Aspectos de compensação reativa e a Resolução 1000 (RN 1000) da Aneel

Na edição 188 foram abordados os cuidados a serem tomados pelos consumidores ao implantar sistemas de compensação reativa que foram definidos pela Resolução Normativa 1000 da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). A “RN 1000” trata dos aspectos de se evitar ressonância harmônica e transientes de manobra na operação de capacitores dos sistemas de compensação reativa nas instalações.

“§ 5º A instalação de bancos de capacitores para correção de fator de potência deve ser realizada de modo que sua operação não provoque efeitos transitórios ou ressonâncias que prejudiquem o desempenho do sistema de distribuição ou outras instalações.”

Os dois aspectos são muito importantes e já foram tratados neste espaço anteriormente e devem ser atendidos, pois podem produzir interferências nas redes de distribuição e mesmo nos pontos de conexão das instalações próximas e vizinhas, além naturalmente dos efeitos negativos na própria instalação em que os capacitores estão sendo conectados.

Ressonância harmônica

A ressonância harmônica ocorre quando a instalação de um sistema de compensação de energia reativa composto por capacitores em uma rede com característica predominantemente indutiva passa a ter uma frequência de ressonância próxima a uma corrente harmônica da carga circulando, conforme ilustrado na Figura 1.

A ordem harmônica de ressonância (hr), ou frequência de ressonância/60 Hz, pode ser estimada pela expressão:

hr=kVAcc/ kvarcap 

Em que kVAcc é a potência de curto-circuito no barramento de conexão do banco de capacitor, e Ih a corrente harmônica (total) composta por diversas frequências harmônicas típicas como as 5ª, 7ª, 11ª e 13ª. 

Caso a ordem harmônica de ressonância calculada “hr” esteja próximo a uma das ordens harmônicas das correntes que compõem a corrente harmônica (total) Ih, poderá ocorrer a ressonância harmônica.    

Na existência de um banco automático composto por vários grupos de capacitores, a ordem harmônica de ressonância irá variar conforme a potência reativa a ser injetada, aumentando a possibilidade de ressonância.

A Figura 2 apresenta o gráfico da impedância equivalente de um sistema composto por transformador e banco automático de capacitores. Na medida em que a potência reativa injetada aumenta, verifica-se a redução da frequência de ressonância. A injeção de 1200 kvar, por exemplo, possui frequência de ressonância próximo de 420 Hz (valor máximo da impedância), ou 7ª harmônica (420Hz/60Hz). Já na situação de injeção de 200 kvar a situação é oposta com ressonância em frequência superior, próximo a 1000 Hz ou 16ª harmônica. Em sistema trifásico, a ocorrência de ressonância na 7ª harmônica é mais provável que a ocorrência na 16ª harmônica.

A Figura 3 apresenta a constatação de ressonância harmônica. Com o desligamento dos capacitores por volta das 12h (fim da ressonância), as correntes harmônicas nas 5ª, 7ª, 11ª e 13ª ordens no transformador foram sensivelmente reduzidas.

A solução para que se evitem ressonâncias harmônicas é a aplicação de sistemas antirressonantes ou sintonizados com uso adequados de reatores. 

Transientes de manobra

Os transientes de manobra são bastante conhecidos e seus registros são documentados em diversas referencias clássicas como a IEEE 1100.

O gráfico da Figura 4, extraído da referência indicada, apresenta transiente de tensão durante a energização de banco de capacitores em média tensão. A Figura 5, de mesma referência, apresenta a isenção de transientes em sistema sincronizado com manobra estática.

A Figura 6 apresenta um sistema de compensação de energia reativa com manobra estática sincronizada (zero crossing) e reatores antirressonantes.

Autor:

Por José Starosta, diretor da Ação Engenharia e Instalações e presidente da Sociedade Brasileira de Qualidade da Energia Elétrica (SBQEE) [email protected]