Os bancos de capacitores são dispositivos que armazenam e liberam energia elétrica de forma controlada. Eles são projetados para compensar a potência reativa indutiva, comum em cargas como motores elétricos, transformadores e luminárias que estão presentes nas instalações elétricas. Ao introduzir capacitores no sistema, é possível diminuir a potência reativa, melhorando o fator de potência e consequentemente a eficiência energética. Caso ainda não saiba o que é o fator de potência ou como é realizada a sua correção, você pode ler nosso texto sobre isso no seguinte link: importância do fator de potência na distribuição de energia
Os bancos de capacitores podem ser classificados em:
Fixos: Funcionam continuamente e são indicados para cargas com consumo constante de potência reativa, onde não há muita variação. Associado a ele deve haver um sistema de proteção para evitar fator de potência capacitivo.
Automáticos: Operam de forma ajustável, ativando ou desativando os capacitores conforme a demanda de potência reativa. Possuem correção de fator de potência precisa e otimizada, ideal para locais onde há maior variação de potência reativa.
O dimensionamento do banco de capacitores é uma etapa crítica para garantir a eficácia do sistema e evitar problemas futuros. Ele segue os seguintes passos:
Medição da potência reativa: Utiliza-se equipamentos de medição para determinar a potência reativa (kVAr) necessária para corrigir o fator de potência.
Cálculo da potência ideal: Com base no fator de potência atual e no fator de potência desejado, calcula-se a potência reativa que o banco de capacitores deve fornecer. A fórmula básica é: Q’ = P * tan(θ-θ‘) Onde:
Q‘ é a nova potência reativa do sistema (kVAr);
P é a potência ativa, que não é alterada (kW);
θ é o ângulo correspondente ao fator de potência atual;
θ’ é o ângulo correspondente ao fator de potência desejado.
Potência fornecida pela capacitor: Obtemos então a potência que deve ser fornecida pelo capacitor por uma simples subtração: Qc = Q – Q’
Cálculo da impedância: Com a potência do capacitor, calculamos a impedância do capacitor por: Zc=V²/Qc Onde:
Zc é a impedância do capacitor que será utilizado (Ω);
P tensão de linha do sistema (V);
Qc potência do capacitor que calculamos anteriormente;
Cálculo da capacitância: De posse da impedância (Zc), para calcularmos a capacitância basta aplicar a fórmula: C=1/(ωZ), resultado em Faraday (F). C é o valor de capacitância de todo o banco de capacitores, considerando o cenário de instalação trifásica, C deve ser dividido por 3 para obter o valor de apenas um capacitor do banco. Onde:
ω é a frequência angular da rede, dada por 2πf, em que f é a frequência da rede (valendo 60Hz no Brasil)
Por fim, sabendo o capacitor necessário para corrigir nosso fator de potência ao valor desejado, basta comprá-lo e instalá-lo. O exemplo dado foi para dimensionamento de um banco de capacitores fixo.
Conclusão
Mostramos de forma simplificada como podemos dimensionar um banco de capacitores para uma instalação que está sofrendo com potência reativa indesejada. Isso nos evidencia a importância dos bancos de capacitores e como eles podem ser uma solução muito útil para corrigir o fator de potência de uma instalação, reduzindo essa potência reativa e garantindo uma melhor eficiência energética.
Referências
NILSSON, James W; RIEDEL, Susan A. Circuitos Elétricos. 10ª Edição. Pearson, 2016.
A regularização do fator de potência tem se mostrado um dos grandes desafios da modernidade pelas concessionárias de energia quando se trata da transmissão de energia elétrica para seus consumidores. O fator de potência é uma medida de suma importância para ter certeza de que todo o sistema está operando com a qualidade devida e não ocorra complicações com os equipamentos da população ou com os geradores. Para isso, existe a implementação da correção do fator de potência para que o mesmo se mantenha dentro dos parâmetros ótimos de qualidade. No entanto, para entender essa medida e como o fator de potência afeta o sistema elétrico de potência, precisamos entender o que é o fator de potência.
O que é?
Quando pensamos nos sistemas elétricos de potência e suas redes de distribuição, é comum depararmos com equipamentos que apresentam seu consumo em Watts (W) ou Volt-Ampere (VA), ambas sendo medidas de potências. A razão desses diferentes tipos de potência está relacionado com o fato de que as cargas que receberão a energia elétrica são geralmente resistivas e indutivas, ou seja, motores e enrolamentos de fios, como geladeiras, ares-condicionados e a maioria dos eletrodomésticos e maquinários industriais.
Essa característica das cargas residenciais e industriais, quando sob influência de uma tensão de forma senoidal com frequência de 60 Hz, como é o padrão nacional, são tratadas na forma de uma impedância que dissipa potência complexa (S). Tanto a impedância quanto essa potência S são expressas por números complexos na forma a+jb.
Temos então que a potência que é consumida pelas unidades populares possuem uma parte em número real e uma parte em número “imaginário”, parte imaginária essa que está relacionada na dissipação em forma de campo magnético e nas perdas de energia. Essa potência complexa é comumente apresentada com o triângulo de potências.
Fonte: Nilsson e Riedel
Onde a potência média P é medida em watts (W) e é a potência de consumo direto, a potência reativa Q medida em volta-ampére reativo (VAR) é a potência relacionada com a parte imaginária do número complexo e está diretamente relacionado com as cargas indutivas, e por último a potência aparente é o módulo dessa potência S e é medido em volt-ampére (VA).
O fator de potência nada mais é que o cosseno desse ângulo theta (θ), onde fazendo uma análise trigonométrica podemos perceber que a potência média é o a potência aparente vezes o cosseno do ângulo
P = |S|.cosθ
E portanto, é factível verificar que ao dividirmos a potência média pela potência aparente, cujo a qual consegue transmitir informação tanto da média quanto da reativa, temos como resultado o cosθ = fator de potência. Dessa forma, determinamos que o fator de potência é na realidade uma proporção de quanto da potência está sendo eficiente para o sistema como um todo.
Impactos e desafios
Sabendo o que é o fator de potência e qual o seu significado, pode-se então discutir seus impactos na rede de distribuição, sendo uma delas já mencionadas que é a determinação da qualidade de consumo dos eletrodomésticos e maquinário. Para servir de exemplo, é preciso saber que o padrão nacional do Brasil é que o sistema opere com um fator de potência de 0,92 para cima, ou seja, com 92% de eficácia.
Um dos desafios que a modernidade e o avanço tecnológico apresenta é o aumento das cargas indutivas nas residências e outros centros de consumo de energia elétrica, já que a tendência é que mais instalações adquiram novos motores e cargas indutivas como as mencionadas acima.
A forma que esse ângulo impacta o sistema e pode danificar os equipamentos e os geradores é que esse ângulo entre as potências média e reativa é determinado pela defasagem entre a corrente e a tensão nas cargas, haja visto que em indutores há um atraso de corrente em relação à tensão. Se essa defasagem se mantiver e por aumentando com o tempo, ao retornar à unidade geradora fora de sincronia com a máquina rotativa no gerador, pode causar uma dessincronização da mesma e com isso o sistema elétrico inteiro da região pode se tornar instável e danificar as propriedades dos consumidores.
Correção do fator de potência
Com isso, a medida que é aplicada para que não haja essa defasagem atenuada entre tensão e corrente é a inserção de um banco de capacitores em paralelo com a unidade de distribuição da energia elétrica, seja na subestação ou em alguns transformadores. A maneira como esse banco de capacitores funciona é devido à impedância que o capacitor representa para uma fonte senoidal, sendo ela o número complexo puramente imaginário com fase -90º, em comparação com a impedância do indutor que representa uma impedância com ângulo 90º positivo.
Fonte: Alexander e Sadiku
Dessa forma, é possível notar que a potência complexa dessas duas cargas distintas terão potências reativas com sentidos contrários, e a lógica é que ao adicionar as duas em paralelo, ou seja, a tensão nas duas será a mesma, é que a medida Q total seja diminuída e dessa forma seja feito o controle do ângulo entre as potências.
Conclusão
Foi demonstrado como o fator de potência necessita de constante melhorias para acompanhar a modernização da sociedade e sua constante evolução de equipamentos residenciais e industriais, para que então toda a rede de distribuição opere sem que haja prejuízo para o consumidor e nem para a concessionária.
À partir dessa ideia de manter o fator de potência, ou proporção de eficiência de consumo de potência das cargas dentro de um patamar de qualidade para que o funcionamento se mantenha operante é que surge a medida de corrigir o fator de potência com um banco de capacitores para que haja uma diminuição na potência reativa e com isso, perdas e dissipação da energia em campo magnético.
Referências
NILSSON, James W; RIEDEL, Susan A. Circuitos Elétricos. 10ª Edição. Pearson, 2016.
ELÉTRICA EM LIMITES. Como é feita a correção do fator de potência de uma instalação elétrica? (passo-a-passo). Youtube, 16 de abril de 2023. Disponível em <https://www.youtube.com/watch?v=eYloMiZRJ4E>.
OBSERVAÇÃO: O estudante que for técnico em eletrotécnica está isento do segundo requisito e pode participar do processo em qualquer momento da graduação.
A bucha de isolamento elétrico é um componente essencial em sistemas elétricos de alta tensão, projetada para permitir a passagem de um condutor sem causar fuga de corrente elétrica. Ela desempenha a função de isolar eletricamente o condutor, suportar os esforços mecânicos e ao mesmo tempo permitir a continuidade da linha de energia com segurança.
A principal função da bucha de isolamento é evitar a passagem de corrente elétrica para o equipamento ou estrutura à qual está acoplada, mantendo a separação entre o condutor de alta tensão e a parte externa aterrada. Assim, a bucha garante a integridade do sistema elétrico e ajuda a prevenir curtos-circuitos e falhas que podem comprometer a operação dos equipamentos.
Buchas de isolamento são amplamente utilizadas em transformadores, disjuntores, seccionadores e outros equipamentos elétricos de alta tensão. Elas são projetadas para suportar condições extremas de operação, como altas temperaturas, variações climáticas e poluição, o que exige uma manutenção regular para garantir seu desempenho e segurança.
Estrutura e materiais
A estrutura de uma bucha de isolamento normalmente inclui três partes principais:
Parte condutora: constituída pelo condutor de alta tensão que passa pela bucha.
Material isolante: geralmente feito de porcelana, vidro ou materiais compósitos, sendo responsável pelo isolamento entre o condutor e o exterior.
Parte externa: a bucha é normalmente equipada com aletas ou ranhuras para aumentar a distância de fuga e melhorar o desempenho contra intempéries.
Além disso, há diferentes tipos de buchas de acordo com a sua aplicação, como buchas a óleo, buchas secas e buchas capacitivas, cada uma projetada para atender a requisitos específicos de isolamento e operação.
Tipos de buchas de isolamento
Existem vários tipos de buchas de isolamento, cada uma projetada para atender diferentes necessidades de aplicação e condições de operação:
Buchas a óleo:
São buchas preenchidas com óleo mineral ou outro fluido isolante. O óleo ajuda a dissipar o calor gerado pela corrente elétrica e também contribui para a função de isolamento. Esse tipo é comum em transformadores de potência e outros equipamentos imersos em óleo.
Buchas secas:
Estas são usadas principalmente em instalações ao ar livre. Elas geralmente usam materiais compostos, como resina epóxi, como isolante. Por não ter óleo, buchas secas não são suscetíveis a vazamentos, logo, exigem menos manutenção, sendo ideais para ambientes onde o risco de contaminação do solo ou incêndio é uma preocupação.
Buchas capacitivas:
Projetadas para melhorar o controle da distribuição de campo elétrico ao longo do comprimento da bucha. Elas incorporam camadas capacitivas no material isolante, que ajudam a distribuir de maneira mais uniforme o estresse elétrico, aumentando a confiabilidade em sistemas de alta tensão.
Manutenção e desafios
A manutenção de buchas de isolamento é fundamental para garantir a confiabilidade do sistema elétrico. Defeitos como rachaduras, perda de vedação ou contaminação da superfície podem levar a falhas de isolamento e, consequentemente, a descargas elétricas. Monitoramento regular por meio de ensaios de resistência de isolamento, fator de potência e inspeções visuais são práticas comuns para garantir a integridade do componente.
As buchas de isolamento estão sujeitas a várias formas de falha, que podem resultar em interrupções no fornecimento de energia e danos aos equipamentos. As falhas mais comuns incluem:
Descargas parciais: Ocasionadas por falhas no isolamento, as descargas parciais são pequenas faíscas que ocorrem dentro da bucha, o que pode levar à degradação progressiva do material isolante.
Rachaduras e fissuras: Rachaduras no isolante externo podem permitir a entrada de umidade e contaminantes, reduzindo a eficácia do isolamento e aumentando o risco de falha elétrica.
Perda de fluido isolante: Em buchas a óleo, a perda de fluido devido a vazamentos compromete tanto a função de resfriamento quanto o isolamento, exigindo reparos imediatos.
Contaminação externa: Em ambientes muito poluídos, partículas de poeira e outros contaminantes podem se acumular na superfície das buchas, reduzindo a resistência de isolamento e levando à formação de trilhas de condução elétrica que podem causar curtos-circuitos.
Importância na rede elétrica
As buchas de isolamento são componentes críticos porque qualquer falha nelas pode ter efeitos desagradáveis para a rede. Além de potencialmente danificar equipamentos de alto custo, como transformadores, a falha de uma bucha pode causar quedas de energia generalizadas, impactando o fornecimento de eletricidade para grandes áreas.
Assim, o desenvolvimento de materiais mais robustos e tecnologias de monitoramento avançado são focos de inovação no campo das buchas de isolamento, visando aumentar a segurança e confiabilidade dos sistemas elétricos de potência.
Referências
DA SILVA, Leonardo Nunes Alves . MONITORAMENTO E DIAGNÓSTICO DE BUCHAS DE ALTA TENSÃO. Rio de Janeiro: UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO, 2007.
MONITORAMENTO E DIAGNÓSTICO DE BUCHAS DE ALTA TENSÃO. Bushing (electrical). Disponível em: https://en.wikipedia.org/wiki/Bushing_(electrical). Acesso em: 10 set. 2024.
Entre todas as fontes de energia disponíveis, a energia solar é a mais abundante e pode ser explorada de forma direta e indireta. O Brasil recebe níveis médios de radiação solar superiores aos observados na maioria dos países europeus, com baixa variabilidade sazonal, devido à grande parte do país estar localizada na zona tropical. Nesse contexto, a aplicação de técnicas como os seguidores solares (solar trackers), automatizam os sistemas e os tornam mais eficientes.
A utilização de seguidores solares pode aumentar significativamente a eficiência dos sistemas fotovoltaicos, pois eles podem captar mais luz solar ao longo do dia em comparação com sistemas fixos. Isso é especialmente benéfico em regiões com alta variabilidade na posição do sol ao longo do ano.
Além disso, os seguidores solares podem ser equipados com sensores e sistemas de controle automatizados que ajustam continuamente a posição dos painéis, garantindo a máxima exposição solar e, consequentemente, maior geração de energia.
Para se projetar a instalação do sistema fotovoltaico é necessário saber a posição do Sol no céu de acordo com um observador na Terra. O sistema de coordena das astronômica horizontal ou alta-azimutal é um dos sistemas mais simples e o mais conveniente para aplicações fotovoltaicas, ele utiliza as coordenadas da altura (h) e azimute (A) para localizar um astro na esfera celeste.
A esfera celeste é uma superfície esférica imaginaria que envolve a terra e onde fica os corpos celestes. Os planos e pontos na esfera celestes ajudam na determinação da posição dos astros no céu. O horizonte é o plano tangente à terra e onde fica o observador, o zênite é o ponto perpendicular ao horizonte.
Movimento aparente do Sol
O Sol, durante o dia claro, para um observador na Terra, aparenta estar se movimentando no céu de modo de que, ao nascer até se pôr, desloca-se de um lado ao outro do horizonte. Esse movimento é chamado de Movimento Diurno Aparente do Sol.
Outro fato comum, é considerar o nascer do Sol ao lado leste e o pôr do Sol ao lado oeste. Porém, isso não é o que realmente ocorre e é facilmente comprovável com apenas a observação, a partir do mesmo ponto, do nascer e do sol durante o ano. A posição do nascer do sol varia ao longo do ano e chega ao seu limite nos solstícios.
O eixo de rotação terrestre está sempre inclinado em um ângulo de 23,45° em relação ao eixo da eclíptica. A declinação solar é distância angular dos raios solares do norte ou sul do equador, com a orientação norte definida como positiva.
A inclinação do eixo terrestre, associado ao movimento da Terra, implica na mudança dos pontos do horizonte em que o Sol nasce ao longo do ano. Esse movimento, chamado de Movimento Anual Aparente do Sol, faz com que o Sol aparente estar a cada dia a uma região mais a Leste numa região estelar.
Rastreamento no eixo vertical e horizontal
Os sistemas de rastreamento podem ser classificados pelo modo de seu movimento, que pode ocorrer em um eixo ou em dois eixos. Os seguidores de eixo único movem-se ao longo de um único eixo, geralmente de leste a oeste, enquanto os de dois eixos podem ajustar-se tanto horizontal quanto verticalmente, permitindo um alinhamento mais preciso com o sol.
No caso do modelo de um eixo, o movimento pode ser das seguintes formas: paralelo ao eixo da Terra, Norte-Sul ou Leste-Oeste.
O mecanismo de rastreamento em dois eixos pode ajustar-se tanto horizontal quanto verticalmente. Com isso, ele possui movimentação azimutal (eixo vertical) e de inclinação (eixo horizontal), permitindo um alinhamento mais preciso com o sol, o que proporciona um grande rendimento.
Referências
BEDAQUE, P.; BRETONES, P. S. Variação da posição de nascimento do Sol em função da latitude. Revista Brasileira de Ensino de Física [online]. 2016, v. 38, n. 3, e3307.
BOCKZO, R. Conceitos de Astronomia. Edgard Blücher Ltda, São Paulo, 1984, 429 p.
KALOGIROU, S. A. 2014. Solar energy engineering: processes and systems. 2. ed, Academic Press, Elsevier, EUA, 2014.
MECENEIRO, G. D. Desenvolvimento de um sistema para rastreamento solar. Dissertação (mestrado) – Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Tecnologia, Limeira, SP, 2018. 80 p.
PAIVA, E. C. Desenvolvimento de um rastreador solar microcontrolado para um coletor solar concentrador. Tese de Doutorado, Universidade Federal de Viçosa, Minas Gerais, 2009.
SMETS, A. H. M. et al. Solar Energy: The Physics and Engineering of Photovoltaic Conversion, Technologies and Systems. Uit Cambridge Ltd. 488 p, 2016.
Até os anos 1960, os mecanismos de interrupção dos disjuntores de sistemas de potência se basearam em meios isolantes de ar ou óleo em todas as classes de tensão. Nesse cenário, as tecnologias de princípio de interrupção a base de gás SF6 (hexafluoreto de enxofre) e de vácuo emergiram, com isso a média tensão seria tomada por essas duas tecnologias, seguida pela preponderância da utilização do SF6 na alta tensão.
Antes de detalhar o disjuntor de alta tensão com interrupção a vácuo, é importante diferenciar os mecanismos de interrupção a vácuo e a SF6 que são amplamente disponíveis para disjuntores de média tensão no mercado, com suas respectivas vantagens e desvantagens. O mecanismo de interrupção a vácuo extingue o arco elétrico em um ambiente de vácuo, nesse sentido a rápida recuperação desse dielétrico implica na possibilidade de interrupção de correntes de falta com di/dt severos, aliado com uma menor energia do arco (tensão) que resulta em mais interrupções completas de correntes de curto-circuito quando comparado com modelos equivalentes com outras tecnologias. Paralelamente, os disjuntores a gás SF6, utilizam esse meio para extinguir o arco pelas suas ótimas propriedades dielétricas, de acordo com Cavalcanti (1995), o SF6 possui uma eficiência de supressão de arco 10 vezes maior que o ar e um tempo de extinção 100 vezes menor. Entretanto, o SF6 é um gás potencializador do efeito estufa por pertencer a classe dos gases fluorados.
Figura 1: Câmeras de extinção de arco elétrico a vácuo de alta tensão
Fonte: Siemens Energy/Divulgação
Nesse contexto, os fatores determinantes na escolha entre esses mecanismos são a classe de tensão e fatores ambientais. A princípio a SF6 se mostra eficiente em modelos de 11 kV até 1100 kV, tendo um intervalo de aplicação amplo e, como mencionado, predominante na alta tensão. Por outro, as aplicação do mecanismo a vácuo eram limitadas a aplicações internas de média tensão, usualmente de 11 kV até 33 kV, isso até a recente disponibilização de câmeras de extinção para alta tensão em modelos de até 145 kV. Por exemplo, a fabricante Siemens introduziu essa tecnologia em modelos de alta tensão (até 145 kV) somente em 2010 com sua linha 3AV1.
Nesse sentido, os disjuntores de tensão de até 145 kV que utilizam o mecanismo de interrupção a vácuo representam uma solução avançada para aplicações em redes de distribuição e transmissão de energia elétrica. Estes disjuntores são projetados para oferecer alta confiabilidade, aproveitando a tecnologia de vácuo para garantir uma interrupção rápida e eficiente do arco elétrico. Além disso, a ausência de gases de efeito estufa e a reduzida necessidade de manutenção tornam esses dispositivos uma escolha ambientalmente economicamente vantajosa. Por fim, a tecnologia de interrupção a vácuo em disjuntores de até 145 kV proporciona uma vida útil prolongada, e uma resistência superior a operações frequentes, características essenciais para garantir a continuidade e a estabilidade do fornecimento de energia elétrica.
Figura 2: Disjuntor de 145 kV com câmeras de extinção a vácuo
Fonte: Siemens Energy/Divulgação
Referências:
CAVALCANTI, A. C. Disjuntores e chaves: aplicação em sistemas de potência. Ed. 1. Niterói: Editora da UFF, 1995.
MAMEDE, J. F. Manual de equipamentos elétricos. 5. Ed. Rio de Janeiro: LTC, 2022.
A geração de energia elétrica é realizada de tal forma que a frequência das tensões e correntes do sistema elétrico de potência apresentem um valor pré-determinado, o qual é consequência das dinâmicas eletromecânicas das máquinas geradoras, como máquinas síncronas e de indução. Tal valor de frequência varia entre 50 Hz (em grande parte da Europa, Paraguai, Argentina, etc.) e 60 Hz ( Brasil, Estados Unidos, etc.), sendo importante mantê-lo dentro de certos limites para o correto funcionamento dos equipamentos elétricos e eletrônicos, além de garantir um fornecimento adequado de energia.
O PRODIST (Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional), conjunto de normas estabelecidas pela ANEEL para regulamentação das atividades de distribuição de energia no Brasil, determina certos limites para as variações de frequência através do Módulo 8, Seção 8.1.7 (ANEEL,2021):
8.1.7.1: “O sistema de distribuição e as instalações de geração conectadas ao mesmo devem, em condições normais de operação e em regime permanente, operar dentro dos limites de frequência situados entre 59,9 Hz e 60,1 Hz”
8.1.7.2: “Quando da ocorrência de distúrbios no sistema de distribuição, as instalações de geração devem garantir que a frequência retorne, no intervalo de tempo de 30 (trinta) segundos após a transgressão, para a faixa de 59,5 Hz a 60,5 Hz, para permitir a recuperação do equilíbrio carga-geração.”
8.1.7.3: “Havendo necessidade de corte de geração ou de carga para permitir a recuperação do equilíbrio carga-geração, durante os distúrbios no sistema de distribuição, a frequência:
a) não pode exceder 66 Hz ou ser inferior a 56,5 Hz em condições extremas;
b) pode permanecer acima de 62 Hz por no máximo 30 (trinta) segundos e acima de 63,5 Hz por no máximo 10 (dez) segundos;
c) pode permanecer abaixo de 58,5 Hz por no máximo 10 (dez) segundos e abaixo de 57,5 Hz por no máximo 05 (cinco) segundos.”
Portanto, através da normativa prescrita pela ANEEL, nota-se que a frequência elétrica não deve apresentar grandes variações, seja em regime permanente, seja em regime transitório. Assim, é importante analisar os diferentes motivos que acarretam tais oscilações.
Primeiramente, qualquer tipo de perturbação nas redes elétricas leva à alteração na frequência do sistema, das quais destacam-se a variação de carga no sistema, a presença de cargas harmônicas e curto-circuitos.
Além disso, a relação entre demanda e geração é um importante fator no monitoramento da frequência elétrica. Isso porque, em situações de desequilíbrio entre carga e geração, há um aumento ou diminuição da frequência: quando a demanda de energia é maior que a fornecida pelo sistema de geração, há uma tendência de redução da frequência, enquanto o contrário provoca um aumento no seu valor. Tal questão está diretamente relacionada à forma como a energia é gerada, sobretudo em máquinas síncronas, nas quais a velocidade de rotação do rotor é diretamente proporcional à potência gerada e consumida.
Exemplo de variação de frequência em (P.U.). (Fonte: Yunus, 2019)
Por fim, com o desenvolvimento das energias renováveis, a geração distribuída representa um grande problema em relação ao controle da frequência, principalmente devido ao fluxo bidirecional nas redes de energia elétrica.
Esses fatores provocam oscilações transitórias e, a depender da sua intensidade, o sistema pode se tornar instável, apresentando uma variação contínua e desenfreada da frequência, o que leva à possíveis blackouts e danos aos diferentes equipamentos elétricos.
Logo, percebe-se que o controle da frequência deve ser realizado de modo a evitar excursões exacerbadas diante de qualquer intercorrência, promovendo o funcionamento adequado do sistema elétrico.
Referências:
Yunus, Shiddiq. (2019). Impacts of Grid Frequency Variation on Dynamic Performance of DFIG Based Wind Turbine. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. 619. 012007. 10.1088/1757-899X/619/1/012007.
STEVENSON, William D. Elementos de Análise de Sistemas de Potência. 2.ed. São Paulo: McGraw-Hill, 1986. 458p.
ANEEL, “Procedimentos de distribuição de energia elétrica no sistema elétrico nacional – PRODIST”, ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica, Dezembro, 2021.
O Sistema Elétrico de Potência (SEP) representa uma complexa rede interconectada, essencial para assegurar o fornecimento ininterrupto, seguro e conforme os padrões estabelecidos de energia elétrica, atendendo às exigências de consumidores distribuídos em diversos locais. Esse sistema, composto por geradores, linhas de distribuição, linhas de transmissão e subestações de energia elétrica, desempenha um papel crucial na garantia da demanda energética solicitada.
Linhas de Transmissão de Energia Elétrica. Fonte: pexels. Disponível em: https://www.pexels.com/pt-br/foto/alvorecer-amanhecer-aurora-natureza-5850492/
Para manter a integridade e a eficiência desse sistema, é imprescindível contar com um sistema de proteção robusto e confiável, equipado com dispositivos capazes de monitorar e intervir quando necessário no SEP.
Um desses dispositivos fundamentais é o Relé de Proteção. Sua função primordial consiste em monitorar diversas grandezas elétricas, como tensão, corrente e frequência, entre outras. Ao detectar condições anormais de operação, tais como sobrecargas ou curtos-circuitos, o relé emite sinais ou comandos para desligamento parcial ou total do sistema por meio dos disjuntores. Essa ação imediata visa evitar danos aos equipamentos e impedir a propagação de perturbações para outras partes do SEP. Assim, o Relé de Proteção desempenha um papel vital na salvaguarda da integridade e na preservação da operacionalidade do Sistema Elétrico de Potência.
Relé de Proteção Schweitzer Engineering. Disponível em: https://www.google.com/imgres?q=rel%C3%A9%20de%20prote%C3%A7%C3%A3o%20de%20sobrecorrente&imgurl=https%3A%2F%2Fselinc.com%2FuploadedImages%2FWeb%2FProducts%2FImages%2F421.png%3Fn%3D63574914008000&imgrefurl=https%3A%2F%2Fselinc.com%2Fpt%2Fproducts%2F487B%2F&docid=vtiHlMD8OLfABM&tbnid=aKOzeCEkA-D4HM&vet=12ahUKEwjZ6MfihMGGAxU6rpUCHXLKJLcQM3oECHYQAA..i&w=1200&h=859&hcb=2&ved=2ahUKEwjZ6MfihMGGAxU6rpUCHXLKJLcQM3oECHYQAA
Relé de Sobrecorrente
O Relé de Sobrecorrente é utilizado na proteção de linhas de transmissão, linhas de distribuição, transformadores e motores contra sobrecargas e/ou curto-circuitos elétricos a partir do monitoramento da corrente elétrica do sistema, enviando sinal para abertura de um ou mais disjuntores quando for detectado uma corrente maior ou igual ao valor de corrente ajustado previamente, podendo ser essa atuação de maneira instantânea ou temporizada (50/51). O relé de sobrecorrente pode ser conectado ao sistema de maneira direta, tendo sua bobina conectada em série com o circuito, ou de forma indireta através de dispositivos abaixadores, como os transformadores de correntes (TC).
Uma das curvas características dos relés de sobrecorrente é a de tempo definido, que estabelece um intervalo de atuação para um determinado valor mínimo de corrente. Quando o sistema atinge ou excede esse valor mínimo de corrente e o tempo definido se esgota, o relé é ativado. Além disso, outra curva característica importante é a tempo dependente, onde o tempo de atuação do relé varia de forma inversamente proporcional ao valor da corrente. Essas variações podem ser classificadas em três grupos: Normalmente Inversa (NI), Muito Inversa (MI) e Extremamente Inversa (EI).
Curvas Características normalmente inversa (NI), muito inversa (MI) e extremamente inversa (EI) [1].
Unidade Instantânea (50) e Temporizada (51)
Os Relés de Sobrecorrente são compostos por duas unidades: a unidade instantânea e a unidade temporizada. Nos diagramas de Proteção do Sistema Elétrico de Potência (SEP), essas unidades são representadas pelos números 50 e 51, respectivamente. Quando os relés monitoram a corrente para a proteção das fases, as unidades são descritas como 50 e 51 de fase. No caso da proteção do neutro ou terra, as designações são 50 e 51 neutro e terra, respectivamente.
É importante ressaltar que, com o avanço tecnológico e a implementação dos relés de sobrecorrente digitais, é possível incorporar várias funções de proteção em um único relé, tornando-o um relé multifunções.
Relé de Sobrecorrente schneider. Disponível em: https://download.schneider-electric.com/files?p_Doc_Ref=PM107252&p_File_Ext=.JPG
A unidade instantânea opera em uma fração de tempo da ordem de milissegundos. Os relés eletromecânicos não oferecem a possibilidade de ajuste para controlar esse tempo de atuação. No entanto, com o surgimento dos relés digitais, essas unidades possibilitam ajustes prévios do tempo de atuação e da corrente mínima necessária para acionar o relé.
Por outro lado, a unidade Temporizada permite ajustes das curvas de atuação e da corrente mínima de atuação. Em outras palavras, ela opera com curvas de tempo definido e tempo dependente.
Diagrama básico da proteção de sobrecorrente da saída de um alimentador primário radial [1].
Referências:
ALMEIDA, Marcos A. Dias de. Apostila de Proteção do Sistemas Elétricos. Natal: 2022.
CAMINHA, Amadeu Casal. Introdução à proteção dos sistemas elétricos. São Paulo: Edgard Blucher, 1977.
ELETROBRAS, Comitê de Distribuição. COLEÇÃO DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA Proteção de sistemas aéreos de distribuição. Rio de Janeiro, Eletrobrás, 1982.
SAMPAIO, João Pedro Bezerra. Modernização de sistemas de proteção com utilização dos relés digitais (caso prático LT-04S1 – CHESF). Recife: O Autor, 2014.
BARBOSA, Daniel. Sistemas Elétricos de Potência 2024.1. O Autor, 2024.
O efeito corona é o fenômeno em que um sistema elétrico operando em altas tensões gera um campo elétrico que consegue romper a rigidez dielétrica do ar atmosférico ao redor de suas linhas de transmissão, comumente em campos elétricos de magnitude de 30 kV/cm. Esse rompimento gera um ruído característico e um brilho roxo ao redor dos componentes, além de uma série de consequências para o funcionamento do sistema e neste texto serão abordados a causa, as vantagens e desvantagens desse fenômeno e por fim como é possível mitigar esse efeito e manter o sistema elétrico operando corretamente.
Efeito corona presente em isoladores de uma subestação. Fonte: https://pt.linkedin.com/pulse/efeito-corona-na-eletricidade-lucas-almeida-barroso.
Causa
Como foi citado anteriormente, um campo elétrico na faixa dos 30 kV/cm já seria o suficiente para causar essa quebra do limite dielétrico, porém, a tensão média de operação de subestações e linhas de transmissão se dá acima dos 100 kV, então por que nem sempre esse efeito é visível?
O rompimento da rigidez dielétrica do ar se dá quando o equipamento elétrico alcança a chamada tensão disruptiva, onde não é só a tensão de operação que influencia, mas também as impurezas (poeira e sujidades), a umidade atmosférica e o arranjo físico desses componentes.
O brilho característico do efeito ocorre em decorrência da ionização do oxigênio presente no ar, que uma vez submetido à tensão disruptiva causa uma reação em cadeia onde o ar conduz corrente e com isso o oxigênio acaba por ser ionizado, havendo o surgimento do gás ozônio e por isso as faíscas possuem a coloração roxa-azulada, cor característica do ozônio.
Processo de ionização do gás oxigênio em ozônio. Fonte: https://naturaltec.com.br/ozonio-desinfeccao-agua/ozonio_tratamento_e_desinfeccao_de_agua_com_ozonio_tratamento_de_agua_e_efluentes_com_ozonio_-_2017-06-29_18-24-58/.
Fatores que influenciam o efeito
Os fatores que podem influenciar um sistema elétrico para que ocorra o efeito corona são:
Frequência: Um condutor operando em uma frequência elevada aumenta as chances de ocorrer a tensão disruptiva;
Umidade: As condições atmosféricas elevam as chances de ocorrer o efeito corona, visto que a umidade pode aumentar a condutibilidade do ar;
Espessura dos condutores: Em uma linha de transmissão, se o raio de seu fio é aumentado, diminui-se a ocorrência do efeito corona, haja visto que aumenta a condutibilidade da linha o que impede da corrente ser conduzida para o ar;
Espaçamento dos condutores: A distância de uma linha para a outra também influencia o surgimento do fenômeno, haja visto que muitas linhas próximas aumentariam a intensidade do campo elétrico naquele espaço.
Condições físicas dos condutores: As condições da superfície dos condutores, como poeiras, irregularidades e poros podem aumentar a probabilidade de acontecer o efeito corona, já que superfícies irregulares causa acúmulo de cargas e com isso facilidade para haver a ruptura da rigidez dielétrica do ar.
Altitude: A altitude onde é instalada os condutores influencia no surgimento do efeito corona dependendo das condições do ar, já que quanto mais alto tende-se a ter um ar mais rarefeito, tendo uma rigidez dielétrica menor.
Consequências
O efeito corona apesar de ser um fenômeno visual e auditivo, também traz consequências positivas e negativas para os condutores onde ocorre, entre elas:
Vantagens: Devido ao ar ao redor do condutor se tornar um condutor também, acaba por aumentar o diâmetro de condutividade da linha de transmissão, causando assim uma diminuição na variação de potência transmitida. Outra vantagem decorrente desse aumento do diâmetro do condutor é a diminuição do risco de sobretensão.
Desvantagens: As desvantagens do efeito corona são variados, sendo o principal dele a deterioração do condutor, uma vez que há a liberação do gás ozônio que é corrosivo. Outra desvantagem é uma perda de energia que está sendo distribuída de taxas entre 0,1% a 3%, afetando a eficácia da transmissão. E por fim, o ruído gerado pelo efeito pode interferir em sistemas de radiofrequência, prejudicando os sistemas de comunicação em suas imediações.
Efeito corona afetando linhas de transmissão. Fonte: https://live.staticflickr.com/65535/50977459108_62f7448907_b.jpg.
Métodos de redução do efeito
O melhor jeito de reduzir a ocorrência do efeito corona é no planejamento do sistema, escolhendo os materiais, a altitude e as dimensões corretas dos condutores e das linhas de transmissão. No entanto, quando mesmo assim pode haver a sua ocorrência, o principal método de contenção desse efeito é a partir da implementação dos anéis anti-corona.
O anel anti-corona tem função de criar uma equipotencialização nos isoladores e dessa forma é possível diminuir o acúmulo de carga em uma extremidade deste, evitando assim o acontecimento de um campo elétrico intenso que cause o efeito, fazendo então que o efeito ocorra no anel e a ionização do oxigênio assim como a dissipação da energia só ocorra no mesmo. O seu funcionamento é melhor visualizado na imagem a seguir:
O efeito corona é algo a ser considerado quando falamos na implementação de um sistema elétrico de potência, pois é um fenômeno que pode afetar não só as linhas de transmissão, mas também isoladores em subestações e transformadores.
As consequências que esse efeito pode causar para o condutor, apesar de haver alguns positivos, em sua maioria são negativos e pode acarretar na piora do funcionamento do sistema e na qualidade do material, sendo assim necessário ser feito o arranjo correto das configurações físicas e de operação para que este efeito não ocorra. Sendo assim, havendo a apropriada preparação para a sua mitigação, o funcionamento da distribuição poderá continuar inalterada e sua eficácia mantida.
É fato que o desejo pela obtenção da própria geração de eletricidade abrange um grande número de pessoas que querem se imaginar independentes das concessionárias, com uma fonte de energia que não depende de terceiros e com menos custos na conta de energia. Nesse sentido é que entra o conceito de geração distribuída (GD), uma abordagem que permite que cada um de nós se torne produtor de uma energia limpa e autossustentável.
O que é a geração distribuída?
Por muito tempo, diversos autores convergem quanto à definição de geração distribuída (GD), visto que há uma enorme quantidade de variáveis a serem consideradas para a classificação desse tipo de sistema:
O propósito: técnico, econômico, ambiental e/ou social;
A localização: interligado ao sistema de transmissão, de distribuição ou instalação isolada;
A especificação da potência: micro, pequena, média ou grande GD;
A área de entrega da energia gerada: sistema de transmissão, de distribuição e/ou consumidor;
A tecnologia: modular ou não-modular, geração de calor e eletricidade ou apenas eletricidade;
A fonte primária de energia: tradicional ou alternativa, renovável ou não-renovável;
O modo de operação: centralizada ou não-centralizada;
O impacto ambiental: emissão de poluentes, alagamento, desmatamento e poluição sonora e/ou visual;
A propriedade: empresa de geração, transmissão, distribuição e/ou consumidor.
O nível de penetração: muito baixo, baixo, médio, alto ou muito alto.
Com isso, com a análise de todas essas variáveis, a geração distribuída foi definida, dentre diversas propostas, como “[…] a denominação genérica de um tipo de geração de energia elétrica que se diferencia da realizada pela geração centralizada por ocorrer em locais em que não seria instalada uma usina geradora convencional, contribuindo para aumentar a distribuição geográfica da geração de energia elétrica em determinada região.”
Dessa forma, com o uso de GDs, torna-se possível a geração de energia elétrica no local ou próximo ao ponto de consumo a partir de fontes renováveis, como a eólica, solar e biomassa. No entanto, a tecnologia solar fotovoltaica é a que mais se mostra presente através da instalação de painéis fotovoltaicos em residências ou estabelecimentos.
Fonte: Freepik
Cenário nacional
A partir de 2012 entrou em vigor a Resolução Normativa ANEEL nº 482/2012, que permite ao consumidor brasileiro a geração de sua própria energia elétrica a partir de fontes renováveis ou cogeração qualificada, podendo também fornecer o excedente para a rede de distribuição de sua localidade. Esse sistema foi denominado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) como “Microgeração e Minigeração Distribuídas de Energia Elétrica (MMGD)”, sendo a microgeração distribuída definida como uma central geradora de energia elétrica, com potência instalada menor ou igual a 75 quilowatts (kW), que diferencia-se da minigeração distribuída como as centrais geradoras com potência instalada superior a 75 kW e menor ou igual a 3 megawatts (MW), para a fonte hídrica, ou 5 MW para as demais fontes.
Além disso, em 24 de novembro de 2015, foi publicada pela ANEEL a Resolução Normativa n° 687, que alterou a Resolução Normativa n° 482 de modo a estabelecer critérios para a microgeração e minigeração distribuída e introduzir o Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE). Esse sistema é um modelo que permite que a energia ativa produzida por uma unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída seja injetada na rede da distribuidora local, se transformando em créditos energéticos e podendo, posteriormente, serem usados para compensar a energia elétrica consumida.
Podemos pensar, por exemplo, em empresas utilizando painéis solares: durante o dia, os painéis solares estão gerando energia e a empresa está utilizando essa energia para alimentar todos os equipamentos que fazem parte da sua infraestrutura. Se a energia gerada é superior à energia que a empresa está precisando, o excedente é injetado na rede elétrica. Por outro lado, se a energia gerada pelo sistema fotovoltaico não for suficiente para alimentar todas as cargas da organização, a rede elétrica da concessionária será responsável por suprir a quantidade de energia necessária.
O SCEE é regularizado pela lei 14.300/2022, que estabelece o marco legal da geração distribuída: a geração distribuída não possuía lei própria no Brasil até a data de 7 de janeiro de 2022, quando foi sancionado o Projeto de Lei n° 5.829/2019, que instituiu o marco legal da microgeração e minigeração distribuída, promovendo, dessa forma, maior segurança jurídica e regulatória, alocação dos custos de uso da rede e dos encargos previstos na legislação do Setor Elétrico, bem como livre acesso do consumidor às redes das distribuidoras para fins de conexão de geração distribuída.
Com isso, tornou-se possível um maior avanço da micro e da minigeração distribuída no país. De acordo com a ANEEL, o ano de 2022 e 2023 no Brasil foram marcados pela maior quantidade de sistemas de micro e minigeração distribuída conectados à rede de distribuição de energia elétrica já registrado. No ano de 2023 foram conectadas 625 mil unidades, com potência instalada de mais de 7,4 gigawatts (GW), ficando atrás somente do ano de 2022, com 795 mil unidades conectadas e com potência instalada superior a 8,3 GW.
Características
Como foi possível observar, o uso de GDs, com benefícios proeminentes, tem marcado cada vez mais presença no Brasil. Com isso, cabe levantar características que colaboram com essa tendência de aumento dessa modalidade de geração de energia elétrica:
Fácil de construir com menor investimento: curto período de construção e baixos custos de instalação, devido a menor capacidade de geração de potência e a falta de necessidade de construir subestações ou centrais de distribuição;
Próximo a usuários, baixas perdas e maior simplicidade de transmissão e geração de energia: por estar próximo aos usuários, geralmente é possível fornecer energia diretamente às cargas próximas, dispensando linhas de transmissão de alta voltagem em longas distâncias e, consequentemente, minimizando as perdas na transmissão e distribuição;
Polui menos e possui boa compatibilidade com o ambiente: tem a capacidade de fazer uso total de fontes de energia renováveis e limpas.
Operação flexível, segurança e confiabilidade: o ligamento e desligamento de unidades menores é mais rápido e flexível, podendo servir como uma fonte de energia alternativa.
Em síntese, vários tipos de GDs conectada à rede elétrica com alta densidade podem apresentar vantagens significativas em eficiência de uso de energia, conservação de energia, redução de emissões e aprimoramento da confiabilidade no fornecimento de energia, se comparado às fontes de energia tradicionais que dependem de transmissão e distribuição em longas distâncias, distantes do centro de carga.
Conclusões
Em resumo, a geração distribuída no Brasil, especialmente através do SCEE, representa um avanço significativo na busca por fontes de energia renováveis e sustentáveis. Com a capacidade de produzir energia localmente e compensar o consumo através da injeção de excedentes na rede elétrica, os consumidores têm a oportunidade de reduzir suas contas de energia e contribuir para a redução das emissões de gases de efeito estufa. Dessa forma, a geração distribuída no Brasil tem um grande potencial para transformar o setor de energia do país de forma sustentável.
Referências
• ANEEL, “Cadernos Temáticos ANEEL: Micro e Minigeração Distribuída: sistema de Compensação de Energia Elétrica,” 2a Edição. 2016 • SEVERINO, M. M.; CAMARGO; I. M. d. T.; OLIVEIRA, M. A. G. d., “Geração distribuída: discussão conceitual e nova definição”, Revista Brasileira de Energia, vol. 14, pp. 47- 66, 2008 • BRASIL. Lei no 14.300, de 6 de janeiro de 2022. Institui o marco legal da microgeração e minigeração distribuída, o Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE) e o Programa de Energia Renovável Social (PERS); altera as Leis nos 10.848, de 15 de março de 2004, e 9.427, de 26 de dezembro de 1996; e dá outras providências. Diário Oficial da União: seção 1, ed. 5, p. 4, 07 jan. 2022. • Micro e minigeração distribuída apresenta acréscimo de 7,4 GW em 2023. ANEEL, 3 de janeiro de 2024. Disponível em: <https://www.gov.br/aneel/pt-br/assuntos/noticias/2024/micro-eminigeracao-distribuida apresenta-acrescimo-de-7-4-gw-em-2023>. Acesso em: 5 de março de 2024. • LIANG, J.; LUO, B., “Analysis and Research on Distributed Power Generation Systems”, em 2023 3rd International Conference on New Energy and Power Engineering (ICNEPE). 2023, p. 592-595. doi: 10.1109/ICNEPE60694.2023.10429133.
