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Material de Consulta dos Alunos 4º Tópico – Correção do Baixo Fator de Potência O Sistema Elétrico é constituído por um conjunto de equipamentos, genericamente denominados “cargas”, tais como: motores, geradores, transformadores, reatores de iluminação, reguladores, dentre vários outros, bem como pelas linhas de alimentação e seus condutores. Cada componente traz em si uma característica construtiva própria que, somada às demais, compõem as características do sistema elétrico como um todo. Assim, equipamentos como os motores e geradores, por dependerem de campos eletromagnéticos para o seu funcionamento, agregam ao sistema a característica denominada “indutiva”, pois, em seu funcionamento, a energia elétrica que os alimenta, por “indução”, é convertida em outro tipo de energia, no caso dos motores, por exemplo, em energia motriz. As cargas indutivas necessitam de campo eletromagnético para seu funcionamento, por isso sua operação requer dois tipos de potência: ativa e reativa. A potência ativa, medida em kW, é aquela que efetivamente realiza trabalho, gerando calor, luz, movimento, etc. A potência reativa, medida em kVAr, é usada apenas na criação e manutenção dos campos eletromagnéticos das cargas indutivas. Assim, enquanto a potência ativa é sempre consumida na execução de trabalho, a potência reativa, além de não produzir trabalho, circula entre a carga e a fonte de alimentação, “ocupando um espaço” no sistema elétrico, o qual poderia ser utilizado para fornecer mais energia ativa. A potência ativa e a potência reativa, juntas, constituem a potência aparente, medida em kVA, que é a potência total gerada e transmitida à carga. O chamado triângulo de potências (Figura 1) é utilizado para mostrar, graficamente, a relação entre as potências ativa, reativa e aparente. Eletricidade II Figura 1 - Triângulo das potências 5.1 – Legislação Atual A regulamentação atual estabelece que o fator de potência de referência para unidades consumidoras conectadas na distribuição até o nível de 230 kV é de 0,92, conforme Resolução Normativa nº. 414/2010 e item 3.2 do Módulo 8 do PRODIST, transcrito abaixo: • Para unidade consumidora conectada no sistema de distribuição ou conexão entre distribuidoras com tensão inferior a 230 kV, o fator de potência no ponto de conexão deve estar compreendido entre 0,92 e 1,00 indutivo (06h às 00h) ou 1,00 e 0,92 capacitivo (00h às 06h), de acordo com regulamentação vigente. • Para unidade consumidora com tensão igual ou superior a 230 kV os padrões deverão seguir o determinado no Procedimento de Rede. No entanto, enquanto o PRODIST determina que o valor de referência do fator de potência em redes de distribuição até 230kV é de 0,92 indutivo a 0,92 capacitivo, os Procedimentos de Rede, no submódulo 3.6 do módulo 3, de acordo com a Tabela abaixo, determinam que os consumidores conectados em redes de transmissoras em tensão entre 69 e 345 kV têm como limite para o fator de potência o valor de 0,95. Tensão nominal do ponto de conexão Faixa de fator de potência Vn ≥ 345 kV 0,98 indutivo a 1,0 69 kV ≤ Vn < 345 kV 0,95 indutivo a 1,0 Vn < 69 kV 0,92 indutivo a 0,92 capacitivo Dessa forma, as unidades consumidoras conectadas em níveis de tensão entre 69 e 230kV têm limites diferentes para absorção e fornecimento de energia reativa quando conectadas em linhas de transmissoras e de distribuidoras. 5.2 – Desvantagens de operar com baixo fator de potência Basicamente têm-se as seguintes consequências mais graves em operar com um baixo fator de potência, tais como: • Sobretaxa na conta de consumo, que é cobrada pela energia ativa que a concessionária está deixando de disponibilizar para outros consumidores; • Flutuações e quedas de tensão em vista da sobrecarga dos circuitos; • No caso das subestações, há uma limitação na potência máxima a ser liberada pelo transformador; • Aumento na seção dos condutores; • Aumento do Efeito Joule nas linhas de distribuição; • Aumento da capacidade dos dispositivos de proteção; • Baixo rendimento do fluxo luminoso; • Baixo rendimentos dos dispositivos de refrigeração e aquecimento; • Baixo rendimento dos motores; • Fadiga dos condutores e dispositivos de manobra. 5.3 – Causadores de baixo fator de potência O baixo fator de potência pode provir de diversas causas. A solução para melhoria do fator de potência de uma instalação elétrica passa necessariamente pelo profundo conhecimento e análise dessas causas, a fim de que se possa propor uma ação corretiva mais eficaz. Entre as principais causas, podemos citar: • Motores de indução operando em vazio ou superdimensionados (operando com pouca carga); • Transformadores operando em vazio ou superdimensionados; • Grande quantidade de motores de pequena potência em operação durante um longo período; • Lâmpadas de descarga com reatores de baixo fator de potência; • Cargas especiais com consumo reativo (forno de indução, máquinas de solda à arco voltaico, máquinas de raio-x etc.); • No breaks e estabilizadores; • Equipamentos eletrônicos em grande quantidade; • Tensão acima da nominal. 5.4 – Modalidades de correção A primeira providência para corrigir o baixo fator de potência é a análise das causas que levam à utilização excessiva de energia reativa. A eliminação dessas causas passa pela racionalização do uso de equipamentos – desligar motores em vazio, redimensionar equipamentos superdimensionados, redistribuir cargas pelos diversos circuitos, etc. – e pode, eventualmente, solucionar o problema de excesso de reativo nas instalações. Apesar de necessária, a utilização de energia reativa indutiva deve ser limitada ao mínimo possível por não realizar trabalho efetivo, servindo apenas para magnetizar as bobinas de equipamentos com características indutivas. A instalação de capacitores em paralelo com a carga é a solução mais empregada na correção do fator de potência de instalações industriais, comerciais e dos sistemas de distribuição e de potência, a fim de reduzir a potência reativa demandada à rede e que os geradores da concessionária deveriam fornecer na ausência destes capacitores, uma vez que estes fornecem energia reativa ao sistema elétrico onde estão ligados. É o método mais econômico e o que permite maior flexibilidade de aplicação. Estes capacitores podem ser instalados na entrada ou então próximos as cargas individuais, reduzindo as perdas e aumentando a capacidade disponível no sistema, bem como melhorar o nível de tensão. Muitos fatores influenciam na escolha da localização dos capacitores, tais como os circuitos da instalação, seu comprimento, as variações da carga, tipos de motores e distribuição de cargas. De forma geral, capacitores ou banco de capacitores podem estar instalados da seguinte forma: Compensação individual → É efetuada instalando os capacitores junto ao equipamento cujo fator de potência se pretende melhorar. Representa, do ponto de vista técnico, a melhor solução, principalmente em poder utilizar o mesmo dispositivo para acionar o equipamento e o banco de capacitores; Compensação por grupos de cargas → O banco de capacitores é instalado de forma a compensar um setor ou um conjunto de máquinas. É colocado junto ao quadro de distribuição que alimenta esses equipamentos. A potência necessária será menor que no caso da compensação individual, o que torna a instalação mais econômica. Tem como desvantagem o fato de não haver diminuição de corrente nos alimentadores de cada equipamento compensado; Compensação geral em baixa tensão (BT) → O banco de capacitores é instalado na saída do transformador ou do quadro de distribuição geral, se a instalação for alimentada em baixa tensão. Utiliza-se em instalações elétricas com número elevado de cargas com potências diferentes e regimes de utilização pouco uniformes; Compensação naentrada da energia em alta tensão (AT) → Não é muito frequente a compensação no lado da alta tensão. Tal localização não alivia nem mesmo os transformadores e exige dispositivos de comando e proteção dos capacitores com isolação para a tensão primária. Embora o preço por kVAr dos capacitores seja menor para tensões mais elevadas, este tipo de compensação, em geral, só é encontrada nas unidades consumidores que recebem grandes quantidades de energia elétrica e dispõem de subestações transformadoras. Neste caso, a diversidade da demanda entre as subestações pode resultar em economia na quantidade de capacitores a instalar; Compensação com regulação automática → Nas formas de compensação geral e por grupos de equipamentos, é usual utilizar-se uma solução em que os capacitores são agrupados por bancos controláveis individualmente. Um relé varimétrico, sensível às variações de energia reativa, comanda automaticamente a operação dos capacitores necessários à obtenção do fator de potência desejado; Compensação combinada → Em muitos casos utilizam-se, conjuntamente, as diversas formas de compensação; Compensação por motores síncronos → Motores síncronos podem ser utilizados para compensação do fator de potência por gerarem energia reativa, da mesma forma como um gerador convencional o faz. A potência reativa capacitiva fornecida por um motor síncrono à instalação, é função da corrente de excitação e da carga em seu eixo. Entretanto, devido ao fato de ser um equipamento bastante caro, nem sempre é compensador do ponto de vista econômico, sendo competitivo, em princípio, para potências superiores a 200 CV e funcionamento por períodos longos. 5.5 – Cálculo do banco de capacitores Figura 2 - Elementos para os cálculos dos capacitores P = potência ativa instalada (kW) Si = potência aparente antes da correção (kVA) Sf = potência aparente após a correção (kVA) Qi = potência reativa antes da correção (kVAr) Qf = potência reativa após a correção (kVAr) Qc = potência reativa de correção (kVAr) FPi = fator de potência antes da correção FPf = fator de potência pretendido Qc = P(Kw) x (tg φ1 – tg φ2) = kVAr. Ex.: Deseja-se corrigir o fator de potência de 0,85 para 0,92 de uma instalação industrial, com 100 Kw instalados. Sabendo-se que a alimentação é trifásica, 220V. Cos φ atual = 0,85 → arc cos = 31º 47’ 18” → tg φ1 = 0,62 Cos φ novo = 0,92 → arc cos = 23° 04’ 26” → tg φ2 = 0,43 Qc = P(Kw) x (tg φ1 – tg φ2) = kVAr Qc = 100 KW x (0,62 – 0,43) = 100 x 0,19 = 19 KVAr Obs.: Na tabela a seguir facilita a encontrar o valor: tg φ1 – tg φ2 REFERÊNCIAS BIBLIOGRAFICAS http://www2.aneel.gov.br/aplicacoes/audiencia/arquivo/2012/065/documento/re n_-_alteracoes_-_fp_-_11-06-2012.pdf - último acesso em 12/04/2018 às 17h45min. file:///C:/Users/louri/Downloads/diego-machado-aniceto-16133917.pdf - último acesso em 14/04/2018 às 17h21min. Manual sobre Correção do Fator de potência da WEG. Apostila de Eletricidade II da Escola Técnica Electra.
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