O termo “Qualidade da Energia Elétrica” atualmente muito divulgado está ligado a um conjunto de anomalias que podem ocorrer na energia fornecida aos consumidores.
Tais anomalias podem originar-se nos clientes ou na própria rede de distribuição e manifestar-se em diferentes pontos da rede elétrica, tanto na unidade consumidora quanto na rede.
Para determinar a qualidade da energia elétrica são analisados os sinais de tensão em sua amplitude, forma de onda e frequência. Qualquer alteração manifestada em uma destas grandezas é considerada um problema de qualidade de energia elétrica.
A ELIPA faz todas as medições para um bom diagnóstico da Qualidade de Energia, e usamos o instrumento RE6000 da EMBRASUL.
Plantas industriais modernas estão ficando cada vez mais sensíveis aos SAG’s (afundamento) e/ou SWELL’s (elevação). Os efeitos de um SAG geralmente são mais visíveis do que os de SWELL.
Um SAG de duração maior que 03 ciclos normalmente trazem paradas de produção em sistema atuais.
Os efeitos de um SWELL geralmente são mais destrutivos que os efeitos de um SAG. SAG’s comumente não são distinguíveis de faltas de energia momentâneas, na medida que os efeitos em um equipamento podem ser os mesmos.
É “um decréscimo entre 0,1 e 0,9 pu do valor eficaz da tensão nominal, com duração entre 1 ciclo e 3 segundos.
É “um decréscimo entre 0,1 e 0,9 pu do valor eficaz da tensão nominal, com duração entre 3 segundos a 1 minuto”.
Exemplo de um afundamento de tensão característico de um curto-circuito em um alimentador de circuito elétrico pode ser visto na figura a seguir, nesse gráfico é monitorada a tensão de apenas uma das fases.
Figura 1 - Afundamento monofásico típico de um curto circuito.
Para se analisar um afundamento de tensão, devemos considerar os seguintes fatores:
Os afundamentos de tensão podem ser divididos em tipos:
Figura 2 - Classificação de afundamentos de tensão vistos nos terminais da carga.
Este é o tipo de afundamento mais comum, representando mais de 70%, das ocorrências. É causado por um curto circuito do tipo fase-terra em algum lugar do sistema. Este curto circuito provocará um afundamento na tensão desta fase nos demais alimentadores ligados na mesma subestação. È tipicamente causados por raios, galhos de árvores, contato de animais etc. Não é incomum ver afundamentos de até 30% da tensão nominal ou menor.
Afundamentos de tensão bifásicos são causados pelo contato ou redução da isolação entre duas fases do sistema, geralmente provocados por galhos de árvores, condições severas do tempo, animais, colisão de veículos com postes. Este afundamento será percebido pelos outros alimentadores ligados a mesma subestação.
Um afundamento simétrico entre as fases são causados geralmente comutação de grandes cargas ao circuito ou religamento de disjuntores. Este afundamento será percebido pelos outros alimentadores ligados a mesma subestação, no entanto este evento não costuma baixar para menos de 80% do valor nominal da tensão.
É a amplitude da redução do valor eficaz da tensão durante o afundamento, em relação ao valor de referência estabelecido.
Figura 3 - Profundidade do afundamento de tensão.
É o tempo na qual se percebe a variação na amplitude da tensão. Neste ponto existem divergências na forma de medir o tempo de duração da perturbação.
A primeira, o tempo começa ser contado a partir do instante que o valor eficaz atinja o valor de 90% do valor de referencia, e termina quando retornar a este valor.
A segunda, o tempo começa ser contado a partir do instante que o valor eficaz atinja o valor de 90% do valor de referencia, no entanto, só pára de contar quando atingir novamente o valor de referência.
Figura 4 - Duração de um afundamento de tensão.
Instalações elétricas e subestações que tem elevados índices de distorção harmônica provavelmente terão problemas como: redução da vida útil de motores, capacitores e transformadores, erros de operação em relés de proteção, sobretensões, etc.
A ELIPA faz medições com objetivo de identificar e corrigir os problemas e propor soluções rápidas que ajustam as distorções harmônicas de tensão e de corrente para níveis aceitáveis e dentro das normas nacionais e internacionais.
Figura 5 - Tensão X Corrente - Motor DC
Os transitórios normalmente tem origem no sistema elétrico a partir de curtos-circuitos, chaveamento de banco de capacitores, ressonâncias, chaveamento de retificadores (SCR’s ou IGBT’s), energização de transformadores, liga/desliga de contatoras, conexão e desconexão de grandes elementos do circuito, entrada de geradores, etc.
Figura 6 - Transitório Oscilatório
Figura 7 - Transitório Impulsivo
O flicker é causado por oscilações periódicas da tensão e geralmente não por variações instantâneas (como Sags e Swells). Acima de um certo limite, o flicker torna-se perturbador para os seres humanos. Normalmente os equipamentos que geram flutuações de tensão são: Fornos a Arco, Sistemas de Solda a Arco, Grandes Conjuntos de Injetoras/Extrusoras, Moedores de Rochas e outras cargas eletrointensivas.
Figura 8 - Flicker e Cintilação
Correntes harmônicas geradas por cargas não lineares podem causar problemas nos sistemas elétricos.
O fator “K” é a avaliação de correntes com carga harmônica conforme os efeitos de aquecimento do transformador. Um fator “K” de 1,0 indica uma carga linear (sem harmônicas). Quanto maior o fator “K”, tanto maior serão os efeitos de aquecimento resultante das harmônicas.
Como prevenção contra sobreaquecimentos causados por harmônicas, os projetistas tendem a especificar equipamentos fora do padrão convencional, isto é, transformadores sobre dimensionados, para operarem abaixo da capacidade nominal, ou então especificam o fator “K” para transformadores que são projetados para absorver correntes harmônicas.
Transformadores com fator “K” devem ser preferidos, porque possuem uma capacidade térmica adicional e com características de projetos que minimizam perdas por correntes harmônicas, conexões de neutro e terminais adequadamente dimensionados para estas aplicações. Transformadores que fornecem diretamente correntes monofásicas podem requerer reclassificação de potência na ordem de 30 a 40% para evitar superaquecimento.
Os laboratórios reconheceram o risco latente de segurança associado ao uso de transformadores padrões com cargas não lineares, e desenvolveram um sistema de classificação para indicar a capacidade de um transformador operar com cargas harmônicas.
Estas classificações são conhecidas como fator “K” de transformadores. O fator “K” é a avaliação de correntes com carga harmônica conforme os efeitos de aquecimento do transformador. Um fator “K” de 1,0 indica uma carga linear (sem harmônicas). Quanto maior o fator “K”, tanto maior serão os efeitos de aquecimento resultante das harmônicas.
