos dados registrados na
memória de massa do MARH, além da leitura dos parâmetros programados e
programação do MARH. Visualização “on-line”, na tela do PC, das variáveis em
forma gráfica e numérica (valores RMS atualizados a partir de 1 décimo de
segundo). Visualização “on-line”, na tela do PC, da forma de onda das tensões
e correntes (1 ciclo por segundo, aproximadamente), incluindo análise
harmônica.
Características técnicas
Canais de Entrada:
Tensão: 3 canais (neutro comum): 90 – 300 VRMS direto e de 0 –
999,9 kVRMS, via TP’s;
Corrente: 3 canais: 0 a 999,9 kARMS via alicates;
Alimentação: Tensão CA de 90 a 300 Vca;
Freqüência: 50 ou 60 Hz;
Precisão:
Tensão: 0,5 % fim de escala / 1% típico;
Corrente: 0,5 % fim de escala / 1% típico.
75
Aplicação
Aplicado em estudos da demanda e otimização do uso de energia.
Gráficos e relatórios de tensões, correntes, potências ativas, reativas e
energia ativa.
Simulações para análise de correção do fator de potência.
Análise de desligamentos e falhas causadas por variações nas
características da tensão.
Detecção de fraude em sistemas de distribuição de energia elétrica.
Análises comparativas de custos nos diversos pontos de consumo de
energia.
Determinação da Função Distribuição de Tensão (FDT).
Obtenção de curvas de partida (tensões, correntes, potências, etc.) de
motores.
4.1.3. Multimedidor PowerLogic ION7650
O medidor “PowerLogic” ION 7650 capta ocorrências de até 17 µs, o
produto pode ter suas funções de monitoramento personalizadas. Este é
indicado para qualquer tipo de instalação, desde grandes concessionárias de
energia e indústrias com processos fabris complexos, até empresas de
engenharia.
O medidor pode contar com até cinco portas de comunicação
simultâneas com diferentes protocolos, entre elas a “Ethernet”. Este sistema
proporciona uma alta taxa de amostragem, com até 1024 amostras por ciclo de
tensão, captando rapidamente eventos de até 17 µs de duração. O produto tem
ainda uma memória interna de 10 Mb para armazenamento de dados e
ocorrências.
Além de possuir funções pré-definidas, o ION 7650 pode ser
customizado por meio de diferentes programações, suas configurações podem
ser armazenadas e enviadas para outros medidores, assim como um único
medidor pode receber diversos arquivos, de acordo com a definição do usuário.
76
Figura 4.3 – Multimedidor “PowerLogic” ION 7650 [34].
Características técnicas
Velocidade de atualização de dados: ½ ciclo/s;
Características de tensão de entrada:
Tensão medida: 57 V a 347 V F-N/ 600 V F-F (escala automática);
Escala de medição: 85 a 240 Vca e 110 a 330 Vcc;
Impedância: 5 MΩ/fase (fase – Vref);
Escala da freqüência: 47 a 63 Hz;
Característica da corrente de entrada:
Corrente nominal: 1 A, 2 A, 5 A e 10 A;
Escala de medição: 0,005 – 20 A (Automatica) e 0,001 – 10 A
(Opcional);
Impedância: 0,002 Ω por fase (5 A) e 0,015 Ω por fase (1 A);
Carga: 0,05 VA por fase (5 A) e 0,015 VA por fase (1 A);
Alimentação:
CA: 85 – 240 Vca +/- 10% (47 – 63 Hz);
CC: 110 – 300 Vcc +/- 10%;
Carga:
15 VA a 35 VA (típica);
12 VA a 18 VA (Baixa tensão CC típica);
Entradas/Saídas:
8 entradas digitais (120 Vcc);
3 saídas de relé (250 Vca / 30 Vcc);
4 saídas digitais (estado sólido);
77
Opcional:
8 entradas digitais adicionais;
4 saídas analógicas e/ou 4 entradas analógicas.
Precisão:
Corrente: +/- 0,1%;
Tensão: +/- 0,1%.
Aplicações
Medição ampla da qualidade de energia;
Auditoria de medição de faturamento (cliente livre / cativo);
Monitoramento remoto de equipamentos críticos;
Concentrador de informações de sistema de medição;
Estudo de cargas e otimização do contrato de energia;
Monitoramento em conformidade com a norma EN50160 (ION7650);
Monitoramento e auditoria da qualidade de energia fornecida (ION7650);
Medidor portátil de energia (com alicates vendidos separadamente);
Medição de outros serviços fornecidos por outras utilidades;
Instrumentação de painel.
4.1.4. Analisador de Energia Minipa ET-5060
O analisador de energia Minipa é um instrumento profissional para
análise da qualidade de energia em redes monofásica e trifásica, de acordo
com a categoria III 600 V de segurança, com interface RS-232, medida True
RMS, memória 2 Mbytes, autonomia de registros maior que 10 dias com todos
os parâmetros possíveis, “display” VGA matriz de 320x240 pontos com
iluminação. Realiza medidas de tensão, corrente, potência ativa, reativa e
aparente, energia ativa e reativa, fator de potência, harmônicas, “flicker” e
distúrbios de tensão, com possibilidade de visualização rápida.
78
Figura 4.4 – Analisador ET-5060 [35].
Características Técnicas:
Fonte de Alimentação Externa: Adaptador AC/DC 15 V / 0,8 A;
Tensão:
Faixa: 57 a 480 V em Delta;
Faixa:100 a 830 V em Estrela;
Impedância de Entrada:
Maior que 1 MW (fase-neutro);
Maior que 2 MW (fase-fase);
Distúrbios de Tensão: “Dip” e “Swell”;
Corrente:
Faixas: “Lem Flex” 15 A / 150 A / 3000 A;
Faixas: Garra 10 A / 100 A / 1000 A;
Potência Ativa:
Faixas: 0 ~ 9.999 kW, 99.99 kW, 999.9 kW, 2.490 MW;
Potência Reativa:
Faixas: 0 ~ 9.999 kVAR, 99.99 kVAR, 999.9 kVAR, 2.490 MVAR;
Potência Aparente:
Faixas: 0 ~ 9.999 kVA, 99.99 kVA, 999.9 kVA, 2.490 MVA;
Energia Ativa:
Faixas: 9.999 kWh, 99.99 kWh, 999.9 kWh;
79
Energia Reativa:
Faixas: 9.999 VARh, 99.99 kVARh, 999.9 MVARh;
Harmônicas:
Faixas: 1 ~ 40 h < 50% do valor medido;
Freqüência:
Faixas: 46 Hz ~ 54 Hz, 56 Hz ~ 64 Hz;
Velocidade de Amostragem: 10,24 kHz / 97 µs;
Número de Amostras: 170 por ciclo;
Aplicação: Sistema Monofásico e Trifásico (3 Fios ou 4 Fios);
Memória: 2 MBytes
Precisão:
Tensão: 0,5 % fim de escala;
Corrente: 0,5 % fim de escala.
Aplicação
O analisador modelo ET 5060 é indicado para uso em avaliações de
redes de distribuição elétrica, trifásico, que possibilita o gerenciamento de
energia, estudo e controle de demanda, monitoramento de cargas, detecção de
desequilíbrio de corrente, medição de harmônicas até a quadragésima ordem,
correção do fator de potência e registro de distúrbios de tensão (Queda,
Sobretensão, Interrupção “flicker”). Possui apresentação numérica, forma de
onda, espectro de harmônicas, potência, diagrama de vetores, eventos (“Dip” e
“Swell”), “flicker” e qualidade da energia. Sua memória de 2 MBytes permite o
registro de 64 parâmetros para uma integração de 10 min. Vem acompanhado
de interface RS-232, programa de análise e conjunto de garras de corrente
flexíveis de 3.000 A.
4.1.5. Analisador VEGA 76
O VEGA 76 é um instrumento registrador avançado que efetua análise e
testes em sistemas elétricos monofásicos e trifásicos com ou sem neutro. Este
exibe em tempo real os valores de todas as grandezas elétricas fundamentais
existentes em uma instalação elétrica sob teste (Tensão, Corrente, Potência
ativa, reativa, aparente e etc.) exibe também a direção da forma de onda da
80
tensão e corrente. Sendo possível guardar na memória do instrumento até no
máximo de 64 grandezas e distúrbios de tensão. Utiliza garras flexíveis para
medição de corrente (até 3000A) conectado diretamente sem qualquer
interface. Este instrumento vem acompanhado de um programa que aumenta
suas potencialidades, o qual permite a medição, apresentação e gravação de
valores das harmônicas de tensão e corrente até a 49ª ordem.
Figura 4.5 – Analisador VEGA 76 [36].
Características técnicas
Medição de Tensão AC/DC (Escala automática):
Faixas: 15-310V e 310-600V;
Impedância de entrada: 300kΩ (Fase – Neutro ou fase-fase);
Medição de Corrente AC TRMS:
Faixas (A): 0,005 – 0,26 / 0,26 – 1 (transdutor externo STD e
Clamp FlexEXT);
Faixas (A): 5,0 – 19,99 / 20,00 – 99,99 / 100,0 – 999,9 (transdutor
Clamp FlexINT (1000 A) );
Faixas (A): 15,0 – 99,99 / 100,0 – 270,0 / 270,0 – 999,9 / 1000 –
3000 (transdutor Clamp FlexINT (3000 A));
Potência Ativa (W):
Faixas: 100,0 – 999,9 / 1k – 999,9 k / 1M – 999,9 M;
Potência Reativa (VAr):
Faixas: 100,0 – 999,9 / 1k – 999,9 k / 1M– 999,9 M;
81
Potência Aparente (VA):
Faixas: 100 – 999,9 / 1k – 999,9 k / 1M – 999,9 M;
Energia Ativa (Wh):
Faixas: 100,0 – 999,9 / 1k – 999,9k / 1M – 999,9 M;
Energia Reativa (VArh):
Faixas: 100,0 – 999,9 / 1k – 999,9 k / 1M – 999,9 M;
Fator de Potência (Cosφ):
Faixas: 0,20 - 0,50 / 0,50 – 0.80 / 0,80 – 1,00;
Instrumento ajustado em 60Hz:
Faixa: 57 – 63,6;
Medição de Harmônicas:
Faixas: DC – 25h / 26h – 33h / 34 – 49h.
Precisão:
Corrente: +/- 0,5% + 8,5 mA
Tensão: +/- 1,0% + 2 dígitos.
Aplicação
O analisador de energia VEGA 76 é indicado para uso em avaliações de
redes de distribuição elétrica, monofásico e trifásico com ou sem neutro, que
possibilita o gerenciamento de energia, estudo e controle de demanda,
monitoramento de cargas, detecção de desequilíbrio de corrente, medição de
harmônicas até a 49ª ordem, correção do fator de potência e registro de
distúrbios de tensão. Este instrumento possui as seguintes funções:
Medição de tensão “TRUE RMS” F-N e F-F. até 600 V AC;
Medição de corrente “TRUE RMS” de cada fase. Até 3000 A;
Potência ativa, reativa e aparente de cada fase e total;
Fator de potência de cada fase e total;
Energia Ativa e reativa para cada fase e total;
Freqüência;
Registro com integração selecionável de 5 segundos até 60 minutos;
Análise das harmônicas de tensão e corrente até 49ª componente, THD;
Registro das anomalias de tensão (sags, swells, breaks, etc.);
Interface RS-232;
82
Programa padrão “Windows”.
Os analisadores da qualidade de energia elétrica são a base de qualquer
sistema de monitoração de qualidade de energia e devem cumprir requisitos
específicos para o correto monitoramento. Medidores convencionais baseados
na freqüência 60 Hz, não são aplicáveis em circuitos com cargas não lineares.
Para a obtenção dos benefícios esperados por um sistema de monitoramento,
devem ser atendidos os seguintes pontos:
Medições RMS verdadeiras incluindo até pelo menos a 50ª harmônica,
onde é interessante realizar a comparação entre os valores RMS
verdadeiro versus fundamental;
Inclusão de novas grandezas - medidas que tradicionalmente não eram
especificadas e utilizadas nas instalações elétricas, como distorção
harmônica, potência de distorção harmônica, fator K, fator de crista,
flutuação de tensão e desequilíbrios de tensão e corrente, devem ser
considerados para efeito da inspeção de recebimento da energia
elétrica;
Excelente precisão mesmo para condições de alta distorção harmônica
– imprescindível para realização de medições de energia para
faturamento e rateio de custos tanto para as concessionárias como para
as indústrias. Na seção seguinte será apresentado um tipo de sistema
de monitoração da QEE.
Considerações finais
Entre os equipamentos de medição da QEE estão os Registradores
Digitais de Pertubação, os quais agregam diversas funções adicionais entre as
quais está análise em campo ou em tempo “on line” através de um “software”.
Entre os exemplos de Registrador Digital de Perturbação estão os modelos
RQE III e o RP-IV da Reason [37], muito utilizados em linhas de transmissão
devido sua alta capacidade de processamento e aquisição de dados em campo
sem ser necessário retirar o “rack” do painel, além de manter os circuitos
energizados.
83
4.2.Sistema de Monitoramento
Um Sistema de Monitoramento da Qualidade de Energia Elétrica
(SMQEE) deve centralizar e estruturar adequadamente as informações
provenientes de vários pontos da instalação elétrica, obtendo-se informações
relevantes exatamente no instante em que os problemas ocorrem. Este sistema
deve ser formado por dispositivos eletrônicos inteligentes (IED’s) distribuídos
ao longo dos circuitos elétricos desde a alta até a baixa tensão, localizados em
pontos estratégicos. Tais dispositivos devem possuir alta capacidade de
processamento dos dados para satisfazer as exigências funcionais do sistema.
Este sistema deve compor vários dispositivos eletrônicos inteligentes
(IED’s), uma ou várias estações de trabalho remotas (microcomputadores),
programa computacional amigável e rede de comunicação. Sendo necessário
centralizar e estruturar as informações para que se possa interpretá-las com
relativa facilidade, em um sistema voltado para monitorar a qualidade da
energia. Desta maneira, é possível detectar e registrar ocorrências de
fenômenos de QEE tanto na rede da concessionária, quanto no próprio sistema
do usuário. Assim como, monitorar adequadamente o perfil de carga de um
determinado alimentador e sua participação no pico de demanda máxima,
registrar medições do consumo de energia de vários circuitos, bem como obter
tabelas de medidas de diversos tipos de grandezas elétricas para cada ponto
de interesse.
O SMQEE apresentado neste item serve de modelo para aquisição,
processamento e a disponibilização de informações relativas à qualidade de
energia. Os dados obtidos neste sistema de monitoramento são transmitidos
para um servidor de comunicação, formando uma massa de dados que é
processada e inserida em um Banco de Dados de Qualidade da Energia
Elétrica.
A partir da formação da base de dados, diversos mecanismos de
recuperação de dados são utilizados, a fim de filtrar informações, acelerando o
processo de análise da informação referente à QEE. Dentre os aplicativos que
compartilham a base de dados formada, destacam-se um sistema de cálculo
84
estocástico de afundamentos de tensão, um sistema especialista de QEE e
uma metodologia composta, basicamente, pela aquisição das informações dos
pontos de medição, pela verificação da compatibilidade e coerência dessas
informações e por tratamentos estatísticos das mesmas.
4.2.1. Descrição física do sistema
O gerenciamento da qualidade da energia elétrica requer o
monitoramento em pontos do sistema elétrico fisicamente distante.
Equipamentos monitores de QEE, monitorando os distúrbios de energia,
podem registrar uma grande quantidade de dados diariamente. Estes
equipamentos, geralmente, executam um pré-tratamento dos dados, a fim de
reduzir a quantidade de dados registrados. Os resultados do pré-tratamento
estatístico permitem fazer diagnósticos de avaliação da qualidade de energia
dos fenômenos englobados pelo sistema através de uma série de relatórios de
saída padronizados, agrupando as informações dos indicadores calculados, e
realizando agregações temporais e espaciais por meio de procedimentos que
possibilitam obter indicadores em concordância com a filosofia adotada pelo
[38].
O sistema em questão tem como importante característica a utilização
de diferentes técnicas de tratamento de dados. Sendo assim, verifica-se a
necessidade de registrar os dados sob um formato consistente que contemple
a diferentes protocolos de medição. Para atender a esta característica, com
fortes requisitos de transmissão de dados, definiu-se a topologia do sistema.
4.2.2. Topologia do sistema
Em uma visão macro da topologia, uma célula da rede é composta por
estações remotas (equipamentos de monitoramento) interligadas a uma
estação central formando uma topologia física conhecida como estrela (figuras
4.6 e 4.7).
85
Figura 4.6 – Topologia – célula de monitoramento [39].
Figura 4.7 – Detalhamento do núcleo da célula de monitoramento [39].
A comunicação entre o Servidor de Dados e os microcomputadores
clientes (figura 4.8) é feita via rede local. Sistemas servidores de dados que
utilizam redes locais permitem que os servidores interajam com clientes que
fazem solicitações de leitura e atualização de dados em unidades como
arquivos ou páginas.
Figura 4.8 – Topologia – Servidor de dados [39].
86
Esses arquivos podem ser gerados para cada ponto de medição ou para
um conjunto determinado de pontos, permitindo avaliar o comportamento de
uma determinada região específica ou de todo o sistema através de gráficos e
tabelas especificados. Dessa forma, eles constituem fontes de informações
úteis na determinação do desempenho dos pontos de um sistema elétrico
frente a cada um dos fenômenos avaliados, produzindo um diagnóstico preciso
tanto para cada um dos pontos monitorados, bem como para toda a rede
elétrica em análise; auxiliando também na ligação de novos consumidores com
processos industriais sensíveis, na mitigação de problemas oriundos dos
distúrbios provocados pelos fenômenos de qualidade de energia considerada,
e na averiguação da propagação das perturbações e da adequação dos
padrões propostos, fornecendo subsídios para balizar alguma proposta de
normalização dos valores de indicadores esperados para cada fenômeno.
No servidor de dados estão os sistemas SGQEE, SGVTCD e SEQEE:
Sistema de gerenciamento da QEE (SGQEE) - executa o pré-
tratamento dos dados monitorados, inserindo-os na base de dados, que
permite o acesso a todas as informações referentes ao monitoramento e seu
gerenciamento e executa o pós-tratamento dos dados, fornecendo diversos
tipos de relatórios.
Sistema de gerenciamento das VTCD (SGVTCD) - Permite estimar as
taxas de ocorrência das Variações de Tensão de Curta Duração (VTCD) a
partir do registro oscilográfico e resume-as pelo seu afundamento e duração,
para facilitar a análise das informações.
Sistema especialista de QEE (SEQEE) - utiliza técnicas de inteligência
artificial visando o estabelecimento de tendências e a identificação de padrões
de ocorrência nos dados armazenados. Neste sistema os fenômenos da QEE
(distorção harmônica, desequilíbrio de tensão e de corrente, “flicker” pst e plt,
interrupções e VTCD, em especial os afundamento de tensão) são resumidos
dia a dia por um valor estatístico no qual 95% das amostras estão abaixo deste
valor. Essas amostras são integralizadas a cada 10 minutos, exceto para as
amostras de flicker plt que são integralizadas a cada 2 horas.
87
4.2.3. Metodologia de Medição
A escolha do analisador de energia para realização das medições deve
está relacionada ao tipo de distúrbio a ser investigado, com a finalidade de
configurá-lo adequadamente. A modelagem das cargas deve ser feita, afim de
reproduzir os fenômenos encontrados na prática e mitigá-los por meio de
simulações computacionais (fluxo de carga harmônico). O tempo adequado e
suficiente para análise irá depender do tipo de distúrbio. O tratamento de dados
consome muito tempo, por mais qualificada e eficiente que seja a equipe, por
isso uma estratégia de tratamento de dados é a utilização de técnicas de “Data
Mining”.
O “Data Mining” é um conjunto de técnicas e ferramentas usadas para
identificar padrões (conhecimentos) embutidos em grandes massas de dados.
Não é uma tecnologia nova, mas sim um campo de pesquisa multidisciplinar
que envolve estatísticas, aprendizado de máquina, banco de dados, sistemas
especialistas, técnicas de visualização de dados, computação de alto
desempenho (figura 4.9)
Figura 4.9 – Assuntos envolvidos ao “Data Mining” [40].
Neste item será apresentado um tipo de metodologia. A exemplo da
coleta de dados a leitura será a intervalos de 10 minutos. Os valores de
distorções harmônicas e desequilíbrios de tensão e de corrente deverão ser a
intervalos de leitura de 10 minutos. Além desses parâmetros, o equipamento
88
também deverá registra os valores de flutuação de tensão de curta duração
(Pst) e flutuação de tensão de longa duração (Plt) referentes ao efeito flicker.
Estes registros são trabalhados por um aplicativo que fornece como
resultado, os valores dos indicadores de distorções, desequilíbrios e flicker
diários e semanais com probabilidades de 5%, 50%, 95%, 99% e 100%. Além
destes valores, o programa também disponibiliza os valores máximos dos
indicadores relativos ao período de uma semana, um mês e um ano. Os
indicadores de desempenho dos locais medidos são obtidos para os
fenômenos de desequilíbrios de tensão, distorção harmônica de tensão e efeito
flicker, para um dia e para uma semana.
Quanto à metodologia de medição destes fenômenos, tem-se que, no
caso da VTCD, o monitoramento é contínuo, considerando-se que é aleatória
sua ocorrência e o registro deve ser feito sempre quando este surgir. Já com
relação às distorções harmônicas, a medição é feita periodicamente, conforme
metodologias propostas por padrões nacionais e internacionais, ou
eventualmente, quando determinados componentes harmônicos atingem
valores superiores a limites previamente definidos. Para os demais fenômenos
citados neste item a medição é contínua.
O equipamento necessário para o monitoramento deve atender aos
requisitos do sistema proposto, devendo permitir/possuir, dentre outras, as
seguintes características:
Taxa de amostragem: 128 amostras por ciclo (mínimo).
Número de canais:
Tensão: 4 (3 fases – 1 neutro);
Corrente: 4 (3 fases – 1 neutro).
Precisão:
Tensão: 0,5 % fim de escala / 1% típico;
Corrente: 0,5 % fim de escala / 1% típico.
Resolução: 14 bits.
Ativação de Registro:
Registros contínuos: de Harmônicos e valores médios
quadráticos;
89
Registros eventuais (“on trigger”) de VTCD.
Autonomia:
Autonomia de registro mínima para 24 horas de registros
contínuos de ciclos de forma de onda, a 8 ciclos consecutivos a
cada 3 segundos à taxa de amostragem de 128 pontos por ciclo.
Comunicação:
Serial;
Paralela;
Transmissão via linha telefônica comutada.
Interface:
Ajuste do instrumento;
Programação de transmissão;
Ajuste do relógio dos equipamentos (sincronização);
4.2.4. Transmissão de Dados
A capacidade de armazenamento e transmissão de dados dos
equipamentos monitores é dimensionada considerando o número de
equipamentos de uma célula da rede de monitoramento e a expectativa de uma
determinada taxa de registro de dados.
Tipicamente, vários instrumentos devem compor uma célula de
monitoramento (figuras 4.6 e 4.7), sendo radialmente conectados a uma
máquina central, que deve gerir a comunicação da célula. A conexão dos
equipamentos à máquina central utiliza uma linha telefônica comutada,
disponível nos pontos de monitoramento.
Para uma estimativa da quantidade de bytes/hora gerados por
equipamento de monitoramento, consideram-se as metodologias de medição
de harmônicos, propostas em padrões nacionais e internacionais. A quantidade
de dados gerados das medições de harmônicos determina os requisitos de
transmissão de dados, pois é muito superior à quantidade de dados relativa às
VTCD.
Considerando o registro dos dados referentes à medição de harmônicos,
para um equipamento monitor, com oito canais de medição, durante uma hora,
90
registrando oito ciclos por segundo e ainda considerando quatro bytes para
cada amostra e quatro bytes para uma estampa de tempo (descrição da
data/hora inicial de cada ciclo) tem-se:
(128 amostras× 4 bytes ) ×8 ciclos ×3600seg×8 canais +
(4 bytes (estampa de tempo)×3600 amostras )
≅117,98 Mbytes/hora (4.1)
A definição da tecnologia de transmissão a ser utilizada é função do
número de equipamentos monitores em cada célula de monitoramento e da
especificação do servidor de comunicação, mais especificamente do número
de canais de comunicação neste servidor.
4.2.5. Sistema de Gerenciamento
O sistema de gerenciamento deve ser capaz de suportar uma
quantidade ilimitada de estações de trabalho (microcomputadores) e utilizar
uma LAN (“Local Area Network”) ou WAN (“Wide Area Network”) de alta
velocidade. Cada plataforma computacional conectada a LAN / WAN deverá ter
igual acesso às informações fornecidas pelos IED’s ao longo da instalação,
para se obter de forma centralizada os valores de medição das grandezas
elétricas, registro de eventos e de dados analógicos, alarmes, visualização das
formas de onda, etc.
Cada estação de trabalho deverá ser independente das outras, com seu
próprio programa, de forma a permitir que os usuários recolham as informações
de acordo com suas necessidades. Deve ser possível operar em um ambiente
Cliente / Servidor de forma a permitir repartição dos dados e sua visualização
em qualquer plataforma computacional da rede, onde cada um possa ter
acesso a todas informações existentes nos IED’s. A tela de uma típica IHM
(Interface Homem Máquina) do sistema de gerenciamento deve fornecer a
visualização fácil e prática das grandezas medidas e registradas, divididas de
acordo com classificação da [2].
91
4.3.Análise e apresentação de medições
Conforme já apresentado neste capítulo, os instrumentos de medição de
QEE devem ter capacidade de monitoramento contínuo de fenômenos. Para
tanto, é imprescindível que haja recursos de visualização de formas de onda e
gráficos para análise dos problemas. Estas podem ser solicitadas pelo
operador de um SMQEE (via programa computacional aplicativo) ou em
resposta a uma condição de alarme detectada pelo próprio instrumento de
medição ou ainda por um disparo externo. Neste item serão apresentados
alguns exemplos de diferentes instrumentos de medição e programas, assim
como as análises dos mesmos.
A figura 4.10 mostra o gráfico gerado por um multimedidor (equipamento
de medição de QEE) durante um afundamento de tensão monofásico
monitorado. São mostradas as tensões e correntes nas três fases, desta
maneira é possível notar que o afundamento em questão ocasionou o
desligamento da carga, pois as correntes foram à zero.
Figura 4.10– Afundamento de tensão registrado por um medidor nas 3 fases
[38].
O usuário pode definir o número de ciclos a serem armazenados antes e
depois do disparo e o multimedidor deve ser capaz de enviar através da rede
de comunicação para a estação central, para posterior análise. Em relação à
variação de tensão de curta duração, deve-se capturar e registrar formas de
onda de pelo menos 60 ciclos com resolução de 64 amostras por ciclo
simultaneamente em todos os canais de corrente e tensão.
92
Figura 4.11 – Interrupção de tensão registrada por um programa de QEE [41].
Figura 4.12 – Sobretensão registrado por um programa de QEE [41].
As magnitudes em RMS de cada canal são continuamente monitoradas
e assim utilizadas para detectar estas condições de VTCD como os “Sag” e
“Swell”.
Na figura 4.13 são apresentados os resultados e análises das medições
do desequilíbrio de tensão em regime permanente feitas no período de
monitoramento de uma subestação. Nesta é ilustrado o histograma com
distribuições aproximadamente normais e valores máximos abaixo de 2% como
pode ser observado.
93
Figura 4.13 – Espectro de desequilíbrio de tensão de uma subestação [8].
Na Figura 4.14 é apresentado um exemplo do ambiente gráfico de um
programa de monitoramento que tem como principais objetivos, dar ordem ao
módulo microcontrolador para iniciar a aquisição de dados a cada 2,5s (este
tempo pode ser alterado), determinar e apresentar os valores de tensão,
corrente, potência ativa, fator de potência, fatores de pico de tensão e da
corrente e taxas de distorção harmônica.
Figura 4.14 – Ambiente gráfico do programa [42].
A seguir (figura 4.15 e figura 4.16) serão apresentados as formas de
onda e os espectros harmônicos da tensão e corrente registradas pelo
94
programa, para o ensaio de um motor de indução em vazio através de um
autotransformador, para permitir um arranque suave regulando assim a
velocidade e a corrente.
Figura 4.15 – Distorção harmônica registrada no motor de indução a vazio [42].
Figura 4.16 – Espectros harmônicos da tensão e da corrente obtidos para o
motor a vazio [42].
A figura 4.17 ilustra um caso de Distorção Harmônica Total (DHT) da
tensão e da corrente em uma sala de radiologia.
95
Figura 4.17 – Perfil de DHT de tensão e corrente por fase no transformador do
setor de radiologia de um hospital [30].
Tais fenômenos têm se tornado cada vez mais freqüentes em
instalações elétricas de plantas industriais. Assim, é possível diagnosticar
problemas nos equipamentos, identificar áreas vulneráveis e finalmente tomar
ações corretivas.
Ademais, após uma interrupção ou desligamento do sistema de energia
elétrica, seria extremamente difícil determinar as causas do distúrbio,
principalmente se forem originadas em circuitos remotos (outros pontos da
instalação ou na rede da concessionária – figura 4.18), sem a existência de um
SMQEE.
Figura 4.18– Afundamento de tensão em uma Indústria (ponto B) [43].
96
A capacidade de monitoramento de distúrbios dos multimedidores pode
ser usada para [43]:
Identificar interrupções, afundamentos e elevações de tensão,
subtensões e sobretensões para posterior avaliação;
Comparar a sensibilidade de equipamentos instalados no sistema de
energia com as referidas normas;
Distinguir entre falha de um equipamento e problemas no sistema
elétrico;
Diagnosticar eventos misteriosos, tais como, falhas em equipamentos,
desligamento de contatores, etc.
Auxiliar na determinação da causa do problema (usuário ou
concessionária);
Desenvolver soluções para os problemas de sensibilidade de tensão;
Distinguir precisamente uma condição de interrupção da energia de uma
condição de afundamento de tensão;
Fornecer dados na especificação de equipamentos;
Discutir a filosofia dos ajustes das proteções da concessionária;
Justificar aquisição de equipamentos condicionadores de energia.
O SMQEE completo deve ser composto por conjuntos de dispositivos
eletrônicos inteligentes e não apenas de multimedidores. A combinação dos
multimedidores com os IED’s do sistema permite o monitoramento de todos os
pontos do mesmo.
A integração de medidores e relés de proteção permite associar algumas
perturbações com a atuação do sistema de proteção. Por exemplo, é possível
associar um afundamento de tensão devido a um curto-circuito na rede da
concessionária com a queima de um motor na baixa tensão, caso tenham
ocorrido no mesmo instante de tempo.
Os relés de proteção também possuem funções de monitoramento de
grandezas e particularidades específicas para cada equipamento, contribuindo
assim para o monitoramento da QEE do sistema.
97
Por exemplo, para a proteção de alimentadores em geral, o relé é capaz
de realizar o monitoramento do sistema de alimentação auxiliar CC, fornecendo
alarme para subtensão ou sobretensão CC. Também monitora o disjuntor,
verificando o desgaste dos contatos por pólo, bem como as bobinas deste
equipamento.
Para um transformador de potência, admite-se que o próprio relé
diferencial também realize monitoramento térmico, monitore o fator de
envelhecimento e perda de vida útil do transformador.
Para um motor de indução trifásico, um relé de proteção avançado pode
agregar funções indiretamente relacionadas à QEE como, por exemplo,
relatórios de tendências incluindo capacidade térmica, perfil de carga, tensão
média e recursos de oscilografia. Para geradores, o relé realiza o
monitoramento térmico.
A tabela 4.1 mostra um resumo com os tipos de IED’s que auxiliam no
monitoramento dos principais problemas que envolvem QEE nos equipamentos
dos sistemas elétricos.
Tabela 4.1 – Resumo dos fenômenos e equipamentos com os respectivos
responsáveis pelo monitoramento [38].
Distúrbio / Equipamento Monitorado IED responsável pelo monitoramento
VTCD – Variação de Tensão de Curta Duração Multimedidor
VTLD – Variações de Tensão de Longa Duração Multimedidor
Grandezas em Regime Permanente Multimedidor
Circuitos secundários dos TP’s e TC’s Relés de proteção/Multimedidor
Transformadores, Disjuntores, Motores, Geradores Relés de proteção/Multimedidor
Serviços auxiliares:
Banco de baterias, retificador, trafo auxiliar
Relés de proteção
Processador I/O
Cálculo e integralização dos Índices de QEE
(Conforme ANEEL):
DHT, flicker, Desequilíbrio, etc.
Multimedidor/Plataformas Computacionais IHM
Outro importante IED de um SMQEE é a plataforma computacional
central, na qual se realiza concentração, cálculos e manipulação dos dados de
todos IED’s do sistema. Esta plataforma é responsável também pela interface
com o programa computacional aplicativo do SMQEE.
98
Capítulo 5
Programas de Monitoração da
Qualidade de Energia Elétrica
Procure ser um homem de valor, em vez de ser um homem de sucesso.
Albert Einstein
5.1.Experiência Internacional
5.1.1. Experiência Canadense
A “Canadian Electrical Association” - CEA realizou uma pesquisa
durante três anos no Canadá, contando com a participação de 22
concessionárias de energia elétrica em todo o país, representando nove das 10
províncias e um dos dois territórios, totalizando um número de 550 sítios
distribuídos entre consumidores industriais, comerciais e residenciais.
Esperava-se que até o final do programa, 720 locais fossem
monitorados. Cada sítio foi monitorado por um período de 25 dias.
Aproximadamente 10% dos sítios foram monitorados na tensão primária, a fim
de que se obtivesse uma indicação da característica da qualidade de energia
elétrica dos sistemas de distribuição que alimentavam os referidos
consumidores. Os principais objetivos buscados foram: obter uma indicação do
nível da qualidade de energia que existia no Canadá; obter dados relacionados
com a qualidade de energia existente para satisfazer algumas das
necessidades imediatas das concessionárias canadenses; formar uma base de
dados para subsidiar futuras pesquisas de outras concessionárias ou
organizações que por sua vez viessem a usar diferentes protocolos de medição
e metodologia; familiarizar as concessionárias integrantes da CEA com os
Registradores Digitais de Perturbação (RDP) de qualidade de energia elétrica e
com trabalhos de medição e aquisição destes dados.
99
Os RDP básicos de medição foram escolhidos para medir perturbações
transitórias e tensões em regime permanente. Foram usados o BMI 2460 de
dois canais e o BMI 4800 de quatro canais. Não foi possível realizar uma
medição de distorção harmônica contínua com nenhum dos RDP avaliados. O
requisito para esses RDP foi, portanto, reduzido para poucos “instantâneos” de
harmônicos, onde tais aquisições tiveram que ser inicializadas manualmente.
Devido à grande quantidade de dados coletados, e por não ser muito
prática a apresentação das “plotagens” de cada distúrbio de tensão e cada
sumário de tensão diário registrado durante um mês em cada sítio, tornou-se
necessária a implementação de programas especiais para fazer a análise dos
dados registrados pelos diversos RDP. Esses programas fariam um tratamento
estatístico dos dados gravados nos discos, emitindo relatórios de alguns itens
abordados pela qualidade de energia elétrica.
Resultados
A seguir serão apresentados os resultados da pesquisa realizada pela
CEA enfocando as Variações de Tensão de Curta Duração - VTCD em grupos de
consumidores industriais, comerciais e residenciais:
Grupo de Consumidores Industriais
O número médio de VTCD por fase por mês para clientes industriais
monitorados em níveis de tensão de serviço está mostrado na figura 5.1. É
importante notar que um significativo número de sítios (28%) não sofreu VTCD
durante o período de monitoraçao.
100
Figura 5.1- Porcentagem de sítios versus número médio de VTCD por fase por mês por
sítio em consumidores industriais em níveis de tensão de serviço [8].
O número médio de VTCD por mês por fase por sítio monitorado para os
clientes industriais em níveis de tensão de serviço foi 38. O valor médio tendeu a
subir devido a influência significativa de vários sítios com alta freqüência de
ocorrência de VTCD.
O número médio de VTCD por fase por mês por sítio (aproximadamente
4) para clientes industriais monitorados em níveis de tensão primária é mostrado
na figura 5.2. Do ponto de vista da concessionária de distribuição, um
significativo número de sítios (31%) não sofreu VTCD.
Figura 5.2 - Porcentagem de sítios versus número médio de VTCD por fase por mês por
sítio em consumidores industriais monitorados em nível de tensão primária [8].
A percentagem acumulada dos sítios onde o número de VTCD é menor ou
igual a um valor especificado para monitoraçao primário e secundário dos
clientes está mostrado na figura 5.3.
101
Figura 5.3 - Porcentagem cumulativa de VTCD versus o número médio de VTCD por
fase por mês por sítio[8].
O número médio de VTCD monitorados em níveis de tensão primárias foi
significativamente maior que aqueles ocorridos em níveis de tensão secundária.
85% dos sítios sofreu uma média de 10 - 20 VTCD para nível de tensão de
utilização e uma média de 5 - 6 VTCD em seu primário, indicando que a origem
da maioria dos VTCD é provavelmente nos níveis de tensão de utilização para
consumidores industriais. Baseado-se nesses valores médios, observou-se
claramente, que o número de VTCD ocorridos nas instalações industriais é
significativamente maior (38 comparado com a média de 4 VTCD por mês
por fase) que os ocorridos na alimentação primária desses consumidores.
Grupo de Clientes Comerciais
O número médio de VTCD por fase por mês para consumidores
comerciais monitorados em 120/208 V e 347/600 V é mostrado nas figura 5.4 e
figura 5.5, respectivamente. É importante notar que um número significativo de
sítios comerciais não sofreu VTCD durante o período de monitoração
(aproximadamente 23% para os sítios monitorados em 120/208 V e 28% para os
sítios monitorados em 347/600 V). Os sítios comerciais monitorados em
120/208V tiveram mais sítios com uma alta freqüência de VTCD que os sítios
comerciais monitorados em 347/600 V.
102
Figura 5.4 - Porcentagem de sítios versus número médio de VTCD por fase por mês por
sítio em 120/208 V [8].
Figura 5.5 - Porcentagem de sítios versus número médio de VTCD por fase por mês por
sítio em 347/600 V [8].
O número médio de VTCD por fase por mês por sítio para clientes
comerciais monitorados no nível de tensão primária está mostrado na figura
5.6. Do ponto de vista da concessionária de distribuição, um número
significativo de sítios (aproximadamente 31%) não sofreu VTCD no seu
primário durante a monitoração.
103
Figura 5.6 - Porcentagem de sítios versus número médio de VTCD por fase por mês
por sítio em consumidores comerciais monitorados no nível de tensão primária [8].
A percentagem acumulada de sítios onde o número de VTCD é menor ou
igual ao valor especificado para o primário e secundário em clientes comerciais
monitorados está mostrada na figura 5.7.
Figura 5.7 - Porcentagem cumulativa de VTCD versus o número médio VTCD por fase
por mês por sítio [8].
O número médio de VTCD monitorados na tensão de utilização de
120/208 V foi maior que os ocorridos no primário (70% de sítios sofreu 2-3
VTCD no seu secundário e apenas 1-2 VTCD, no seu primário). É importante
notar que a monitoração do primário e do secundário foram conduzidas
independentemente e não houve simultaneidade.
104
Variação de Tensão de Curta Duração
Incidente
A Variação de Tensão de Curta Duração Incidente foi definida nesta
pesquisa, como a ocorrência de uma VTCD em uma ou mais fases dentro de
um intervalo bem pequeno, por exemplo, um segundo. O número de VTCD
seria igual ao número de fases que experimentaram um VTCD. Existem várias
maneiras de apresentar estatísticas de VTCD de um sítio, algumas delas
podem levar a uma grande confusão.
Na tabela 5.1 estão apresentados os resultados de um caso real
estudado durante a pesquisa que ilustra o conceito de VTCD incidente e sua
correlação com o número total de VTCD ocorrido. Neste estudo verificou-se
que quando o nível de tensão ficava abaixo de 90% do valor base para uma
planta particular por mais de 0.1 s em uma ou mais fases, as plantas com
controle automático sofriam interrupção. Foi feito um acompanhamento da
planta por um período de um mês.
Tabela 5.1: Resultados de um caso real para ilustrar o conceito de VTCD incidente [8].
Incidência VTCD Dia Tempo Fase Tensão (%) Duração
11 11
01:17:23:66
3 81 3.00 E-01
2 1101:17:23:7
22 74 3.00 E-01
2 3 1120:14:38:6
32 90 1.00 E-01
3 4 1215:13:12:0
01 92 1.00 E-01
45 13
21:53:21:46
2 88 2.00 E-01
6 1321:53:21:4
93 89 1.00 E-01
57 14
23:38:38:14
1 89 2.00 E-01
8 1423:38:38:1
52 90 1.00 E-01
6 9 1401:19:13:0
11 90 2.00 E-01
7 10 14 02:04:09:78
1 89 2.00 E-01
105
11 1402:04:09:9
62 90 1.00 E-01
12 1402:04:09:8
73 91 1.00 E-01
Embora tenha havido o registro de 17 VTCD durante o mês de
monitoração, os reponsáveis pela planta afirmaram que esse valor foi muito
alto. Pode-se concluir que há uma necessidade de se definir melhor a incidência
de VTCD em um sítio, devido a dificuldade na interpretação do número total de
VTCD.
As VTCD podem ocorrer em combinações, dentro de um pequeno
intervalo de tempo. Para um sistema trifásico, existem sete combinações de
VTCD possíveis, ou seja: na fase 1, fase 2, fase 3, em ambas fases 1 e 2, em
ambas fases 2 e 3, em ambas fases 3 e 1, e em todas as fases. Se uma VTCD
ocorre em duas ou mais fases quase simultaneamente, então o número total
de VTCD ocorrido seria igual ao número de fases afetadas, mas o número de
VTCD incidente seria um.
Como pode ser visto na tabela 5.1, oito VTCD interromperam a planta
com controle automático, ou seja os VTCD números 1, 2 ,5, 6, 7, 10,13 e 16.
Entretanto, no relatório de saídas por mês da planta foram registradas apenas
cinco saídas. Isto foi devido a que quando duas ou mais VTCD com
características que possam interromper o sistema ocorreram dentro de um
pequeno intervalo de tempo, apenas uma interrupção foi verificada na planta.
O programa de monitoração apresentou a seguinte estatística de VTCD
para um mês:
Número total de VTCD = 17;
Número total de VTCD por fase =5,67;
Número total de VTCD incidente = 9 (assumindo a VTCD na fase
ocorrendo dentro de 1 s);
Número total de VTCD capazes de gerar interrupções = 8;
Número total de VTCD incidentes capazes de gerar interrupções = 5
(número de saídas da planta);
Verificou-se também que existe uma pequena correlação entre o número
total de VTCD registrados em um sítio e o número total de VTCD de tensão
106
incidente. Por exemplo, se 10 - 12 VTCD ocorrem em um sítio, então 50% ou
60% ou 73% ou 82% ou 100% dessas VTCD resultaram em VTCD de tensão
incidentes.
Frequência de VTCD em Fases Individual e
Múltiplas
Um interessante questionamento levantado durante a pesquisa realizada
pela CEA foi se uma determinada fase é mais sujeita a VTCD de tensão que as
outras, ou se há uma incidência distribuída uniformemente. Por exemplo, foi
verificado que muitos dos equipamentos que sofriam um significativo número
de interrupções, após serem remanejados para outras fases, ficavam menos
susceptíveis a VTCD.
Verificou-se também que, para determinados sítios, a ocorrência de
múltiplas VTCD, particularmente em duas fases, pareceram ser o modo
dominante de incidência enquanto que em outros houve uma maior
susceptibilidade a VTCD monofásicos. Portanto, cada sítio exibiu um padrão
único de VTCD. Logo, pode-se concluir que a ocorrência de VTCD em geral não
é uniformemente distribuída, e o número médio de VTCD pode ser enganoso
quando as estimativas são baseadas em um curto período de monitoramento.
5.1.2. Experiência Americana
Nos Estados Unidos, devido ao crescente interesse por parte das
concessionárias e consumidores de energia elétrica, o “Electric Power
Research Institute- EPRI” conduziu, em 1992, uma pesquisa (“EPRI Research
Project 3098-1, An Assessment of Distribution Power Quality”), a fim de avaliar
a qualidade de energia em alimentadores de distribuição de diversas
concessionárias de energia elétrica americanas.
107
A pesquisa foi realizada em um período de dois anos. Para tanto foram
monitorados 300 sítios em 100 alimentadores distribuídos entre as 24
concessionárias associadas ao EPRI, em diferentes localizações agregando,
assim, prática operacional bem diversificada ao estudo.
Os principais objetivos buscados na pesquisa foram: efetuar
monitoramento e simulação de fenômenos relacionados com qualidade de
energia em sistemas de distribuição; avaliar a qualidade de energia em
alimentadores de distribuição; criar uma base de dados com validade
estatística de vários fenômenos relacionados com a qualidade de energia
elétrica em sistemas de distribuição; comparar os resultados obtidos com
dados anteriores.
O Registrador Digital de Perturbação (RDP) escolhido para realizar a
captura dos fenômenos exigidos para execução do projeto foi “PQ Node”.
Resultados
Monitoração de Harmônicos
Os RDP foram ajustados para capturar tensões e correntes trifásicas
em estado permanente a cada meia hora. A figura 5.8 mostra um histograma
de uma amostra com mil medições de DHT de tensão, feitas em um VTCD
durante três semanas.
Figura 5.8 - Histograma da DHTV de umas três semanas de monitoração [8].
108
Monitoração de VTCD
A figura 5.9 mostra o histograma das interrupções e a taxa de VTCD que
foram registradas pelos instrumentos instalados pelo EPRI para o
desenvolvimento da pesquisa. Neste histograma estão representados apenas os
afundamentos momentâneos de tensão; as elevações momentâneas de tensão
não foram consideradas.
Figura 5.9 - Histograma das interrupções e o total de VTCD [8].
Com relação a monitoração de VTCD, as principais conclusões foram:
A maioria dos VTCD tiveram uma magnitude de cerca de 80% e
duração de 4-10 ciclos;
Cerca de 42% de todos VTCD medidos ocorreram fora da tolerância
CBEMA;
Descargas atmosféricas em alimentadores parece ter sido a mais
importante causa de VTCD;
O comprimento dos alimentadores tiveram pouca correlação com a taxa
de incidência de VTCD de tensão em um dado ponto no alimentador;
Outras Constatações
Algumas constatações foram feitas com relação a eventos individuais
que começam a se tornar relevantes no que diz respeito a qualidade de energia
elétrica. Um deles é o chaveamento de banco de capacitores, uma operação
comum que ocorre diariamente em muitos sistemas de distribuições.
109
Este tipo de operação causa uma oscilação que normalmente não afeta
os equipamentos anexados ao sistema de potência. Contudo, o fato das cargas
tornarem-se cada vez mais sensíveis, a má operação destas pode tornar-se
mais comum, principalmente em sistemas industriais, os quais possuem
capacitores aplicados na correção de fator de potência. Uma extensão do
projeto “EPRI Research Project 3098-1” planejava incluir monitoramento no lado
do clientes que permitirá a observação desse fenômeno.
Outro evento considerado na pesquisa e que ocorre em sistemas de
potência com muita regularidade, embora não intencionalmente, são as faltas.
As faltas têm muitas causas tais como descargas atmosféricas, queda de
galhos de árvores, atividade de animais, falha de equipamentos, etc. A
maioria das faltas são monofásicas e transitórias.
Durante a ocorrência da falta verifica-se uma queda na tensão do
alimentador. Isto é seguido pela perda completa da tensão no alimentador
devido a atuação de um dispositivo de proteçao como resultado da falta. A tensão
nos alimentadores paralelos voltam ao normal após o dispositivo de proteçao
eliminar a falta. Se a falta for temporária, e religadores são usados na proteção, o
alimentador sob falta será restabelecido após o religamento.
Com relação a atuação dos dispositivos de proteçao aplicados na
distribuição, foram verificados três grupos principais de durações para VTCD, que
são 2 - 4, 30 e 120 ciclos que podem ser vistos na figura 5.10. O grupo de
duração de 2 - 4 ciclos é representativo de dispositivos de proteçao, usados
em sistemas de distribuição que têm seus tempos de atuação dessa ordem, já
que esses dispositivos são ajustados para eliminar a falta tão rápido quanto
possível.
110
Figura 5.10 - Histograma das durações dos VTCD e “swells” [8].
O grupo de duração de 30 ciclos foi verificado em alimentadores que
possuíam religadores. Se uma falta acontecer, a tensão irá para zero após o
disjuntor abrir e então será religado. O tempo mais rápido para estes
dispositivos é cerca de 30 ciclos. Alguns dos alimentadores devido a
coordenação da proteçao o retardo de “trip” são tipicamente ajustado para 0,5
segundos, resultando em distúrbios registrados com duração de cerca de 30
ciclos.
Com relação a fenômenos de alta frequência o “PQNode” foi usado para
detectar transientes induzidos por descargas atmosféricas nos sistemas de
distribuição. A precisão das medidas de alta freqüência foi colocada sob
suspeita devido às características dos transdutores usados.
5.1.3. Experiência Espanhola
Na Espanha, a IBERDROLA, juntamente com o Departamento de
Engenharia Elétrica da Universidade Politécnica de Valência, iniciou em 1990,
um projeto denominado “Estudo das interrupções de curta duração da rede
espanhola e métodos para minimizar seus efeitos” [8]. O projeto pretendia
encontrar e analisar as causas das perturbações e também definir áreas
geográficas e setores relevantes do mercado no que diz respeito à qualidade
de energia elétrica, para posteriores e mais amplas pesquisas.
O principal objetivo buscado no projeto foi o desenvolvimento de
métodos que permitissem uma redução das perdas financeiras, técnicas e
111
sociais imposta às distribuidoras e aos usuários, causadas por fornecimento de
energia elétrica com qualidade inadequada.
Inicialmente o projeto foi desenvolvido em uma região industrializada,
onde predominavam indústrias de cerâmica, embora outras atividades fossem
abordadas no projeto, tais como, indústria química, indústria de papel e
hospitais. Outras atividades seriam contempladas em fases posteriores do
projeto.
Após uma fase de testes em laboratório, que permitiu a reprodução e
registro de diferentes perturbações, a fim de que fossem comparadas com os
registros dos RDP sob teste, chegou-se à conclusão de que os RDP mais
apropriados para o projeto seriam os RDP “Dranetz” (modelos 657 e 658) e
BMI (modelos 8800 e “PQ Node”).
Resultados
Na fase preliminar do projeto foram visitadas 71 indústrias de diferentes
atividades, verificando-se problemas causados pela incidência de subtensões
os quais a seguir são enumerados por setor produtivo:
Indústrias de cerâmica
As perturbações causavam o desligamento do “queimador” resultando
em perda de produção e perda de tempo de aproximadamente meia hora para
o restabelecimento dos processos normais. Com o resultado da inspeção visual
detectou-se possíveis elementos perturbadores tais como: moinhos, motores de
prensas, motores de velocidade variáveis alimentados por conversores
eletrônicos de freqüência, ligação abrupta de carga, bancos de capacitores,
aterramentos defeituosos e cargas desbalanceadas.
Fábrica de esmalte e pigmento
112
As perturbações provocavam a desconexão do queimador implicando
na perda da qualidade do produto. Foram também observadas partidas e
inversões repetitivas nos processos de trituração, os quais produziam picos de
corrente e subtensões transitórias.
Fábricas de piso e revestimentos
Verificou-se, além da abertura da válvula elétrica principal e
subsequente parada do queimador, a parada dos ventiladores de exaustão e da
série de rolos, com conseqüência imediata de perda na qualidade do produto.
Fábrica de essências aromáticas
Verificou-se a possibilidade de alto risco de explosão devido às paradas
aleatórias.
Tecelagem e fábricas de meias
As perturbações provocavam a parada do processo que utilizava
diferentes níveis de automação com emprego de CLPs, mal funcionamento do
acionamento eletrônico de velocidade variável para máquinas de corrente
contínua e conversores de freqüência para máquinas assíncronas, e ainda
produziam a parada de várias máquinas provocando perda de controle e
rompimento de fio.
Fiação e tingimento de algodão
Quebra do fio durante a fiação. Durante o tingimento, as paradas
indesejáveis causavam uma exposição excessiva a soda cáustica e às tinturas,
implicando na perda da qualidade do produto. Com o resultado da inspeção
visual detectou-se possíveis elementos perturbadores tais como: compressores
de ar, acionamento eletrônico de máquinas de corrente contínua e conversores
de frequência.
113
Indústrias de papel
Muitas perturbações causavam atuações das proteções principalmente
em indústrias que utilizavam cogeração. No caso de indústria sem cogeração,
verificou-se uma grande incidência de paradas nos rolos acionados por controle
eletrônico. Com o resultado da inspeção visual foram detectados possíveis
elementos perturbadores tais como: acionamentos de máquinas com
corrente de partidas muito altas, cargas não lineares como retificadores e
conversores de freqüência, manutenção inadequada dos aterramentos e cargas
desbalanceadas.
Indústria de plástico
Parada das injetoras devido ao controle automático e os acionamentos e
ajustes eletrônicos das máquinas de corrente contínua.
Indústria de móveis
Perda de qualidade devido a interrupções na fase de colagem e de
envernizamento.
Materiais de construção
As perturbações provocavam paradas durante a moagem provocando a
perda da batelada. Adicionalmente, verificou-se parada no controle eletrônico
do processo implicando na perda da qualidade final do produto.
Hospitais
Encontrou-se erros em resultados de exames clínicos feitos com
equipamentos de alta tecnologia.
5.2.Experiência Nacional
114
5.2.1. Programa de Monitoração da COELCE
A COELCE, assumindo posição de vanguarda no setor elétrico nacional,
desde 1996, juntamente com outras empresas e instituições de pesquisa, tem
desenvolvido atividades de investigação da Qualidade de Energia Elétrica em
sua área de concessão.
Buscando uma maior segurança no atendimento às exigências da [13], a
COELCE prioriza o desenvolvimento de projetos voltados para a melhoria da
qualidade da energia fornecida aos seus clientes, que ao longo dos anos vem
mudando sensivelmente o seu perfil de consumo e necessidade por energia
mais limpa e ininterrupta. A alteração do perfil das cargas industriais,
comerciais e até residenciais, que agora contém componentes eletrônicos,
contribuem para o aumento da poluição do sistema elétrico, pois injetam
harmônicos no sistema, tornando necessário o acompanhamento da evolução
deste fenômeno e a proposição de ações corretivas e preventivas.
Devido ao impacto deste tema no principal produto fornecido pela
COELCE, o desenvolvimento de tecnologias para a melhoria da qualidade e
confiabilidade no fornecimento de energia elétrica recebe atenção especial nos
investimentos em pesquisa e desenvolvimento (P&D) e no programa de
monitoração.
Metodologia de Análise
O programa da COELCE é composto por RDP do tipo ACM 3720 do
fabricante canadense “Power Electronic Measurements LTD”. O ACM 3720 tem
capacidade de registro e análise dos principais itêns de qualidade de energia
além de agregar algumas funções de controle. Utiliza o programa Pegasys 2.0
para processamento de informação em tempo real.
No programa da COELCE foram instalados oito RDP em pontos do seu
sistema de distribuição, visando monitorar tanto a qualidade da energia
entregue pela Companhia Hidro Elétrica do São Francisco (CHESF), como
avaliar a qualidade da energia fornecida aos seus clientes [8].
115
A figura 5.11 mostra a forma de integração utilizada entre o 3720 ACM e
a Estação Mestre prevista no programa.
Figura 5.11 – Ligação do 3720 ACM à Estação mestra via “MODEM” e Rede
Telefônica [8].
As informações de tensão e corrente para os RDP foram fornecidas
através do uso de transformadores de potencial e corrente, instalados nos
barramentos de 69 kV (em dois caso no barramento de 13,8 kV) das
subestações previamente escolhidas.
Os principais distúrbios de qualidade de energia elétrica monitorados e
avaliados no programa foram:
Flutuação de Tensão;
Desequilíbrio de Tensão;
Variações de Tensão de Curta Duração;
Harmônicos de Tensão;
Freqüência;
Fator de Potência.
As ferramentas computacionais utilizadas para simulação de curtos-
circuitos foram o ANAFAS e o ANAQUALI. O ANAFAS é um programa que se
destina a análise de faltas simultâneas em sistemas elétricos. Ele permite
simular vários tipos de defeitos, dentre eles: defeitos “shunt” ou série; defeitos
simultâneos; curtos-circuitos fase-terra, fase-fase, fase-fase-terra e trifásico e
faltas através de impedâncias.
O programa computacional ANAQUALI foi desenvolvido para ser
utilizado em estudos de qualidade de tensão. Com ele, podem ser
determinadas Áreas de Vulnerabilidade e número esperado de ocorrências de
afundamento de tensão em pontos do sistema que se deseje avaliar. Baseia-se
116
na simulação de faltas deslizantes aplicadas ao longo das linhas e nos
barramentos existentes dentro de uma área de influência pré-definida, com a
monitoração das tensões fase-neutro e/ou fase-fase no ponto monitorado.
Para se determinar as Áreas de Vulnerabilidade, foram selecionados
alguns parâmetros:
os tipos de defeito, as áreas elétricas/geográficas e os níveis de tensão;
tipo de tensão mínima na barra de interesse para caracterizar que houve
afundamento (fase-neutro, fase-fase ou todas as 6);
limite de tensão abaixo do qual caracteriza-se o afundamento de tensão;
localização, que define que pontos de simulação de curto-circuito serão
utilizados na formação da área de vulnerabilidade.
A modelagem do sistema, no programa ANAFAS, incluiu tanto o sistema
de transmissão Norte-Nordeste quanto o sistema da COELCE até o nível de
69 kV. Para o sistema de transmissão, foi utilizado o arquivo oficial do
Operador Nacional do Sistema (ONS), em formato ANAFAS, para o Sistema
Interligado Nacional, em sua configuração do mês de março de 2001, mantendo
coerência com o período de monitoração, que ocorreu entre março de 2001 e
julho de 2001. A modelagem do sistema da COELCE foi feita a partir dos
arquivos ANAFAS para o horizonte operacional das diversas regiões envolvidas,
sendo inseridos no arquivo do sistema Norte-Nordeste.
O programa de monitoração da COELCE foi então dividido em seis
etapas, a saber: definição dos pontos de monitoração; definição e aquisição dos
RDP; pesquisa de parâmetros de medida; instalação dos RDP; aquisição de
dados; e finalmente simulação/comparação dos dados de variação momentânea
de tensão.
Resultados
No programa foram monitorados sete sítios com previsão de ampliação
deste número em fases futuras. Procurou-se distribuir os RDP em pontos do
sistema considerados estratégicos em função da importância da carga e
também das características do sistema elétrico quanto aos fenômenos
117
relacionados com a qualidade de energia elétrica. Os sítios escolhidos possuem
as seguintes características:
Sítio 1 (SE Tauape – TAP): Subestação abaixadora 69
kV/13,8 kV localizada no bairro São João do Tauape no município de Fortaleza.
Essa subestação deriva do ponto de suprimento da CHESF que define o
Regional Delmiro Gouveia e tem uma potência instalada de 53,2 MVA. Dessa
subestação derivam linhas de transmissão na classe de 72,5 kV, que
alimentam cargas de grande importância dentre elas indústrias de alimentos,
indústria petroquímica e o maior bloco de carga comercial de Fortaleza. Foi
instalado um RDP no setor de 69 kV e outro no setor de 13,8 kV.
Sítio 2 (SE Aldeota – ADT): Subestação abaixadora 69
kV/13,8 kV localizada no bairro Aldeota no município de Fortaleza. Essa
subestação é alimentada por duas linhas de transmissão, que derivam da SE
Tauape e está contida no Regional Delmiro Gouveia da CHESF, com potência
instalada de 131,4 MVA. Dessa subestação derivam cargas residenciais e
comerciais de grande importância. Foi instalado um RDP no setor de 69 kV.
Sítio 3 (SE Presidente Kennedy – PSK): Subestação abaixadora localizada no bairro Presidente Kennedy no município
de Fortaleza. Essa subestação é alimentada por duas linhas de transmissão, que
derivam da SE Parangaba e está contida no Regional Fortaleza da CHESF,
com potência instalada de 51,6 MVA. Dessa subestação derivam cargas
residenciais, comerciais e industriais de grande importância. Foi instalado um
RDP no setor de 13,8 kV.
Sítio 4 (SE Distrito Industrial II – DID): Subestação abaixadora 69 kV/13,8 kV localizada no bairro Distrito Industrial
no município de Pajussara. Essa subestação deriva do ponto de suprimento
da CHESF que define o Regional Fortaleza e tem uma potência instalada de
53,2 MVA. Dessa subestação derivam linhas de transmissão na classe de 72,5
kV, que alimentam cargas industriais de grande porte. Foi instalado um RDP no
setor de 69 kV.
118
Sítio 5 (SE Parangaba – PGB): Subestação
abaixadora 69 kV/13,8 kV da COELCE localizada no bairro Parangaba no
município de Fortaleza. Essa subestação deriva do ponto de suprimento da
CHESF que define o Regional Fortaleza e tem uma potência instalada de 53,2
MVA. Dessa subestação derivam linhas de transmissão na classe de 72,5 kV,
além de cargas residenciais e comerciais de grande importância. Foi instalado
um RDP no setor de 69 kV.
Sítio 6 (Coluna – CLN): Subestação abaixadora 69 kV/13,8
kV da COELCE localizada no município de Horizonte. Essa subestação deriva
do ponto de suprimento da CHESF que define o Regional Fortaleza e tem uma
potência instalada de 12,6 MVA. Dessa subestação derivam linhas de
transmissão na classe de 72,5 kV, que alimenta cargas industriais de grande
porte. Foi instalado um RDP no setor de 69 kV.
Sítio 7 (Pecém – PCM): Subestação abaixadora 69 kV/13,8
kV da COELCE localizada no município de Pecém. Essa subestação deriva do
ponto de suprimento da CHESF que define o Regional Cauípe e tem uma
potência instalada de 26,6 MVA. Dessa subestação derivam linhas de
transmissão na classe de 72,5 kV, que alimenta cargas do porto de Pecém. Foi
instalado um RDP no setor de 69 kV.
A localização dos sítios de monitoramento pode ser visualizada nas figura
5.12 e figura 5.13.
119
Figura 5.12 – Localização dos pontos de monitoramento instalados na área
metropolitana de Fortaleza [8].
120
Figura 5.13 – Localização dos pontos de monitoramento instalados no sistema do
interior do Ceará [8].
Na escolha da forma de apresentação dos resultados levou-se em
consideração a enorme quantidade de dados adquiridos. As grandezas foram
apresentadas em gráficos de colunas e os indicadores em uma tabela resumo.
121
Neste programa de monitoramento a medição da tensão foi feita de
forma periódica. A cada 30 minutos a unidade remota registrou o valor eficaz
das tensões fase-neutro nas subestações em 69 kV e fase-fase nas
subestações em 13,8 kV. A seguir serão apresentados os resumos das
medições realizadas nas subestações.
A figura 5.14 mostra um gráfico de colunas com o valor máximo de
desequilíbrio de tensão em cada uma das subestações de 69 kV monitoradas
durante o projeto. O valor limite para desequilíbrio, estipulado pelo ONS,
também é mostrado no gráfico para referência.
Figura 5.14 – Valores máximo de desequilíbrio por subestação monitorada [8].
A figura 5.15 mostra um gráfico de colunas com o percentual de 95% da
distorção hramônica total de tensão para cada subestação monitorada. As
colunas correspondentes as subestações em 13,8 kV aparecem em cor mais
clara. São também mostrados, para referência, os limites previstos nos
procedimentos de rede do ONS para as tensões de 69 kV e 13,8 kV.
122
Figura 5.15 – Percentual de 95% da distorção harmônica total de tensão por
subestação [8].
A figura 5.16 mostra um gráfico de colunas com o percentual de 95% do
5º harmônico de tensão para cada subestação monitorada. As colunas
correspondentes a subestações em 13,8 kV aparecem em cor mais clara. São
também mostrados, para referência, os limites previstos nos procedimentos de
rede do ONS para as tensões de 69 kV e 13,8 kV.
Figura 5.16 – Percentual de 95% de 5º harmônico de tensão por subestação
[8].
A tabela 5.2 apresenta um quadro resumo com os principais indicadores
de qualidade de energia obtidos no período de monitoração. Na coluna
referente à regulação de tensão, os valores do campo ONS foram obtidos
calculando-se a porcentagem de amostras de medições de tensão das três
123
fases dentro dos limites do ONS (acima de 0,95 pu a abaixo de 1,05 pu).
Assim, um valor de 100% significa que todas as amostras de medição de
tensão registradas estiveram entre 0,95 pu e 1,05 pu. Já um valor de 90%
indica que 10% das amostras de tensão estiveram abaixo de 0,95 pu ou acima
de 1,05 pu. O campo P95% da mesma coluna contém os valores de percentual
de 95% das amostras de medição de tensão. Os valores constantes na coluna
Desequilíbrio referem-se ao valor máximo, pelo método do maior desvio,
enquanto os valores constantes na coluna DHTV e 5º Harmônico referem-se ao
percentil de 95% da pior fase, ou seja, aquela fase que apresentou maior valor
de distorção harmônica.
124
Tabela 5.2 – Quadro resumo dos indicadores de qualidade da energia na COELCE [8].
LocalRegulação de tensão
Desequilíbrio DHTV 5º HarmônicoONS P95%
Aldeota 69 kV 54% 1,01 pu 4,00% 1,60% 1,50%
Coluna 69 kV 100% 1,01 pu 1,02% 2,60% 2,50%
Distrito Industrial 69 kV 100% 1,02 pu 1,06% 1,60% 1,40%
Parangaba 69 kV 100% 1,01 pu 0,61% 2,23% 2,00%
Pecém 69 kV 100% 1,03 pu 1,31% 1,90% 1,70%
Tauape 69 kV 100% 1,01 pu 0,67% 1,40% 1,30%
Presidente Kennedy 13,8 kV 99,7% 1,04 pu - 3,50% 3,30%
Tauape 13,8 kV 100% 1,03 pu - 2,50% 2,31%
125
As simulações realizadas tiveram como objetivo estimar o número de
VTCD ocorridas ao longo de um ano nas subestações monitoradas. As
estimativas obtidas foram comparadas aos valores obtidos por monitoração,
para se avaliar a precisão do método adotado.
5.2.2. Programa de Monitoração da CELPE
O programa implantado na Companhia Energética de Pernambuco
(CELPE) tem por objetivo o tratamento e apresentação dos indicadores obtidos
para os locais de monitoração instalados na regional de Pirapama II,
correspondentes ao sistema de tensão de subtransmissão. Neste Programa é
apresentada uma especificação para apuração e uma sugestão para
apresentação de indicadores de qualidade de energia, referente às medições
de desequilíbrio de tensão, distorção harmônica total de tensão, “flicker” e
também indicadores de VTCD.
Metodologia de Análise
A metodologia utilizada neste programa é composta, basicamente, pela
aquisição das informações dos pontos de medição, pela verificação da
compatibilidade e coerência dessas informações e por tratamentos estatísticos
das mesmas.
Aquisição das informações de medição:
Requer os requisitos dos protocolos de monitoração dos fenômenos
envolvidos;
Uma proposta de configuração do sistema de comunicação com os
medidores.
A verificação da compatibilidade e coerência das informações de medição
permite identificar:
Eventuais interferências nas informações de um determinado fenômeno;
Funcionamento inadequado de medidores de qualidade de energia,
através da análise dos registros de saída.
126
Os tratamentos estatísticos produzem:
Os indicadores dos fenômenos de longa duração e “flicker” que propõem
a obtenção dos valores diários e semanais, correspondentes às
probabilidades de 5%, 50%, 95%, 99% e valor máximo, dos registros de
saída dos medidores;
Os fenômenos de VTCD que propõem a obtenção dos valores
correspondentes à freqüência de ocorrência para um período de
avaliação maior, classificando as perturbações, também, por faixas de
amplitude e/ou de duração.
Os resultados do tratamento estatístico permitem fazer diagnósticos de
avaliação da qualidade de energia dos fenômenos englobados pelo sistema
através de uma série de relatórios de saída padronizados, agrupando as
informações dos indicadores calculados, e realizando agregações temporais e
espaciais por meio de procedimentos que possibilitam obter indicadores de
continuidade.
As medições das grandezas são realizadas por meio de equipamentos
instalados em subestações de consumidores e em subestações de distribuição
no lado primário (69 kV). Foi instalado um total de doze medidores,
compreendendo 12 subestações. Os registradores utilizados para as medições
são de fabricação nacional.
Índices para cada um dos locais medidos
O tratamento estatístico dos valores obtidos ao longo do tempo permite
avaliações da distribuição de probabilidade dos níveis das grandezas medidas.
A criação de histograma ou de curva de freqüência acumulada é uma forma útil
de sumarizar uma série de valores obtidos ao longo do tempo para “visualizar”
o seu comportamento.
Tem sido comum utilizar valores correspondentes a uma determinada
probabilidade acumulada para servir de indicadores de níveis das grandezas
relativas aos fenômenos de qualidade de energia, caso adotado neste
programa de monitoração. Por exemplo, os valores correspondentes à
127
probabilidade de 95%, 99% ou valor máximo para um dia e uma semana de
monitoração.
A figura 5.17 ilustra a forma de obtenção do valor de 95% relativo a um
parâmetro P. Significa que 95% das medições do parâmetro P ao longo do
tempo, em um determinado local monitorado, são inferiores a P95. Os índices
relativos a 95% ou 99% servem para comparações com níveis de planejamento
ou com limites de compatibilidade.
Figura 5.17 - Valor correspondente à probabilidade acumulada de 95% [38].
A especificação prendeu-se à obtenção dos parâmetros:
Distorção harmônica total de tensão: DHTV;
Desequilíbrio de tensão: DV;
Indicador de flutuação de tensão (“flicker”) de curta duração: Pst;
Indicador de flutuação de tensão (“flicker”) de longa duração: Plt.
É sugerido que as grandezas sejam obtidas independentemente para
cada fase, no caso de distorções harmônicas e “flicker” Pst e Plt.
Na análise das medições, seguindo a linha comumente adotada no
tratamento dos dados advindos de monitoração, os seguintes valores relativos
aos parâmetros são obtidos, para cada local medido:
DHTVd: valores com probabilidade de 5%, 50%, 95%, 99% e 100%, por
dia;
128
DHTVSem: maior dos valores com probabilidade de 95% obtidos para
cada dia, bem como maior dos valores com probabilidade de 100%
obtidos para cada dia, numa semana de avaliação;
DVd: valores com probabilidade de 5%, 50%, 95%, 99% e 100%, por dia;
DVSem: maior dos valores com probabilidade de 95% obtidos para cada
dia, bem como maior dos valores com probabilidade de 100% obtidos
para cada dia, numa semana de avaliação;
Pstd: valores com probabilidade de 5%, 50%, 95%, 99% e 100%, por dia;
PstSem: maior dos valores com probabilidade de 95% obtidos para cada
dia, bem como maior dos valores com probabilidade de 100% obtidos
para cada dia, numa semana de avaliação;
Pltd: valor máximo do dia;
PltSem: valor máximo semanal.
As tabelas 5.3 e 5.4 são exemplos de saídas que podem ser obtidas das
informações estatísticas do processamento de medições de locais
monitorados. Nas referidas tabelas, P representa qualquer um dos parâmetros
de medição.
Tabela 5.3 - Indicadores diários de probabilidade do parâmetro P de tensão obtidos a
partir dos registros armazenados no banco de dados para uma SE monitorada [38].
Valores de P correspondentes as Probabilidades Acumuladas Indicadores Diários
IndicadorProbabilidade
(%)SE – Porto de Galinhas
1º Dia 2º Dia 3º Dia 4º Dia 5º Dia 6º Dia 7º DiaP5d 5,0 0,03 0,18 0,05 0,03 0,00 0,03 0,09
P50d 50,0 0,09 0,25 0,15 0,12 0,07 0,11 0,19P95d 95,0 0,19 0,30 0,23 0,20 0,17 0,20 0,25P99d 99,0 0,23 0,43 0,25 0,24 0,19 0,23 0,27P100d 100,0 0,25 0,48 0,35 0,32 0,29 0,32 0,35
Tabela 5.4 – Indicadores semanais de máximo dos índices diários do parâmetro P de
tensão [38].
Valores de P correspondentes aos valores máximos dos índices diários de probabilidade acumulada no período de 1 semana (Indicadores Semanais) (%)
IndicadorBase (%)
SE – Porto de Galinhas1ª
Sem2ª
Sem3ª
Sem4ª
Sem5ª
Sem6ª
Sem7ª
Sem48ª
SemMax(P95d)sem P95d 0,30 0,43 0,25 0,24 0,19 0,22 0,29 0,50Max(P100d)sem P100d 0,48 0,48 0,35 0,32 0,29 0,32 0,35 0,57
129
Índices para um conjunto de locais medidos
Quando muitos locais são monitorados, a estatística dos índices obtidos
para os diversos locais permite uma avaliação do conjunto. O valor comumente
usado é aquele correspondente à probabilidade acumulada de 95%. Esse valor
pode ser tomado como um índice global para os locais medidos.
A obtenção desse índice é semelhante à obtenção do valor de uma
determinada probabilidade para um específico local. A diferença está no fato de
que os valores dos índices I, de um parâmetro, são obtidos a partir dos valores
das medições dos diversos locais. O valor I95, portanto, é o valor de I
correspondente à probabilidade de 95%. Esse indica que 95% das medições
de 10 minutos, de todos os locais do conjunto estão abaixo de I95.
Entretanto, quando a quantidade de locais monitorados é reduzida,
como no caso do sistema de subtransmissão da CELPE (região piloto), não se
pode estabelecer com exatidão os valores estatísticos dos índices obtidos para
os locais medidos. Neste caso, é sugerido que seja feita uma avaliação do
conjunto pelo valor médio obtido para o conjunto de locais monitorados, e pelo
valor máximo. Esses valores podem ser tomados como índices globais. O valor
médio é o valor correspondente à média aritmética dos índices obtidos para os
locais monitorados, para cada semana estabelecida.
As tabelas 5.5 e 5.6 resumem os indicadores individuais e coletivos,
respectivamente, que são obtidos para os locais monitorados ao longo de um
ano de medição, por meio do sistema de monitoramento instalado na CELPE.
Tabela 5.5 – Indicadores para cada local monitorado, para um ano de medição [38].
Intervalo Apuração
Desequilíbrio Distorção Harmônica Pst Plt
DiárioDV5d, DV50d, DV95d, DV99d,
DV100d
DHTV5d, DHTV50d, DHTV95d, DHTV99d,
DHTV100d
Pst5d, Pst50d, Pst95d, Pst99d,
Pst100d
Max(Plt100)d
Semanal Max(DV95d)Sem Max(DHTV95d)Sem Max(Pst95d)Sem -Semanal Max(DV100d)Sem Max(DHTV100d)Sem Max(Pst100d)Sem Max(Plt100d)Sem
Semanal DV95Sem DHTV95Sem Pst95Sem -
130
Tabela 5.6 – Indicadores para um conjunto de locais monitorados, para um ano de
medição [38].
Intervalo Apuração
DesequilíbrioDistorção
HarmônicaPst Plt
SemanalMed
(Max(DV95d))Sem
Med(Max(DHTV95d))Sem
Med(Max(Pst95d))Sem
-
SemanalMed
(Max(DV100d))Sem
Med(Max(DHTV100d))Sem
Med(Max(Pst100d))Sem
Med(Max(Plt100d))Sem
SemanalMed
(DV95Sem)Med
(DHTV95Sem)Med
(Pst95Sem)-
SemanalMax
(Max(DV95d))Sem
Max(Max(DHTV95d))Sem
Max(Max(Pst95d))Sem
-
SemanalMax
(Max(DV100d))Sem
Max(Max(DHTV100d))Sem
Max(Max(Pst100d))Sem
Max(Max(Plt100d))Sem
Semanal Max(DV95Sem) Max(DHTV95Sem) Max(Pst95Sem) -
Apresentação dos resultados de DV, DHTV,
Plt, Pst e VTCD
Os indicadores de desempenho dos locais medidos são obtidos para os
fenômenos de desequilíbrios de tensão, distorção harmônica total de tensão e
efeito “flicker” Pst e Plt, para um dia e para uma semana.
A figura 5.18 ilustra os resultados da aplicação das proposições para o
caso real. Devido ao curto período de monitoração efetiva dos locais
selecionados, não tendo sido contemplados os períodos requisitados para o
cálculo dos indicadores, não foi possível ilustrar os resultados obtidos para
todos os indicadores sugeridos.
Figura 5.18 – Tela com os indicadores DV95d para SE Piedade de semana
monitorada [38].
131
Para os fenômenos de VTCD não é realizado nenhum tratamento
estatístico das medições. Simplesmente é proposta, a partir da análise do
registro oscilográfico das variações de tensão de curta duração, a classificação
desses eventos é de acordo com a amplitude e duração dos mesmos, a fim de
permitir a determinação das freqüências de ocorrência para cada tipo,
viabilizando-se a avaliação de compatibilidade entre a sensibilidade dos
diversos tipos de equipamentos e desempenho dos suprimentos.
Dessa maneira, os eventos identificados pela análise oscilográfica são
contabilizados em:
Número de ocorrências;
Número de ocorrências por faixa de amplitude;
Número de ocorrências por faixa de duração;
Número de ocorrências por faixa de amplitude e duração.
Eles também são diferenciados pelo número de fases envolvidas, sendo
classificados em:
Eventos monofásicos;
Eventos bifásicos;
Eventos trifásicos.
As figuras 5.19 e 5.20 ilustram os resultados da aplicação das
proposições para o caso real.
132
Figura 5.19 – Tela com números de ocorrências por fase e faixa de duração
[38].
Figura 5.20 – Tela com números de ocorrências por faixa de amplitude e
duração [38].
133
5.2.3. Programa de Monitoração da CPFL
O Programa de monitoração da Companhia Paulista de Força e Luz
(CPFL) tem por objetivo apresentar a metodologia do sistema de gestão da
qualidade de energia implantado nela, bem como mostrar os resultados
gerados por este sistema e suas implicações em desenvolvimentos futuros.
Especialmente para este sistema foi desenvolvido pela “Reason
Tecnologia” o Registrador de Indicadores de Qualidade de Energia Elétrica,
customizado para atender as demandas de simplicidade, baixo custo e
processamento de histogramas, sem perder, é claro, a robustez e
confiabilidade.
O registrador mede todos os fenômenos da qualidade de energia. Eles
são resumidos dia a dia por um valor estatístico, no qual 95% das amostras
estão abaixo deste valor. Essas amostras são integralizadas a cada 10
minutos, exceto para as amostras de “flicker” Plt que são integralizadas a cada
2 horas. As VTCD são resumidas pelo seu afundamento e duração, assim o
sistema facilita a análise das informações. No fim do dia estes indicadores são
enviados para o sistema de gestão via modem celular.
Os resultados obtidos pelo Sistema de Gestão da Qualidade de Energia
implementado pela “Expertise Engenharia” na CPFL, mostra uma visibilidade
da rede, evidenciando e documentando a correlação dos fenômenos em
diferentes pontos do sistema elétrico. Reforçando que a qualidade de energia
não pode ser tratada de uma forma pontual, mas sim de maneira sistêmica,
fazendo interface com setores internos e externos.
O sistema implementado na CPFL foi subdividido em quatro blocos:
aquisição de sinais, processamento, transmissão de dados e sistema de
gestão. A figura 5.21 ilustra a arquitetura do Sistema de Gestão da Qualidade
de Energia, desde a aquisição de sinais em campo até o banco de dados.
134
Figura 5.21 – Arquitetura do Sistema de Gestão da Qualidade de Energia [44].
Metodologia de Análise
Aquisição de Sinais
Os sinais de tensão e corrente são obtidos diretamente dos
transformador de potencial e dos tranformadores de corrente. Existem
equipamentos instalados em 11,9 kV, 25 kV, 69 kV e em 138 kV.
Processamento
Neste sistema os fenômenos de “flicker” Pst, “flicker” Plt, DHT de tensão,
DHT de corrente, desequilíbrio de tensão e desequilíbrio de corrente são
resumidos dia a dia por um valor estatístico no qual 95% das amostras estão
abaixo deste valor. Essas amostras são integralizadas a cada 10 minutos,
exceto para as amostras de “flicker” Plt que são integralizadas a cada 2 horas.
As VTCD são resumidas pelo seu afundamento e duração para facilitar a
análise das informações pelo sistema, uma vez que os dados já estão
processados.
135
Transmissão de Sinais
Após a meia noite, com os indicadores consolidados, os dados são
enviados através de arquivos tabulares (.CSV). O modem conectado ao
registrador faz uma conexão GPRS com o servidor e alimenta o banco de
dados. A metodologia de compactação dos dados possibilita que cada ponto
de medição utiliza 5 kbytes para transmitir os dados, diminuindo o custo de
comunicação do sistema.
Sistema de Gestão
O “Manager System” é responsável pela inserção dos dados na Data
Base, faz a leitura dos arquivos enviados pelos Registradores de Indicadores
de Qualidade de Energia Elétrica (RIQEE’s) e insere as informações em uma
base de dados do servidor.
As consultas também são realizadas pelo “Manager System”, as
informações podem ser visualizadas em forma de tabela, em forma gráfica
(figura 5.22), e através de relatórios. O cadastramento de equipamentos e
pontos de medição também é gerenciado pelo sistema.
Figura 5.22 – Sistema de Gestão [44].
136
Resultado
Todos os valores apresentados a seguir foram registrados pelo Sistema
de Gestão da Qualidade de Energia e correspondem ao nível estatístico 95%
das observações diárias, ou seja, o nível que foi ultrapassado 5% do tempo a
cada dia monitorado.
Na tabela 5.7, tem-se os valores máximos, mínimos e médios dos
indicadores de 12 subestações da CPFL durante o ano de 2005.
137
Tabela 5.7 – Resumo dos resultados de 12 Subestações [44].
Pst (pu) DHTV (%) DV (%) DHTI (%) DI (%)
Subestação Min – Máx / Méd Min – Máx / Méd Min – Máx / Méd Min – Máx / Méd Min – Máx / Méd
Americana 0,2 – 1,2/0,8 1,0 – 6,0/2,0 0,15 – 5,5/0,3 2,0 – 30,0/5,0 1,0 – 7,5/2,0
Andorinha 0,3 – 0,8/0,5 2,8 – 5,0/3,5 0,1 – 0,6/0,25 6,0 – 18,0/12,0 2,0 – 11,0/4,0
Campinas Centro 0,2 – 1,8/0,5 2,0 – 5,0/3,0 0,25 – 0,6/0,4 3,5 – 16,0/6,0 2,0 – 13,0/4,0
Colonial 0,15 – 1,2/0,4 1,5 – 6,3/2,0 0,15 – 0,7/0,3 2,0 – 22,0/4,0 1,5 – 7,0/2,8
Ipê 0,15 – 1,2/0,7 1,0 – 4,5/2,0 0,15 – 0,4/0,3 2,0 – 23,0/5,0 1,2 – 3,6/1,8
Morumbi 0,15 – 0,7/0,4 1,0 – 5,2/2,5 0,35 – 0,7/0,45 1,0 – 17,0/5,0 2,5 – 14,0/4,0
Nova Aparecida 0,15 – 1,0/0,6 1,3 – 3,0/2,0 0,8 – 1,5/1,1 2,0 – 11,0/4,0 4,0 – 12,5/6,0
Nova Veneza 0,2 – 1,05/0,8 1,0 – 5,5/1,5 0,5 – 0,9/0,65 2,0 – 25,0/3,0 1,8 – 6,0/2,5
Orquídea 0,2 – 2,0/0,9 1,1 – 3,0/1,6 0,25 – 0,9/0,6 4,0 – 11,0/8,0 2,0 – 12,5/5,0
Piracicaba 0,4 – 7,0/1,6 2,0 – 11,0/3,0 0,2 – 1,1/0,3 - -
Quilombo 0,2 – 0,9/0,6 1,5 – 3,8/2,5 0,35 – 0,9/0,6 2,0 – 1,01/4,0 3,0 – 13,0/5,0
Souzas 0,15 – 1,3/0,4 1,0 – 4,5/2,5 0,15 – 0,8/0,25 2,5 – 18,0/4,0 1,5 – 11,0/2,5
138
Considerações dos parâmetros monitorados:
Segundo as recomendações da ANEEL, o limite máximo para baixa e
média tensão, aceitável apenas como condição precária, é PstD95% = 2 pu.
Em condições normais o limite é PstD95% = 1 pu. Das 12 subestações
monitoradas, apenas a de Piracicaba acusou um nível de Pst preocupante. O
valor médio do PstD95%, ao longo de 2005, superou o limite máximo de 2 pu.
A causa principal é a operação de fornos a arco da indústria siderúrgica BMP,
instalada próximo a Piracicaba. Providências foram tomadas em dezembro de
2005 transferindo a alimentação dessa instalação industrial para outra
subestação, com maior nível de curto-circuito. Essa medida de fato se mostrou
eficaz e, a partir dessa mudança em meados de dezembro, o nível médio de
Pst95% diário baixou para próximo de 1 pu.
Com essa medida sanadora de Piracicaba, a subestação Orquídea
sofreu uma pequena elevação do nível de Pst95%, que passou de uma média
de 0,7 para 1,05 pu. Comportamento semelhante também foi observado na
subestação Americana que passou de uma média de 0,7 para 1,0 pu. Nas
demais subestações o nível de “flicker” não foi preocupante, raramente
passando de 0,8 pu.
Segundo as recomendações da ANEEL, o limite máximo aceitável para
a distorção total da tensão é DHTV95% = 6%. Esse limite máximo foi
observado em 3 subestações: Americana (6%), Colonial (6,3%) e Piracicaba
(11%). No entanto, todos esses casos foram eventuais e devem ter sido
causados por alguma anomalia da rede. Os níveis médios de DHTV95%
nessas subestações ficaram bem abaixo de 6% (2%, 2% e 3%,
respectivamente).
Segundo as recomendações da ANEEL, o limite máximo aceitável para o
desequilíbrio das tensões é DV95% = 2%. Esse limite não foi alcançado em
nenhuma subestação, sendo que a média maior foi de 1,1%, registrada na
subestação de Nova Aparecida. Nessa subestação houve um crescimento
monotônico de 0,8% para 1,4%. Esse comportamento atípico sugere que está
aumentando paulatinamente o nível de desequilíbrio das cargas atendidas por
essa subestação.
O maior valor médio observado foi de DHTI95% = 12% na subestação
Andorinha. Fabricantes de capacitores se preocupam quando o nível de
harmônicos em seus equipamentos passa de 10% devido a riscos de danos por
excesso de perdas e de aquecimento. Portanto, esse poderia ser um limite a
ser sinalizado para medidas preventivas.
Apesar desse valor médio ser ultrapassado apenas na subestação
Andorinha, valores máximos acima de 10% foram observados nas 12
subestações, chegando a 30% na subestação Americana e 25% na
subestação Nova Veneza, que constituem importantes centros industriais.
O limite de desequilíbrio das correntes poderia servir de orientação para
balancear as cargas quando esse valor fosse ultrapassado. Um complicador
adicional é que a presença de harmônicos na corrente também causa
desequilíbrio, e esse tipo de desequilíbrio não se resolve balanceando as fases
e sim, reduzindo o conteúdo harmônico. O maior valor médio de DI foi observado
na subestação Nova Aparecida (6%). Os valores máximos ficaram na faixa entre
10% e 14% em sete das 12 subestações monitoradas.
5.2.4. Programa de Monitoração da CELPA
Este programa apresenta um sistema de monitoramento da qualidade
de energia em rede de distribuição urbana. O sistema é composto por um
conjunto de unidades de monitoração, instaladas nas entradas dos
consumidores classe B, que avaliam os índices de continuidade individuais
DIC, FIC, DMIC; conforme [16]. O sistema ainda permite avaliar os índices de
continuidade do conjunto de consumidores, DEC e FEC. O sistema foi testado
como projeto piloto da REDE-CELPA, apresentando desempenho que satisfaz
as exigências da Concessionária e dos órgãos reguladores.
O instrumento de monitoramento da qualidade de energia na entrada
dos consumidores individuais de classe B, monofásico, bifásico e trifásicos, na
rede de distribuição secundária, é acoplado ao sistema de medição às claras da
concessionária. Consiste de dois subsistemas:
“Físico”: “Hardware” do instrumento de monitoramento de qualidade de
energia elétrica, computador, circuitos e enlaces de comunicação;
140
“Lógico”: Programa Analisador Q.E., escrito em “assembly” do
microcontrolador 68HC11 que controla a operação do instrumento e o
SOFTCOM, programa desenvolvido em “Visual Basic” 5.0, responsável
pela aquisição, tratamento e transmissão remota das informações.
Metodologia de Análise
Este instrumento de monitoração tem a finalidade de coletar as
informações necessárias para o cálculo dos índices estabelecidos na [16], que
visam medir a qualidade da energia elétrica fornecida aos consumidores.
Para medir a qualidade de energia de um conjunto de consumidores, os
diversos instrumentos podem ser conectados, formando uma rede que deverá
estar interligada a um concentrador secundário. Este, por sua vez, está ligado
a um outro concentrador denominado de primário que possui um modem
conectado à linha telefônica. A função deste último dispositivo no sistema de
monitoramento atual é realizada por um computador. Um segundo computador
localizado em um ponto remoto pode estabelecer a comunicação com o
concentrador primário utilizando a linha telefônica e obter os dados coletados
por todos os instrumentos, efetuando o cálculo dos índices de continuidade de
conjunto.
Na figura 5.23 é mostrado o diagrama do sistema físico de monitoramento
de qualidade de energia.
Figura 5.23 - Diagrama físico do sistema de monitoramento de qualidade de energia
[45].
141
O computador do Centro de Supervisão executando o programa
SOFTCOM poderá usar um código de identificação única, endereçar
mensagens aos diversos instrumentos, os quais deverão enviar mensagens se
reconhecerem o seu código de identificação na mensagem enviada pelo
programa SOFTCOM.
Dessa forma, o programa determina quando cada um dos pontos da
rede deve transmitir, obtendo as informações sobre os fenômenos relativos à
qualidade de energia de cada instrumento separadamente para serem
armazenados no computador.
Para efetuar o armazenamento dos dados no disco rígido do
computador, o programa SOFTCOM utiliza-se da estrutura de banco de dados
do “Microsoft Jet”, organizando as informações coletadas pelos instrumentos
de acordo com as unidades consumidoras onde estejam instalados.
Na Figura 5.24 é mostrada a tela de abertura do programa.
Figura 5.24 – Tela de Abertura do Programa SOFTCOM [45].
O programa SOFTCOM segue o padrão do Sistema Operacional
“Windows” da “Microsoft”, disponibilizando o acesso aos comandos do
programa na janela principal através de “menu” ou da barra de ferramenta
principal. O mesmo possui duas variações:
SOFTCOM 2.0: responsável pelo gerenciamento dos instrumentos de
monitoramento de qualidade de energia elétrica;
SOFTCOM Central 2,0: instalada no computador localizado no ponto
remoto. Esta variação tem uma quantidade menor de funções, visto que,
142
várias tarefas de gerenciamento não serão necessárias no ponto
remoto.
As principais funções do programa são:
Gerenciamento da rede de instrumentos de monitoramento;
Tratamento dos dados recebidos dos instrumentos;
Armazenar os dados coletados dos instrumentos para posterior análise;
Calcular Índices de qualidade de energia;
Imprimir relatórios;
Fornecer ao usuário, através dos recursos gráficos do “Windows”, uma
interface “amigável” onde possam ser apresentados os indicadores
calculados e os dados armazenados em banco de dados;
Transmissão dos dados armazenados no computador concentrador para
o computador localizado no ponto remoto através de linha telefônica.
Resultados
O sistema de monitoramento foi avaliado em projeto piloto com 24
consumidores residenciais, industriais e comerciais; com as unidades de
monitoração expostas ao tempo, conforme mostra a figura 5.25 com resultados
satisfatórios até a presente data.
Figura 5.25 - Sistema de monitoramento em projeto piloto [45].
143
Na figura 5.26 é mostrado o relatório de ocorrências e o cálculo de
índices de qualidade de energia (continuidade e conformidade).
Figura 5.26 – Relatórios - Programa SOFTCOM [45].
Com várias ocorrências já cadastradas, estes indicadores de qualidade
podem ser calculados. No “menu” arquivo, o comando de “calcular índices...”
abre o formulário de índices que se encarregou em calcular os índices para as
diversas ocorrências cadastradas na tabela de ocorrências.
5.3. Indicações de aplicação de um programa
de monitoração na Cidade de
Parauapebas – Pará
O município de Parauapebas localizado ao sudeste do Estado do Pará
(figura 5.27) vem apresentando um crescimento populacional acelerado nos
últimos anos (figura 5.28), em virtude da Mina de Carajás explorada pela
empresa Vale, além de outras empresas implantadas nesta cidade. Este
crescimento desordenado acompanhado do crescimento do pólo industrial tem
sido fator preocupante para as Centrais Elétricas do Pará S/A (CELPA), pois
com a nova legislação que estabelece normas de qualidade de energia elétrica,
144
apresentada no [3], o não acompanhamento por parte da mesma, pode
acarretar em multas consideráveis.
Figura 5.27 – Mapa do município de Parauapebas [51].
Figura 5.28 – Vista área do município de Parauapebas, ano 2009 [51].
A monitoração da qualidade de energia elétrica faz-se necessária no
município de Parauapebas, devido o elevado índice de interrupção de energia
elétrica em função da crescente demanda de consumidores residencial,
comercial e industrial, num total de 33.252 unidades consumidoras em 2009
145
[49] e um total de 154.000 pessoas, conforme dados estatísticos de 2009
fornecidos pela prefeitura municipal de Parauapebas.
As figuras 5.29 e 5.32 ilustram os índices de continuidade DIC, FIC,
DMIC, DEC e FEC para o ano de 2009, sendo os 3 primeiros fornecidos
mensalmente na conta de energia elétrica, conforme resolução da ANEEL nº
024/00 [16] e os 2 últimos disponível no endereço eletrônico da ANEEL [49].
Janeir
o
Feve
reiro
Março
AbrilMaio
JunhoJulho
Agosto
Setem
bro
Outubro
Novembro
Dezembro
05
101520253035404550
20.75
42.65
18.47 19.28
6.9
48.58
31.12
17.32
28.52
5.97
Indicadores de Continuidade do Fornecimento de Energia em Parauapebas (Ano 2009)
DIC (horas)FIC (vezes)DMIC (horas)
Figura 5.29 – Indicadores de continuidade mensal, ano 2009. Fonte: Conta de
energia elétrica (CELPA).
A figura 5.29 não apresenta os dados referentes aos meses de fevereiro
e outubro, devido os mesmos não terem sido fornecidos nas referidas conta de
energia elétrica, conforme observa-se o indicador DIC apresenta valores
elevados para os meses de março, julho, agosto e setembro, chegando a
apresentar para o mês de julho um valor de 173,5% do valor padrão
estabelecido pela ANEEL, o qual é de 28 horas para o DIC.
146
DIC (horas) FIC (vezes) DMIC (horas)0
5
10
15
20
25
30
23.956
10.9
8.013
28
23
14
Média dos Indicadores de Continuidade do Fornecimento de Energia (Ano 2009)
ParauapebasPadrão da ANEEL
Figura 5.30 – Média dos indicadores de continuidade do fornecimento de
energia, ano 2009. Fonte: Conta de energia elétrica (CELPA).
Como se observa a média dos indicadores para todo o ano de 2009 ficou
abaixo dos valores estabelecido pela ANEEL. O indicador DIC é o que apresenta um
valor mais próximo do padrão da ANEEL, chegando a 85,56% deste.
REGIÃO NORTE CELPA PARAUAPEBAS 0
20
40
60
80
100
120
140
160
93.17
114.41
153.95
60.62
39.98 41
Duração Equivalente de Interrupção - DEC (Ano 2009)
DECDEC Padrão
Horas
Figura 5.31 – Indicador de continuidade DEC, ano 2009 [49].
147
REGIÃO NORTE CELPA PARAUAPEBAS 0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
57.06 58.89
89.5
55.49
39.6833
Freqüência Equivalente de Interrupção - FEC (Ano 2009)
FECFEC Padrão
Vezes
Figura 5.32 – Indicador de continuidade FEC, ano 2009 [49].
O município de Parauapebas é suprido por uma subestação (figura 5.31)
de capacidade 18,8 MVA (tabela 5.8). Esta subestação é da CELPA, a qual
não apresenta nenhum sistema de monitoramento da qualidade de energia
elétrica, para eventuais distúrbios de qualidade da energia ou expansão do
sistema elétrico da cidade. A diretoria da CELPA em razão do serviço
deficitário do fornecimento de energia em várias regiões do Pará esclareceu na
Assembléia Legislativa do Estado do Pará que já está realizando um amplo
projeto de expansão do sistema de rede básica no estado. Porém foi anunciado
que a CELPA não consegue, atualmente, fornecer energia elétrica para o novo
“Shopping Center” que está sendo construído na cidade e muito menos para o
pólo industrial na estrada que liga Parauapebas à Canaã dos Carajás, em
virtude da falta de investimentos do governo federal [47].
148
Figura 5.33 – Foto da subestação de Parauapebas. Fonte: CELPA.
Tabela 5.8 – Dados da Subestação de Parauapebas [46].
Subestação Parauapebas
Potência Total 18,8 MVANúmero de Transformadores 2
Tensão Nominal dos Barramentos 13,8 KvRelação de transformação dos
transformadores34,5/13,2 kV
Potência Nominal de cada transformador 9,4 MVALimite de carregamento de cada
transformador11,2 MVA
Fabricante dos transformadores BROWN BOVERI S.AAno de fabricação dos transformadores 1961
A maioria das indústrias que estão sendo implantadas no pólo industrial
desta cidade é do setor metalúrgico (figura 5.32), sendo as máquinas de solda
elétrica o principal agravante nos distúrbios de energia. Este equipamento
registra um consumo de energia instável e sobre apenas uma fase, originando
distorção harmônica e afundamento de tensão, podendo afetar grandes áreas
em um mesmo sistema de distribuição de energia, o que resulta em prejuízos
financeiros (queima de equipamentos ou redução da sua vida útil).
149
Figura 5.34 – Empresa RIP Serviços Industriais Ltda. Fonte: Foto cedida pela
RIP Serviços Industriais Ltda.
Existem empresas do ramo metalúrgico que estão localizadas em áreas
que hoje são predominantemente residenciais, como o caso da empresa
Integral Construções e Comércio Ltda. (figura 5.33), a qual já está implantada
no pólo industrial, mas continua mantendo parte de seus serviços neste local
devido ao precário abastecimento de energia elétrica no pólo industrial, que fica
localizado na zona rural, mais precisamente na estrada que liga o município de
Parauapebas à Canaã dos Carajás.
Figura 5.35 – Empresa Integral Construções e Comércio Ltda. Fonte: foto
cedida pela Integral.
150
Logo, é evidente a importância da monitoração, análise e diagnóstico da
qualidade da energia elétrica, no intuito de determinar as causas e as
conseqüências dos distúrbios no sistema elétrico, além de apresentar medidas
técnicas e economicamente viáveis para solucionar o problema.
Com este intuito, foi realizado um levantamento de dados sobre as
conseqüências causadas pela má qualidade da energia elétrica na empresa
Integral Construções e Serviços Ltda.
Esta empresa trabalha no setor metalúrgico com montagens mecânicas,
e vem apresentando prejuízos financeiros em seu processo de fabricação de
peças, pois os efeitos das constantes interrupções, afundamentos de tensão e
harmônicos têm comprometido seus equipamentos. Por exemplo, os
equipamentos de fabricação têm apresentado aquecimento excessivo, disparos
de dispositivos de proteção, vibrações, queima de algumas unidades motrizes
em função da sobretensão (figura 5.34). Além das constantes flutuações de
tensão (efeito “flicker”) apresentadas em seu setor administrativo, localizado na
área residencial.
Figura 5.36 – Motor queimado por sobretensão. Fonte: foto cedida pela Integral
Construções e Comércio Ltda.
Como já visto anteriormente, as principais vantagens da implantação do
sistema de monitoração são: a possibilidade de avaliar os indicadores das
cargas perturbadoras; o monitoramento das cargas sensíveis, como motores,
dispositivos de controle e automação e microcomputadores; e a fácil detecção
dos distúrbios provenientes da concessionária. Além do fato de que permite
reduzir todos os custos envolvidos em interrupções forçadas, e aqueles
151
ocasionados por perdas na instalação, desgaste e redução da vida útil dos
equipamentos importantes.
A seguir são apresentadas algumas indicações de aplicação de um
programa de monitoração da qualidade de energia elétrica para o município de
Paraupebas.
Sistema de Monitoramento
Para implantação de um programa de monitoramento da qualidade de
energia elétrica no pólo industrial de Parauapebas fez-se o mapeamento do
ambiente quanto à incidência de interrupção de energia na rede elétrica. Com
isso, o SMQEE deverá centralizar e estruturar adequadamente as informações
provenientes de vários pontos da instalação elétrica, obtendo-se informações
relevantes exatamente no instante em que os problemas ocorrem. Este sistema
deverá ser formado por IED distribuídos ao longo dos circuitos elétricos desde
a alta até a baixa tensão, localizados em pontos estratégicos do pólo industrial,
especificamente na entrada de cada unidade consumidora de grande carga,
sendo o início do pólo industrial cerca de 7 Km da subestação. Tais dispositivos
devem possuir alta capacidade de processamento dos dados para satisfazer as
exigências funcionais do sistema.
O instrumento de monitoramento da qualidade de energia deve ser
instalado no ponto de conexão (entrada da subestação) dos consumidores
individuais de classe B, monofásico, bifásico e trifásico, na rede de distribuição
secundária, sendo acoplado ao sistema de medição às claras da concessionária
(figura 5.35).
152
Figura 5.37 – Pontos de monitoramento sugeridos (ponto de conexão). Fonte:
fotos cedidas pela Integral Construções e Comércio Ltda.
A metodologia a ser adotada para o programa de monitoramento
sugerido neste trabalho abrange as seguintes etapas:
Escolha das barras a monitorar;
Especificação e instalação dos RDP;
Medição e coleta de dados.
A escolha das barras deve ser baseada nos seguintes critérios:
Atendimento a carga sensível;
Atendimento a áreas com alta densidade de cargas;
Participação significativa de cargas dinâmicas (motores de indução e
geradores) na composição total das cargas;
Áreas de interesse econômico/cargas especiais;
Interligação com concessionárias ou consumidores especiais.
153
Tipo de instrumento de medição
Os instrumentos de medição que serão utilizados na coleta de distúrbios
de energia devem cumprir requisitos específicos para o correto monitoramento
da qualidade de energia elétrica. Estes equipamentos devem atender os
seguintes pontos:
Medições RMS verdadeiras (“true” RMS): incluindo até pelo menos a 50ª
harmônica, onde é interessante realizar a comparação entre os valores
“true RMS” versus fundamental;
Inclusão de novas grandezas: medidas que tradicionalmente não eram
especificadas e utilizadas nas instalações elétricas, como distorção
harmônica, potência de distorção harmônica, fator K, fator de crista,
flutuação de tensão e desequilíbrios de tensão e corrente, devem ser
considerados para efeito da inspeção de recebimento da energia
elétrica;
Excelente precisão mesmo para condições de alta distorção harmônica:
imprescindível para realização de medições de energia para faturamento
e rateio de custos entre departamentos dentro da indústria.
A figura 5.36 apresenta detalhes da instalação de um analisador de
energia.
Figura 5.38 – Detalhes da instalação de um analisador de energia [48].
154
Rede de monitoração
A rede de monitoração deverá ser composta além dos IED’s, de uma
estação de trabalho central, de uma estação remota, uma rede de
comunicação, que poderá ser uma linha telefônica composta de 2 “modem”, um
ligado à central e o outro à remota. Os IED’s devem ser ligados à estação
central pela linha telefônica comutada, disponível nos pontos de monitoração.
Os dados obtidos deste sistema devem ser transmitidos para um
servidor de comunicação e inseridos em um banco de dados, para o pré-
tratamento estatístico, a fim de acelerar o processo de análise das informações
(figura 5.37).
Figura 5.39 – Topologia da rede de monitoração [48].
A estação remota poderá estabelecer comunicação via linha telefônica
com a estação central e obter os dados coletados por todos os instrumentos, e
efetuar o cálculo dos índices de continuidade.
Sistema de Gerenciamento
O sistema de gerenciamento da monitoração a ser proposto para o
município de Parauapebas é o programa SOFTCOM, devido o mesmo já ter
sido empregado pela CELPA em um projeto piloto na região metropolitana de
Belém, e o mesmo possuir diversas funções que vão desde o cálculo dos
indicadores de qualidade até o gerenciamento de uma rede de unidades
monitoradas, instaladas em diversas unidades consumidoras.
155
Este programa SOFTCOM permite a avaliação das variações
sustentadas de tensão, bem como a determinação dos níveis de distorção
harmônica no nível de tensão da concessionária. Conforme mensurado no item
5.2.4 este programa gera tabela de ocorrências registrando várias violações e
interrupções de tensão, bem como calcula os indicadores de qualidade,
gerando formulário de cálculo.
Desta maneira, é possível também: detectar e registrar ocorrências de
distúrbios tanto na rede da concessionária, quanto no próprio sistema do
usuário; detectar e registrar formas de onda em casos de distorções
harmônicas acima de certos níveis; monitorar adequadamente o perfil de carga
de um determinado alimentador e sua participação no pico de demanda
máxima; registrar medições do consumo de energia de vários circuitos, bem
como obter tabelas de medidas de diversos tipos de grandezas elétricas para
cada ponto de interesse.
Vale ressaltar que há diversos programas de monitoramento
desenvolvidos por projetos de pesquisa e desenvolvimento, bem como aqueles
que acompanham os analisadores de energia.
5.4.Considerações Finais
Os programas de monitoração da qualidade de energia elétrica
implantados internacionalmente apresentam um número elevado de sítios
distribuídos entre consumidores industriais, comerciais e residenciais. Estes
programas contam com a participação de várias concessionárias de energia,
fazem um estudo para um período de tempo superior a um ano. A maioria
destes programas iniciou na década de 90. O objetivo em comum destes
programas é a redução das perdas financeiras, técnicas e sociais impostas às
distribuidoras e aos usuários, por causa do fornecimento de energia elétrica
com qualidade inadequada.
Enquanto que os programas de monitoração nacional estão em fase de
estudo, utilizando um pequeno número de sítios, como é o caso da COELCE
com 7 sítios, a CELPE e a CPFL com 12 sítios e a CELPA com apenas 24
unidades consumidoras. O tratamento dos dados para as concessionárias
156
COELCE, CELPE e CPFL são semelhante, pois usam os limites estabelecidos
pelo ONS, porém cada uma possue metodologias de análise diferentes, devido
aos diferentes programas. Os fenômenos de análise em comum destas são
DHT, DV, VTCD, Pst e Plt. Enquanto que a CELPA trata apenas da avaliação
dos índices de continuidade individual e coletivo, bem como das variações
sustentadas de tensão e determinação dos níveis de distorção harmônica.
As concessionárias nacionais deverão em conjunto fazer um estudo com
número maior de sítios, para um longo período, pois assim o sistema de
monitoramento fornecerá dados mais consistentes. Já a CELPA deverá ampliar
seus estudos não apenas em um número maior de sítios e longo período de
análise, mas também avaliar um número maior de distúrbios de qualidade de
energia.
157
Capítulo 6
Conclusões
Quando a gente acha que tem todas as respostas, vem a vida e muda todas as
perguntas.
Luís Fernando Veríssimo
6.1.Comentários finais
Conforme mencionado neste trabalho a Qualidade da Energia Elétrica é
hoje apresentada como uma das principais áreas da engenharia elétrica com
ênfase em sistemas de potência. A principal razão para tal é o aumento da
sensibilidade dos equipamentos e componentes no sistema elétrico, bem como
suas utilizações de forma progressiva.
Estas consecutivas alterações e ampliações no setor elétrico, devido à
expansão do consumo e desenvolvimento tecnológico, despertam a
necessidade de se conhecer bem os fenômenos que afetam a qualidade da
energia elétrica, bem como possíveis soluções para minimizá-los, colaborando
no desenvolvimento de normas, limites e procedimentos adequados ao setor
elétrico nacional, como também o internacional.
No Brasil, Em virtude da necessidade de investigação das causas dos
distúrbios que prejudicam a qualidade de energia elétrica, a monitoração da
qualidade de energia elétrica passou a ser alvo de estudo. Por isso hoje no
mercado existem diversos sistemas de monitoramento que foram
desenvolvidos por universidades em parceria com concessionária em alguns
estados. Entretanto, a monitoração não fica restrita somente as
concessionárias, existem sistemas de monitoramento, por exemplo, em
algumas indústrias de processo contínuo que necessitam de qualidade de
energia de forma ininterrupta.
158
Por conseguintes, a monitoração da qualidade de energia elétrica é
necessária não apenas para definir o atual nível de qualidade de fornecimento,
mas também por ser uma necessidade contínua do consumidor e da
concessionária para assegurar o cumprimento dos índices, indicadores, limites
e outras características dos contratos diferenciados estipulados entre
consumidores, concessionárias e órgão regulador.
Com isso, a indicação de um programa de monitoração da qualidade da
energia elétrica apresentada neste trabalho é de grande importância para a
concessionária de energia elétrica local. Pois a determinação de indicadores
que expressem a qualidade de energia nos pontos de conexão com a
distribuidora, e em pontos estratégicos do ponto de vista da qualidade, permite
estabelecer relações de causa – efeito que podem subsidiar ações de caráter
preventivo ou corretivo para operação do sistema elétrico ou mesmo no
planejamento da operação e expansão do sistema elétrico.
Os benefícios que um programa contínuo de monitoração da qualidade
da energia pode trazer são bastante relevantes para a prestação de um serviço
de melhor qualidade aos consumidores, pois assim a concessionária passará a
conhecer melhor os possíveis problemas de seu sistema, podendo analisá-los
e planejar de forma adequada as soluções. Por exemplo, eventuais queixas de
consumidores, principalmente aqueles de grande porte ligados aos sistemas,
poderão ser mais bem avaliados com base em dados de medição.
No que se refere à questão regulatória, o registro de indicadores de
qualidade de energia fará com que as empresas possam estar melhor
preparadas, para atender aos requisitos impostos pelas Agências Reguladoras.
Por fim, para a implantação de um programa contínuo de monitoração
de qualidade de energia com os equipamentos e programas propostos neste
trabalho, é essencial e imprescindível que se tenha um sistema de
comunicação de dados confiável para a aquisição remota diária.
159
6.2.Sugestões de trabalhos futuros
Como trabalhos futuros são sugeridos:
Implantação de estudos de planejamento a curto, médio e longo prazo
utilizando algumas das técnicas mostradas neste trabalho para a
monitoração da QEE, para que a concessionária tenha o real
conhecimento de seu sistema quanto aos itens de Qualidade de
Energia, de forma que se tenha um zoneamento das condições de
implantação de novos clientes em pontos preestabelecidos, e medidas
preventivas possam ser adotadas, visando a eliminação de focos de
incidência de problemas relacionados à Qualidade de Energia Elétrica.
Desenvolvimento e implantação de um projeto piloto de monitoramento
da Qualidade de Energia Elétrica na Vila Permanente de Tucuruí ou na
cidade de Tucuruí. Este projeto deve envolver o maior número de
consumidores possível, para que também possa desenvolver um
trabalho de conscientização dos problemas relacionados à Qualidade da
Energia Elétrica.
Fazer um levantamento dos distúrbios da qualidade de energia elétrica
no Hospital Regional de Marabá (devido os aparelhos de alta tecnologia,
como o de ressonância eletromagnética, entre outros), para desenvolver
e implantar um projeto piloto de monitoramento dos fenômenos de
Qualidade de Energia Elétrica encontrados. Apresentando as influências
desses fenômenos nos exames médicos, centro cirúrgico e demais
setores importantes do hospital, e desenvolver um trabalho de
conscientização desses problemas.
160
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163
[26] DNAEE – Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica.
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