Revista O Setor Elétrico Ed. 203 (Maio)

PESQUISA, DESENVOLVIMENTO E INOVAÇÃO:

DESAFIOS DO SETOR ELÉTRICO

Iniciativa estabelecida no início dos anos 2000, determina a realização de investimentos em pesquisa e desenvolvimento por parte das empresas concessionárias do setor elétrico

4 Editorial

A tragédia ambiental no Rio Grande do Sul e as mudanças climáticas

6 Cobertura especial

atitude@atitudeeditorial.com.br

Diretores

Diretores

Adolfo Vaiser

Adolfo Vaiser - adolfo@atitudeeditorial.com.br Simone Vaiser - simone@atitudeeditorial.com.br

Simone Vaiser

Editor - MTB - 0014038/DF

Edmilson Freitas - edmilson@atitudeeditorial.com.br

Com líderes do setor elétrico, T&D Energy eleva o debate sobre gestão de ativos com o compromisso da transição energética

Fascículos

12 Transição Energética e ESG

20 Transformação digital no setor elétrico

Coordenação de conteúdo e pauta Flávia Lima - flavia@atitudeeditorial.com.br

Administração

Reportagem

Assistente de circulação, pesquisa e eventos Henrique Vaiser – henrique@atitudeeditorial.com.br Victor Meyagusko – victor@atitudeeditorial.com.br

24 Digitalização de subestações e energias renováveis

32 Perdas energéticas em GTD

Matheus de Paula - matheus@atitudeeditorial.com.br

Assistente de circulação, pesquisa e eventos administrativo@atitudeeditorial.com.br

Roberta Nayumi administrativo@atitudeeditorial.com.br

Marketing e mídias digitais

Henrique Vaiser - henrique@atitudeeditorial.com.br

Editor

Letícia Benício - leticia@atitudeeditorial.com.br

Edmilson Freitas

edmilson@atitudeeditorial.com.br

Pesquisa e circulação

36 Por Dentro das Normas

Aguinaldo Bizzo – NR 10 / Paulo Barreto - NBR 5410 / Marcos Rogério - NBR 14039

40 Espaço ABRADEE

Com segunda chamada em andamento, Sandboxes Tarifários da distribuição vai ouvir o consumidor

Inês Gaeta - ines@atitudeeditorial.com.br (11) 93370-1740

Reportagem

Fernanda Pacheco - fernanda@atitudeeditorial.com.br

Assistente Administrativa

42 Espaço Aterramento

SPDA UFV Parte 1/2

Publicidade

Publicidade

Maria Elisa Vaiser - mariaelisa@atitudeeditorial.com.br

Diretor comercial

Diretor comercial

Administração

Adolfo Vaiser

Roberta Mayumi - administrativo@atitudeeditorial.com.br

Contato publicitário

Comercial

Willyan Santiago - willyan@atitudeeditorial.com.br

Adolfo Vaiser - adolfo@atitudeeditorial.com.br (11) 98188 – 7301

Direção de arte e produção

44 Espaço Cigre-Brasil

Um novo papel para as hidrelétricas no Brasil

46 Reportagem

Pesquisa Desenvolvimento e Inovação: desafios do setor elétrico

Leonardo Piva - atitude@leonardopiva.com.br

Leonardo Piva - atitude@leonardopiva.com.br

Willyan Santiago - willyan@atitudeeditorial.com.br (11) 98490 – 3718

52 Publieditorial

Diagramação

Colaboradores desta edição

Leonardo Piva - atitude@leonardopiva.com.br

Colaboradores da publicação:

Workshop discute a importância da manutenção dos transformadores

53 Notícias do Setor

Huais, Luiz Carlos Catelani Junior, Daniel Bento, Danilo de Souza, Mello, Monica Saraiva Panik, Lílian Ferreira Queiroz, Lindemberg Nunes

Nivalde de Castro, Priscila Santos, Paulo Henrique Vieira Soares, Marcio Almeida da Silva, Aguinaldo Bizzo de Almeida, Paulo Barreto, Marcos Rogério, Paulo Edmundo Freire da Fonseca, Maria Alzira Noli Silveira, Luiz Carlos Catelani Júnior, Frederico Carbonera Boschin, Lílian Ferreira Queiroz, Cláudio Mardegan, Luciano Rosito, Roberval Bulgarelli, Daniel Bento, José Starosta, Danilo de Souza, José Barbosa e Caio Huais.

Aguinaldo Bizzo de Almeida, Paulo Roberto Borel Júnior, Renato Jardim Teixeira, Thiago Francisco Gomes, Henrique Fernandes Borges, Caio Huais, Luiz Carlos Catelani Junior, Daniel Bento, Danilo de Souza, Emmanuela de Almeida Jordão, Frederico Carbonera Boschin, Paulo Edmundo Freire, Jose Maurilio da Silva, Rinaldo Botelho, João Carlos Mello, Monica Saraiva Panik, Lílian Ferreira Queiroz, Lindemberg Nunes Reis, Luciano Rosito, Claudio Mardegan, Nunziante Graziano, Jose Starosta, Fabrício Augusto Matheus Moura, Ana Carolina Ferreira da Silva, Arnaldo José Pereira Rosentino Junior e Marcus Vinícius Borges Mendonça.

Pioneirismo: ABB vai integrar projeto de lítio zero carbono / Premiação: Chint Power Brasil lança campanha de incentivo para integradores / Indústrias do futuro: Engerey inicia produção de painéis com inversores inteligentes APM da Schneider / Reconhecimento:

João Carlos Mello assume cadeira na Academia Nacional de Engenharia

Silva, Arnaldo José Pereira Rosentino Junior e Marcus Vinícius Borges

Fale conosco contato@atitudeeditorial.com.br Tel.: (11) 98433-2788

54 Artigo Técnico

A Revista O Setor Elétrico é uma publicação mensal da Atitude

Distribuída entre as empresas de engenharia, projetos e instalação, e especificadores destes segmentos.

A Revista O Setor Elétrico é uma publicação mensal da Atitude Editorial Ltda., voltada aos mercados de Instalações Elétricas, Energia e Iluminação, com tiragem de 13.000 exemplares. Distribuída entre as empresas de engenharia, projetos e instalação, manutenção, indústrias de diversos segmentos, concessionárias, prefeituras e revendas de material elétrico, é enviada aos executivos e especificadores destes segmentos.

Arco elétrico e o risco de incêndio em instalações em baixa tensão | Por Luiz Carlos Catelani Júnior

58 Pesquisa Setorial

Produtos para distribuição de energia

Colunas

60 Frederico Boschin - Conexão Regulatória

reprodução total ou parcial das matérias sem expressa autorização

Os artigos assinados são de responsabilidade de seus autores e não necessariamente refletem as opiniões da revista. Não é permitida a reprodução total ou parcial das matérias sem expressa autorização da Editora.

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Impressão - Referência Editora e Gráfica

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Distribuição - Correios

Impressão - Gráfica Grafilar

Distribuição - Correios

62 Lilian Ferreira Queiroz - Gestão de ativos

64 Cláudio Mardegan – Análise de Sistemas Elétricos

66 Luciano Rosito – Iluminação Pública

68 Roberval Bulgarelli – Instalações EX

70 Aguinaldo Bizzo – Segurança do Trabalho

72 Daniel Bento – Redes Subterrâneas em Foco

Atitude Editorial Publicações Técnicas Ltda. Rua Piracuama, 280, Sala 41

Atitude Editorial Publicações Técnicas Ltda.

Fone - (11) 98433-2788 www.osetoreletrico.com.br

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74 José Starosta – Energia com Qualidade

76 Danilo de Souza – Energia, Ambiente & Sociedade

78 José Barbosa – Proteção contra raios

80 Caio Cezar Neiva Huais – Manutenção 4.0

A tragédia ambiental no Rio Grande do Sul e as mudanças climáticas

O que a tragédia do Rio Grande do Sul tem a ver com as mudanças climáticas? Tudo, segundo estudos divulgados por um grupo de cientistas de diferentes países que realizam análises que colocam os extremos meteorológicos em uma perspectiva climática, logo após a sua ocorrência, o ClimaMeter.

Liderado por pesquisadores do centro especializado em ciências climáticas da Universidade Paris-Saclay, o grupo, que é financiado pela União Europeia e pela Agência Francesa de Investigação (CNRS), publicou o “estudo rápido de atribuição”, na qual mostra que as mudanças climáticas provocadas pela ação humana – em especial, a emissão de gases do efeito estufa liberados com a queima de combustíveis fósseis – tornaram as chuvas que atingiram a região Sul do país entre o final de abril e início de maio cerca de 15% mais intensas.

Os estudos apenas evidenciam algo que já é falado, testemunhado e registrado em diversas partes do planeta, mostrando que a humanidade precisa adotar medidas urgentes para frear a emissão de gases poluentes e, principalmente, interromper e reverter os danos ambientais provocados pelo desmatamento e por diversas outras atividades econômicas que afetam o equilíbrio natural do meio ambiente.

Para o setor elétrico, este tema não só é evidente, como já vem mobilizando todos os agentes do segmento, no Brasil e no mundo, na busca por uma transição energética capaz de reverter o cenário atual, que aponta para um acelerado e catastrófico desarranjo ambiental no planeta. Ao mesmo tempo em que busca a ampliação da geração elétrica proveniente de fontes renováveis, cresce também a busca por tecnologias e soluções que possibilitem a substituição massiva do uso dos combustíveis fósseis – campeões de poluição - em áreas como mobilidade urbana, transportes e na indústria de base, que engloba setores como o siderúrgico, metalúrgico, petroquímico e de cimento.

Como destacado no editorial da edição de número 201, intitulado “A hora de fazer o dever de casa”, se antes os efeitos danosos das mudanças climáticas eram apenas previsões de um possível futuro sombrio, agora, tudo isso, já é uma realidade, e diga-se de passagem, mais assustadora do que diziam os estudos científicos.

As cheias no estado do Rio Grande do Sul, que afetaram 446 dos 497 municípios gaúchos, deixando mais de 600 mil pessoas desabrigadas e resultando na morte de 149 pessoas (até 16/05), e no desaparecimento de outras 112, sem contar a morte de centenas de animais, deve servir não só de alerta, mas também como uma grande lição para que a sociedade, governantes e os setores econômicos entendam, de uma vez por todas, que se continuarmos fazendo tudo do mesmo jeito, o único caminho que seguiremos é o da própria extinção humana.

Boa leitura!

Edmilson Freitas edmilson@atitudeeditorial.com.br

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Com líderes do setor elétrico, T&D Energy eleva o debate sobre gestão de ativos com o compromisso da transição energética

Realizado entre os dias 17 e 18 de abril, a terceira edição marcou o encontro de grandes players do mercado para discutir o presente e o futuro do setor elétrico brasileiro

Por Matheus de Paula

Uma boa gestão de ativos é fundamental para a transição energética. A afirmação foi feita pelo Vice-presidente de Operações de Segurança da Eletrobras, Antonio Varejão Godoy, que esteve presente no T&D Energy 2024, evento que ocorreu nos dias 17 e 18 de abril, no Novotel Center Norte, em São Paulo (SP). Na ocasião, Varejão, que participou do painel de abertura do encontro, ressaltou o compromisso da Eletrobras com o desenvolvimento e modernização do segmento, por meio de políticas robustas que assegurem ao país uma transição energética capaz de promover a descarbonização dos principais setores econômicos, com ampliação das fontes renováveis na matriz energética brasileira.

“Uma empresa (Eletrobras) que tem controle privado, mas que tem a preocupação básica e fundamental em trazer a segurança e também a transição energética. Ou seja, a Eletrobras tem investido principalmente nos seus ativos e, fundamentalmente, buscando a segurança para que, de fato, aconteça uma transição energética no país”, ressaltou Varejão, que também participou do painel sobre segurança e universalização energética das transmissoras e distribuidoras de energia.

Participando dos debates, o Diretor Técnico da ABRATE, Geraldo Pontelo, também destacou a importância da preservação e da melhoria contínua nos ativos das distribuidoras, transmissoras e geradoras de energia. “Temos programado no PDE 2032 (Plano

Decenal de Expansão de Energia) cerca de 165 bilhões em investimentos estimados, sendo que cerca de 105 bilhões são leilões de licitações e o restante são de renovação de ativos, seja por melhoria ou reforços autorizados. O contrato de concessão das transmissoras disciplina muito bem a obrigação de prestação de serviço adequado e, por conta disso, uma boa gestão de ativos, por isso temos técnicas para essas ações, como o monitoramento,

Primeiro painel de debates da terceira edição do T&D Energy

onde você pode preservar com mais tempo o ativo e a operação, por exemplo”, ressaltou o dirigente da ABRATE.

Os debates contaram ainda com a participação do Superintendente de Distribuição da Cemig, Denis Mollica, e o pesquisador da Gesel, Roberto Brandão, que atuou como moderador da conversa.

RESILIÊNCIA ENERGÉTICA E OS EVENTOS CLIMÁTICOS

EXTREMOS

O impacto das mudanças climáticas, com o aumento acentuado de ocorrências climáticas extremas que afetam a segurança e o abastecimento de energia elétrica em todo o país, também esteve no centro das discussões do T&D Energy. Para isso, foi escalado um time de especialistas de peso, dentre eles, o Diretor de Engenharia da CPFL Energia, Caius Vinicius Sampaio Malagoli, que falou sobre os desafios operacionais enfrentados pelas distribuidoras para o rápido restabelecimento do fornecimento de energia, com uma equipe de suporte especializada de prontidão para o enfrentamento de condições climáticas adversas que resultam em danos ao sistema elétrico.

“No período de verão, normalmente nós temos de 70 a 80 ocorrências, 70 a 80% delas atendidas por equipe leve, que são serviços mais simples, como por exemplo troca de fusível ou estender um ramal de serviço e de 20% a 30% por equipe pesada, que são já pessoas transportadas por caminhões e são trabalhos mais complexos, tipo um poste caído. Em época de eventos extremos, essa lógica adverte, eu passo a ter 70 a 80% de casos que demandam a equipe pesada que vão e chegam naquele local onde descobrem que tem diversos postes caídos, porque uma árvore caiu sobre ele. Então, começamos a trabalhar ali para restabelecer essa rede e quando terminamos, não podemos atender o próximo evento, porque precisamos retornar para base para buscarmos mais poste

e mais transformadores, por isso eu levo muito mais tempo para restabelecer”, explica.

Um dos desafios para o enfrentamento dessas condições climáticas severas, segundo Luis Alessandro Alves, Diretor de Implantação da Taesa, é o envelhecimento de ativos, como as linhas de transmissão, que não foram feitas para suportar grandes vendavais, como vem ocorrendo, com frequência, em algumas regiões do país. “Nós temos ativos de 30, 40 e 50 anos, que são linhas de transmissão que não consideraram na elaboração de seus projetos os ventos de hoje, isso é nítido, e como vão ficar esses ativos?” Questiona o diretor, que responde adiante.

“Temos o procedimento de rede, o Módulo 3, que determina nosso serviço de transmissão. Nele, tem as questões de melhorias de grande porte, onde se enquadraria o reforço estrutural numa torre, então, é uma questão de reforço estrutural, visando a prevenção de eventos climáticos, versus o volume de ativos que nós temos no Brasil com idade superior há 30, 40 anos, onde o projeto, com certeza, está obsoleto. Então, é preciso um incentivo do regulador e também tempo de adequação das concessionárias de energia para poder atuar dessa forma”, pondera.

ARMAZENAMENTO DE ENERGIA NO BRASIL

Outro tema que ganhou destaque no evento, foram os avanços e perspectivas do armazenamento de energia elétrica. “Ao que tudo indica, inclusive, nos próximos anos, com esse aumento cada vez maior da penetração das outras fontes renováveis variáveis, o papel das hidrelétricas deve ser muito mais em contribuir com essa modulação, com esses recursos de flexibilidade e controlabilidade. Logo, é muito importante mostrar que hoje o armazenamento no Brasil já existe e está representado pelas grandes usinas hidrelétricas”, afirmou a Consultora de Superintendência de Transmissão da EPE, Thais Teixeira, que também falou da importância da flexibilidade do armazenamento energético.

Daniel Lima, COO da Evoltz, Bruno Isolani, Gerente de execução de operação da TAESA e a mediação do CEO América Latina da Prysmian, Raul GIl, complementaram o debate

Participaram também do debate Tatiane Pestana, Gerente executiva de regulação e relacionamento com agentes da ONS, William Alves de Souza, Gerente de engenharia, automação e sistemas da distribuição da Cemig e a mediação de Rogério Camargo, Diretor técnico da Mata de Santa Genebra Transmissão

“Essa é nossa segunda participação e foi de alto aproveitamento, um público qualificado, interessado nas temáticas das palestras e com um direcionamento bastante específico para tratar do nosso produto, que são os transformadores. Isso prova que o modelo que foi instituído, via congresso, é muito assertivo para as empresas do setor elétrico e a oportunidade de network é sempre marcada com bons resultados”

Presente no painel que debateu o tema, a consultora da CELA - Clean Energy Latin America, Ana Zornitta, reclamou da alta carga tributária para importação de produtos e novas tecnologias de armazenamento, em especial, importadas da China, que é um dos maiores líderes no assunto.

“Quando importamos os sistemas de armazenamento, principalmente da China, a qual dependemos muito, enfrentamos uma carga tributária de mais de 100%, e quando comparamos com outras alternativas renováveis, até mesmo termelétricas, hidrelétricas, esse valor é muito menor. Então, é uma diferença grande, em termos de viabilidade, só que ainda não conseguimos viabilizar esse processo, por falta de regulamentação. Não tem ainda um órgão regulatório que dê segurança para os investidores. Precisamos decidir quem será o armazenador, comercializador, gerador, transmissor e distribuidor, ainda há muitas dúvidas sobre isso”.

Apesar dos entraves, a expectativa é pouco positiva para a expansão do segmento de armazenamento no país, avalia a consultora. “A gente vê, no futuro, a possibilidade disso acontecer (transformação), mas hoje, infelizmente, ainda estamos um passo atrás. Temos um roadmap regulatório, só que está para ser finalizado lá em 2027, e até lá, o mercado, principalmente internacional, já passou bastante à nossa frente, se comparado ao Estados Unidos, Austrália, por exemplo”, alertou.

PALESTRAS ESPECIAIS

A Diretora de Gestão de Ativos da Eletrobras, Lilian Ferreira Queiroz, esteve presente no T&D, onde ministrou palestra sobre a gestão e monitoramento de ativos da empresa. “Recentemente, aconteceu a fusão das quatro subsidiárias, então temos em nosso portfólio uma capacidade instalada de 22% em todo o país e também 28% da energia elétrica produzida no Brasil. Como a gente vai equilibrar o custo, o risco e o desempenho? Tem o momento em que precisamos identificar os ativos e onde vamos expandi-los, ou seja, se eu estou decidindo trocar ativos, comprar ativos novos, eu tenho que trabalhar fortemente nas minhas especificações, nos meus projetos, e aqui, eu tento ter uma parceria muito grande, tanto das concessionárias, quanto de fabricantes e desenvolvedores, para que tenhamos ativos de qualidade” comentou Lilian.

Para um monitoramento mais completo e eficiente desses ativos, a Eletrobras utiliza diversos recursos tecnológicos, conforme explica a diretora de técnicas e tecnologias da empresa. “Temos um acompanhamento e monitoramento de ativos com sensores. Ou seja, todos os transformadores e reatores de uma das nossas subsidiárias, eles já são 100% monitorados e a gente monitora a bucha, a gente monitora óleo, a gente monitora tudo”, concluiu.

Proteção Avançada com Tecnologia de Ponta: DPS Spark Gap da EMBRASTEC

Em um mundo onde a segurança elétrica não é apenas uma necessidade, mas uma exigência, a EMBRASTEC se destaca como pioneira em soluções de Proteção Contra Surtos. O DPS Spark Gap de Classe I + II — é projetado para profissionais eletricistas que demandam o máximo em segurança e eficiência.

DPS Spark Gap

Versões: 175V | 275V | 385V | 485V

Centelhador: 50/120kA | 25/50kA

1

Centelhador para N/PE: Equipado com um centelhador garante uma resposta rápida e eficaz, minimizando os riscos associados a surtos elétricos.

2

Câmara Blindada: Impede a formação de arcos voltaicos, oferecendo maior segurança na instalação.

Caixa Plástica Anti-Chamas. 3

TOV: Sobretensão temporária IEC 61643. 4

Sinalizador de defeito: versões local e remoto. 5

Acesse o QR Code e conheça as linhas completas.

Ao todo, foram 49 palestrantes e 17 patrocinadores, que puderam conhecer as melhores e mais inovadoras soluções práticas da engenharia e infraestrutura do setor

FEIRA DE NEGÓCIOS

Com mais de 17 estandes, a feira de exposição do T&D Energy repetiu as edições anteriores e ofereceu ao público presente a oportunidade de conhecer as melhores e mais recentes inovações das principais empresas provedoras de tecnologia do setor elétrico, proporcionando o cenário ideal para novos negócios e relacionamentos e networking. “A experiência foi muito positiva, nós estamos no evento desde a primeira edição, porque é bastante relevante, haja vista que podemos encontrar todas as pessoas do setor. A gente vem acompanhando a evolução do evento e sua relevância aumentando, inclusive para as distribuidoras, com o tema da resiliência energética. Então, a gente pode acompanhar palestras interessantes e de bastante importância para o setor”, afirma o gerente de vendas da S&C Electric Company, Adelson Pereira.

Em relação às oportunidades de negócios e de networking, o gerente executivo de vendas da Itaipu, Alexandre Rios Lopes, considera o T&D Energy uma referência nacional. “Essa é nossa segunda participação e foi de alto aproveitamento, um público qualificado, interessado nas temáticas das palestras e com um direcionamento bastante específico para tratar do nosso produto, que são os transformadores. Isso prova que o modelo que foi instituído, via congresso, é muito assertivo para as empresas do setor elétrico e a oportunidade de network é sempre marcada com bons resultados”, afirmou.

Um dos palestrantes da edição, o engenheiro sênior da Treetech, Rafael Prux Fehlberg, destacou o nível técnico das palestras do T&D.

“As apresentações e debates que eu acompanhei, foram excelentes e de nível técnico muito interessante. Também, me surpreendeu, a quantidade de gente, todas as palestras, normalmente, lotadas”.

Avaliação semelhante foi feita por Ronaldo Tarcha, diretorgeral da Roxtec. “Eu tenho certeza que a tendência desse evento é crescer ainda mais em qualidade e em quantidade, trazendo mais informações e tecnologias para o mundo das subestações”.

Feira de exposição da terceira edição do T&D Energy

Estande da Itaipu Transformadores no T&D Energy

Lilian Ferreira Queiroz fala sobre o gerenciamento de ativos da Eletrobras no T&D Energy

Transição Energética e ESG

Estruturado pelo economista Nivalde de Castro, professor do Instituto de Economia da UFRJ e coordenador do Grupo de Estudos do Setor Elétrico - GESEL, desde 1997, este fascículo abordará as diferentes abordagens em curso no país relacionadas à transição energética e as práticas de ESG no setor elétrico.

Capítulo 4

Os recursos energéticos distribuídos na modernização do setor elétrico brasileiro

Por Nivalde de Castro e Leonardo Gonçalves*

INTRODUÇÃO

Historicamente, as mudanças estruturais nas matrizes energéticas ocorreram com os objetivos de garantir a segurança de fornecimento destes insumos estratégicos e impulsionar as vantagens competitivas dos países no cenário global, utilizando como elemento dinâmico as inovações tecnológicas. Um exemplo dessa tendência histórica ocorreu com os choques do petróleo a partir da década de 1970.

Na época, a disparada do preço do petróleo, provocada pelo embargo dos países-membros da OPEP, impactou de forma significativa os países importadores de petróleo, afetando, em especial, a inflação. A partir dessa crise foram adotadas medidas direcionadas, principalmente, para investimentos em bens energéticos substitutos, com destaque para a energia nuclear, o gás natural e, no Brasil, o desenvolvendo da cadeia produtiva do etanol, além de inovações tecnológicas em prol da eficiência energética para reduzir o consumo de energia.

Em meados dos anos de 1980, um novo espectro de crise passa a ganhar a atenção mundial, uma vez que estudos científicos associavam a utilização intensiva de energia de fontes fósseis com mudanças climáticas que aumentavam a temperatura média mundial. Assim, foi se consolidando a percepção de que os padrões de produção e consumo de energia eram insustentáveis do ponto de vista econômico, social e ambiental.

Deste contexto de risco climático, passam a ser realizadas conferências e firmados acordos internacionais, com a formulação de políticas em prol de um processo de transição energética. Diferentemente das transições anteriores – lenha, carvão, petróleo e substitutos –, o objetivo central da atual transição energética não possui um caráter econômico, mas visa neutralizar as emissões de gases de efeito estufa (GEE) e limitar o aquecimento do planeta a 1,5ºC, através da substituição dos combustíveis fósseis das matrizes energéticas por fontes renováveis, com predominância das energias solar e eólica. Em suma, a prioridade da política energética passa a ser a descarbonização dos processos produtivos e dos padrões de consumo, sendo a indústria automobilística um exemplo paradigmático, ao sair dos veículos à combustão para os elétricos. O imenso e complexo compromisso de descarbonização, ímpar na história, por sua vez, está ocorrendo em um momento em que os sistemas de eletricidade, notadamente no segmento de distribuição de energia elétrica, enfrentam uma série de desafios, que vão desde o envelhecimento da infraestrutura física, passando pelo crescimento contínuo da demanda por energia, até a intermitência das fontes renováveis. Diante deste inédito e imprevisível cenário, definiu-se um novo conceito, os Recursos Energéticos Distribuídos (REDs), para melhor expressar os desafios do processo indispensável de modernização das redes para lidar com os desafios impostos pela transição energética.

O perfil e as características dos REDs estão associados, entre outros, com:

I - A difusão acelerada das fontes renováveis intermitentes;

II - A descentralização da geração de energia elétrica;

III - O armazenamento de energia;

IV - A difusão massiva e maciça das tecnologias de informação e comunicação (TICs).

Destaca-se que esses vetores irão elevar a capacidade de operação e flexibilidade do sistema elétrico, assim como viabilizar e exigir uma participação mais dinâmica dos agentes econômicos em termos de volume e qualidade dos investimentos.

Nestes termos, pode-se antever que os REDs, além do exposto, serão capazes de promover tanto o empoderamento do consumidor quanto novos modelos de negócio para as empresas do setor elétrico, passando pelo fortalecimento da resiliência e confiabilidade dos sistemas de eletricidade, além dos necessários benefícios ambientais para a preservação do planeta.

Em síntese prévia, a importância deste conceito fica claramente qualificada como estratégica para um maior e melhor entendimento do porvir da transição energética.

Considerando a dimensão, a amplitude e a profundidade dos desafios e impactos sobre a economia e o setor elétrico como um todo, este capítulo da Série Transição Energética e ESG, fruto da parceria que o GESEL-UFRJ firmou com a Revista Setor Elétrico, irá analisar a importância dos REDs para a modernização do setor elétrico e o seu papel na promoção de inovações tecnológicas intra e intersetoriais.

O quarto capítulo da série está estruturado em três seções, além desta introdução e das conclusões. A primeira seção tem foco no contexto do processo de transformação estrutural observado atualmente no setor elétrico. A segunda seção examina os vetores que fundamentam e orientam o processo de transição energética, notadamente a descarbonização, a descentralização e a digitalização. Por fim, a terceira seção será dedicada à análise dos REDs enquanto indutores de inovações tecnológicas.

1 - A MUDANÇA DE PARADIGMA NO CONTEXTO DA TRANSIÇÃO ENERGÉTICA

Tradicionalmente, o paradigma tecnológico tradicional do setor elétrico pode ser enquadrado em um retrato bem definido:

I - Geração centralizada distante dos grandes centros de consumo;

II - Transporte em linhas de transmissão de alta tensão;

III - Distribuição da energia elétrica às unidades consumidoras em redes de média/ baixa tensão.

É um modelo com fluxos unidirecionais de energia e comunicação, no qual a “geração segue a carga”, com aspectos e possibilidades técnicas bem definidas de planejamento, operação, regulação e investimentos.

Derivado diretamente do processo de transição energética, a difusão acelerada das inovações tecnológicas nos segmentos de geração, transmissão e distribuição estão alterando drasticamente esse cenário. As fontes renováveis (solar e eólica) e as tecnologias e equipamentos digitais, em especial, vem impulsionando a descentralização da geração de energia, aprimorando os mecanismos de medição e controle do sistema e viabilizando um consumo flexível por parte dos consumidores.

Neste contexto, se inserem os REDs, definidos como tecnologias de geração ou armazenamento de energia elétrica, localizadas dentro dos limites de uma área territorial determinada, cuja responsabilidade técnica é atribuída às concessionárias de distribuição de energia elétrica. Os REDs mais usuais são:

I - Micro e minigeração geração distribuída;

II - Armazenamento de energia;

III - Veículos elétricos e a infraestrutura de recarga;

IV - Resposta da demanda;

V - Redes inteligentes.

O elemento diferencial dos REDs é serem capazes de estimular, desenvolver e impor componentes de inovação tecnológica

tanto do lado da demanda quanto do lado da oferta, servindo de complemento ou substituição ao sistema de geração centralizado. Além disso, são tecnologias que ajudam a diminuir a dependência dos combustíveis fósseis e, assim, a reduzir as emissões de GEE. Ademais, em relação aos investimentos associados, os REDs abrem margens expressivas para novos modelos de negócio associados a serviços para diferentes tipos de consumidores.

Em relação ao padrão de consumo, os REDs viabilizam uma verdadeira transformação do papel do consumidor em cliente, tirando-o de uma posição passiva e transformando-o em agente participativo das relações e dos fluxos de oferta e consumo de energia. O novo papel do consumidor é exercido através da geração própria de energia e comercialização do excedente produzido (os chamados prossumidores) ou, ainda, do poder de escolha com relação ao fornecedor de energia, processo este que está crescendo de maneira exponencial no Brasil com a abertura do mercado livre, inclusive na modalidade de geração distribuída por assinatura. Observa-se, assim, um novo padrão de consumo nas redes elétricas, cada vez mais descentralizado, digitalizado e com foco nas necessidades do cliente final.

2 - OS 3 D’S DA TRANSIÇÃO ENERGÉTICA

De forma geral, o processo de metamorfose do setor elétrico associado à transição energética analisado anteriormente pode ser sintetizado através de três vetores, os chamados 3 D’s: a descarbonização, a descentralização e a digitalização. A descarbonização visa a conversão das matrizes energéticas baseadas em combustíveis fósseis para fontes renováveis, uma vez que o setor de geração de energia é o maior emissor de GEE do planeta.

Ademais, a descarbonização recebe um destaque central na agenda estratégica dos países, pois representa uma oportunidade de reduzir a dependência de importação de combustíveis externos. Portanto, nessa dinâmica, se abrem possibilidades para estratégias e planos/programas de investimentos nacionais que ajudam o crescimento e desenvolvimento econômico.

Neste processo específico, destacam-se os investimentos nas

cadeias produtivas e ampliação da capacidade de geração das fontes de energia solar e eólica, recursos renováveis genuinamente nacionais, o que contribui, simultaneamente, ao aumento da segurança energética e à redução das emissões de poluentes.

Nessa conjuntura, o Brasil se destaca positivamente em relação ao cenário internacional. No que diz respeito à geração de energia elétrica, a matriz elétrica mundial apresenta uma baixa participação de fontes renováveis (cerca de 29%), como ilustrado no Gráfico 1, o que evidencia o tamanho do desafio da descarbonização no âmbito do setor elétrico para a grande maioria dos países.

Por outro lado, o Brasil apresenta uma das matrizes elétricas com maior participação de fontes renováveis na geração de energia elétrica do planeta, apresentada no Gráfico 2, cujo percentual de renovabilidade alcançou cerca de 87% no ano de 2022.

Gráfico 2: Evolução da geração renovável e não renovável de energia elétrica do Brasil: 2000-2022 (em %). Fonte: Arquivo pessoal, a partir de Energy Institute

Esses dados atestam a vocação inquestionável do Brasil para geração de energia renovável. A título de destaque, apenas o estado do Ceará possui um potencial de geração solar de 1,363 TWh/ano, o que corresponde a quase o dobro da oferta interna de eletricidade do Brasil em 2022.

Deste modo, observa-se uma possibilidade concreta de impulsionar a inserção das fontes renováveis, com o objetivo de elevar o grau de sustentabilidade do país, ao mesmo tempo em que é imprescindível fortalecer as cadeias produtivas nacionais de renováveis, fazendo do processo de descarbonização um catalisador do desenvolvimento tecnológico e econômico nacional. Contudo, ainda falta uma percepção clara e focada do Governo Federal, a ser materializada por meio de uma política pública estratégica à qual as diferentes instâncias e organismos devem estar subordinadas. A única e positiva exceção que merece ser destacada é o BNDES.

O pilar da descentralização, por sua vez, refere-se à alteração do modelo de geração de energia, tradicionalmente centralizado, visando a distribuição das fontes de energia em uma rede mais ampla. A descentralização permite que as comunidades gerem parte ou toda a sua própria energia, reduzindo a sua dependência de fontes de energia não renovável e mitigando os riscos associados a falhas em grandes infraestruturas centralizadas. Além disso, a

Gráfico 1: Evolução da geração renovável e não renovável de energia elétrica mundial: 2000-2022 (em %). Fonte: Arquivo pessoal, a partir de Energy Institute

descentralização irá estimular e envolver, gradativamente, o uso de tecnologias de armazenamento de energia, como baterias, o que permitirá que as comunidades armazenem o excesso de energia gerada durante os períodos de pico para consumo posterior ou o injetem de volta na rede com uma compensação financeira.

No Brasil, o avanço da descentralização vem ocorrendo de forma acelerada através da difusão exponencial da micro e minigeração solar distribuída. Desde 2012, essa dinâmica modalidade de geração saltou de 7 MW de capacidade instalada no país para mais de 28 GW no 1º trimestre de 2024, como ilustra o Gráfico 3.

Gráfico 3: Evolução da capacidade instalada de geração solar distribuída no Brasil: 2012-2024 (em MW). Fonte: Arquivo pessoal, a partir de ABSOLAR

Vale destacar que esse crescimento significativo também vem produzindo externalidades extremamente positivas tanto para a economia quanto para a descarbonização. Estimativas da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) apontam que, desde 2012, a geração solar distribuída já mobilizou mais de R$ 140 bilhões em investimentos e cerca de R$ 42 bilhões em arrecadação para os cofres públicos, além de ter gerado mais de 860 mil empregos, espalhados pelas cinco regiões do país. No acumulado de 12 anos, a fonte também foi responsável por evitar a emissão de mais de 47 milhões de toneladas de CO2 na atmosfera. No entanto, esse crescimento exponencial ainda ocorre através de subsídios, o que, hoje, não é mais necessário, pois os próprios números indicam claramente que esta indústria já atingiu a fase de maturidade. Por outro lado, o volume de subsídios associados ao crescimento exponencial tende a superar, em muito os benefícios associados, destacando-se aqui o impacto negativo sobre a modicidade tarifária do mercado cativo.

Aliado a micro e minigeração solar distribuída, o armazenamento de energia desempenha um papel fundamental na maximização dos benefícios da geração descentralizada para os consumidores. Embora a geração distribuída seja altamente vantajosa em termos de sustentabilidade e resiliência, a natureza intermitente da fonte solar pode apresentar desafios para o fornecimento de energia contínua e confiável.

Neste sentido, as tecnologias de armazenamento permitem

armazenar o excesso de energia produzida durante os períodos de alta geração para uso posterior, o que auxilia a garantir um fornecimento estável mesmo quando as condições de geração são variáveis. Destaca-se que as novas regras da Lei nº 14.300/2022, que instituem mudanças no sistema de compensação de energia elétrica, também tornarão mais vantajoso o uso dos sistemas de armazenamento, uma vez que a energia autoproduzida e armazenada não será passível de descontos.

Além disso, os sistemas de armazenamento podem servir como uma fonte de backup de energia em caso de falhas ou ”apagões“ na rede elétrica principal, elevando a confiabilidade, a resiliência e a autonomia no fornecimento de energia. Portanto, o armazenamento é um segmento tecnológico e econômico que ganhará importância e predominância nos investimentos, abrindo possibilidades consistentes para novos negócios nos próximos anos.

O terceiro e último vetor, da digitalização, diz respeito à integração de tecnologias digitais avançadas com objetivo de melhorar a eficiência, a confiabilidade e a sustentabilidade do sistema elétrico. Ao passo em que a descentralização amplia a inserção das fontes renováveis e a participação de novos agentes na gestão da rede, a digitalização, através de um volume cada vez maior de dados e equipamentos modernos, possibilita a tomada de respostas operacionais rápidas, o que é capaz de elevar o rendimento do sistema como um todo e viabiliza o surgimento de novos serviços que se encaixem nos padrões de consumo dos clientes.

Dentre as tecnologias que compõem o ecossistema digital do setor elétrico, destacam-se os medidores inteligentes, que são dispositivos que registram o consumo de energia em tempo real e facilitam a gestão e o controle mais precisos da demanda de cada unidade consumidora. A disseminação dos medidores inteligentes permite, por exemplo, que as smart grids utilizem tecnologias de comunicação e controle para melhorar a eficiência e a confiabilidade da distribuição de energia, possibilitando uma melhor integração de fontes renováveis e acomodando a geração distribuída de acordo com os requisitos operacionais da rede elétrica.

A digitalização também cumpre a importante função de elevar a produtividade em outros segmentos operacionais. Sensores e sistemas de monitoramento avançados, por exemplo, permitem o acompanhamento em tempo real do desempenho de equipamentos e infraestrutura, o que possibilita a manutenção preditiva e a otimização do uso de recursos financeiros. No âmbito das tecnologias digitais da fronteira do conhecimento, como a inteligência artificial, os algoritmos de análise de dados são capazes de prever a demanda de energia e a geração de fontes renováveis, ajudando os operadores de rede a tomar decisões mais informadas sobre o planejamento e a operação do sistema.

3 - OS REDS COMO INDUTORES DA INOVAÇÃO TECNOLÓGICA

Diante do cenário disruptivo apresentado nas duas seções anteriores, percebe-se que a inserção dos REDs no contexto da transição energética e de seus principais vetores abriu um curso irreversível de uma verdadeira revolução tecnológica no setor elétrico, alterando os perfis de infraestrutura e fundamentos da operação dos sistemas. Mais do que isso, a difusão desses novos recursos tem o potencial de viabilizar um salto tecnológico tanto no âmbito da economia nacional quanto em segmentos específicos do setor, como é o caso da distribuição de energia, com grandes ganhos para o desenvolvimento econômico e social do país, através de novos investimentos, do aumento do emprego e da criação de novas cadeias produtivas.

Com relação ao primeiro ponto, a disseminação avançada dos REDs pode catalisar o investimento em inovações tecnológicas e a formação de diversas cadeias produtivas nacionais associadas a equipamentos de geração e armazenamento de energia limpa. No caso da geração distribuída, por exemplo, as perspectivas de crescimento acelerado das instalações solares apontam para o desenvolvimento de um enorme mercado consumidor, que hoje é atendido através do elevado volume de importações provenientes da China.

A fabricação de células e painéis fotovoltaicos, assim como de inversores - equipamentos que tem a função de converter a corrente contínua para corrente alternada, possibilitando o uso da energia elétrica gerada pelos sistemas solares -, se apresenta como uma oportunidade para a indústria brasileira de se posicionar na liderança da transição energética global e, ao avançar na maturação das tecnologias (com painéis fotovoltaicos mais eficientes, por exemplo), disputar o mercado interno nacional e os mercados consumidores do exterior.

De forma análoga, o armazenamento de energia distribuído pode ser um importante vetor para o desenvolvimento de uma cadeia produtiva e inovativa nacional. Assim como acontece com a geração distribuída, as etapas de processamento e fabricação das baterias são geograficamente concentradas na China. No entanto, a abundância de recursos minerais do Brasil e as perspectivas de redução gradual dos preços das baterias, em função dos ganhos de escala e dos avanços tecnológicos, indicam uma promissora oportunidade para o desenvolvimento de tecnologias de armazenamento em solo brasileiro. Essas possibilidades permitem, inclusive, a integração entre as cadeias produtivas e comerciais no padrão observado

em países desenvolvidos, como Alemanha e Itália, onde 70% das instalações de geração distribuída são comercializadas em conjunto com sistemas de armazenamento.

No caso dos veículos elétricos, as estratégias de eletrificação das montadoras já instaladas em território nacional e a chegada de grandes grupos chineses têm o potencial de requalificar a posição brasileira na indústria automotiva mundial. Deste modo, a fabricação dos modelos eletrificados no Brasil contribui para a eletrificação da frota nacional de veículos e para a transformação do país em um polo exportador, em especial para a América Latina.

Concomitante a isso, e de forma análoga à experiência da década de 1950, o ingresso das fabricantes estrangeiras e a produção dos veículos elétricos no Brasil podem mobilizar a estruturação de toda uma cadeia de autopeças, equipamentos, tecnologias digitais e baterias para o mercado da eletromobilidade, com o aproveitamento da

expertise das companhias com longa trajetória de mercado e a exploração das vantagens competitivas do país neste segmento.

Para as empresas do setor elétrico, o crescimento do mercado da eletromobilidade também representa uma oportunidade para o desenvolvimento de novas tecnologias e oferta de novos serviços. A existência de uma infraestrutura de recarga dos veículos, por exemplo, constitui uma das principais demandas de potenciais proprietários, abrindo um nicho de mercado de eletropostos para as empresas tanto em locais públicos como em áreas privadas (residências, prédios comerciais, estacionamentos, etc.).

Com relação ao segmento de distribuição de energia elétrica, a difusão dos REDs implica em uma evolução do modelo tradicional, com as concessionárias passando a atuar como operadoras do sistema de distribuição (DSOs, na sigla em inglês) e não mais apenas como operadoras da rede de distribuição (DNOs, na sigla em inglês. Ou seja, caberá às DSOs operar e gerenciar o sistema de distribuição de um determinado território através da coordenação dos fluxos bidirecionais de energia das fontes renováveis e dos REDs conectados à rede elétrica.

Nota-se que a transição de DNO para DSO envolve uma série de mudanças significativas nas operações das distribuidoras de energia, que pressupõe a internalização de inovações tecnológicas capazes de qualificá-las a assumirem novas responsabilidades. Isso inclui a implementação de tecnologias avançadas de monitoramento e controle, dispositivos de automação da rede e sistemas de gerenciamento de dados em tempo real.

Na relação com os consumidores, a digitalização da rede também é relevante para a viabilização de mecanismos de resposta da demanda, na qual os consumidores ajustam o seu consumo de energia em resposta a um sinal de preço, e de outros serviços inovadores, como o carregamento inteligente de veículos elétricos e sistemas de gerenciamento que elevam a eficiência energética das residências.

Neste contexto, vale destacar a recente iniciativa da ANEEL de promover sandboxes tarifários, visando a evolução e adequação do modelo tarifário brasileiro em direção a uma regulação aderente à nova realidade digital. Os projetos são campos de teste de novos serviços, baseados em tarifas personalizadas para usuários de REDs, como micro e minigeração distribuída, veículos elétricos e resposta da demanda.

Deste modo, o upgrade tecnológico em direção às DSOs é visto como um passo importante na modernização e adaptação das redes elétricas aos crescentes desafios do setor elétrico, em especial relativos ao segmento da distribuição, uma vez que todas essas novas tecnologias irão utilizar as redes elétricas.

Ao promover a correta e eficaz integração dos REDs à rede elétrica, as DSOs desempenham um papel crucial na consolidação de um sistema:

I - Com maior segurança no fornecimento de energia;

II - Mais eficiente na utilização dos recursos energéticos;

III - Capaz de manter a dinâmica da sustentabilidade através da promoção de tecnologias limpas;

IV - Mais resiliente na resposta a eventos críticos e falhas na rede;

V - Capaz de estimular e viabilizar a participação ativa dos consumidores;

VI - Com maiores possibilidades para o desenvolvimento de novos serviços e modelos de negócio para os agentes econômicos, criando mais emprego e gerando mais renda.

CONCLUSÕES

A transição energética está induzindo uma ampla e profunda transformação do setor elétrico. Neste contexto, os REDs têm surgido como uma resposta à necessidade de diversificação e descentralização das fontes de energia e, para além do empoderamento dos usuários, cumprem uma importante função quando integrados à rede elétrica, fornecendo serviços ancilares e de flexibilidade. A transição para os REDs também vem impulsionando a adoção de inovações tecnológicas que estão transformando as distribuidoras de energia em DSOs, de modo a ampliar os seus atributos e sua capacidade de coordenação da rede elétrica, ao passo em que exploram novos modelos de negócio capazes de refletir melhor os custos e benefícios da geração e do consumo de energia em tempo real.

Dessa forma, os REDs são catalisadores da metamorfose tecnológica que o setor elétrico atravessa e a sua integração se mostra imprescindível ao enfrentamento dos desafios da mudança climática e à construção de um futuro energético mais seguro, limpo e acessível para todos.

O Brasil, especificamente, se vê diante de uma oportunidade única de convergir a modernização do setor energético com as bases de crescimento econômico. O potencial quase infinito de aproveitamento dos recursos renováveis abre a possibilidade para a fabricação e internalização de novas tecnologias no setor de energia em linha com os objetivos de uma neoindustrialização em bases sustentáveis.

Para as empresas do setor elétrico, por sua vez, as inovações tecnológicas contribuem não só para o upgrade do sistema como um todo, visando a garantia da segurança energética do país, mas também para o desenvolvimento de novos negócios e serviços. Ainda falta, porém, uma estratégia integrada e global, coordenada e capitaneada pelo Governo Federal, uma vez que são observadas iniciativas de diferentes ministérios sem um norte mais estruturado e centralizado.

*Leonardo Gonçalves é Pesquisador Associado do GESELUFRJ.

Transformação digital no setor elétrico

Em constante evolução, a transformação digital do setor elétrico é um caminho sem volta. Para tratar deste tema contaremos com toda a expertise da engenheira e pesquisadora de energia da FIT Instituto de Tecnologia, em Sorocaba/SP, Priscila Santos, que possui mestrado em Energia e doutoranda em Agroenergia e Eletrônica, é pesquisadora de energia do Programa MCTI Futuro do FIT, uma iniciativa do Ministério da Ciência, Tecnologia e Inovação, com recursos da Lei nº 8.248, de 23/10/1991, e conta com a coordenação da Softex, execução e parceria com diversas instituições privadas.

Capítulo 4

Energia e processos: o bispo do jogo

Nos fascículos anteriores, enfatizamos a evolução nos processos de transformação e distribuição de energia elétrica. Fornecemos uma explanação concisa sobre as tecnologias predominantes, bem como as oportunidades e impactos associados. No entanto, é importante ressaltar, que todo esse progresso seria em vão, sem os meios de telecomunicações,

que foram detalhados no segundo fascículo. Além disso, é crucial considerar nosso sistema de infraestrutura, que engloba a geração, transmissão e distribuição de energia, citado no terceiro fascículo.

Porém, a existência de uma infraestrutura robusta de telecomunicações e redes, é inútil sem um processo adequado

de normas e resoluções. Como o enxadrista do século XIX, o Barão Tassilo, diplomata alemão, uma vez disse: “O xadrez é, em essência, um jogo. Em forma, uma arte. E em execução, uma ciência” [1]. Da mesma forma, a implementação eficaz de tecnologias de telecomunicações e redes, requer uma abordagem que equilibre a estratégia do jogo, a beleza da arte e a precisão da ciência. Isso só pode ser alcançado através de um conjunto de normas e resoluções bem definidas que acompanhem as transformações.

OS BISPOS DO SETOR ELÉTRICO

No xadrez, existem quatro bispos, dois para cada jogador. No xadrez, cada bispo é confinado a casas de uma só cor, movendo-se apenas diagonalmente, uma analogia à rigidez dos processos normativos no setor elétrico. Esta peculiaridade reflete a rigidez e a rotina dos processos em nosso setor, onde cada etapa é limitada e segue um caminho predefinido. Normas, procedimentos, conexões e resoluções normativas são os “bispos” do nosso setor, trazendo rigidez. No entanto, essa rigidez, quando aliada à modernização do nosso sistema, por meio da digitalização, impulsiona mudanças e transformações. Embora o processo possa ser desafiador, esses elementos são fundamentais para a evolução contínua do sistema.

A modernização do sistema elétrico, facilitando mudanças rápidas em normas e regulamentações, marca um progresso significativo na quebra de padrões e movimentos repetitivos. Essa transformação pode ser comparada aos desafios apresentados ao tentar tirar uma foto com um celular Motorola PT550 ou com um lampião, como mostrado no primeiro e segundo fascículo. Assim, a evolução do sistema elétrico, bem como a evolução da tecnologia, exige a superação de obstáculos e a quebra de paradigmas estabelecidos. É uma jornada desafiadora, mas necessária para o progresso.

Como podemos mudar e adaptar normas, procedimentos e resoluções, considerando o uso de IoT e IA, integrados à cibersegurança? Como acelerar a modernização das normas e resoluções? Da oportunidade ao desafio, já que não temos ainda de forma pública uma diretriz para o desenvolvimento dessas tecnologias e inserção delas, podemos utilizar e estabelecer com esses laboratórios de testes reais e abertos às novas resoluções ou previsões destas, usar a tecnologia de IA a favor do sistema, acelerando assim a transformação digital e o acesso a novas tecnologias, o desafio sempre será grande, mas se as mudanças não acompanharem teremos sistemas obsoletos.

1 - AS TECNOLOGIAS ENVOLVIDAS NO PROCESSO DE TRANSFORMAÇÃO

A transformação do setor elétrico é um desafio considerável para todas as empresas envolvidas, sejam elas distribuidoras, transmissoras ou geradoras de energia. Acompanhar a evolução tecnológica e as adaptações de mercado, requer uma transição de sistemas arcaicos para sistemas digitais. Isso exige a adaptação das redes e a calibração de novos equipamentos conforme os requisitos de conexão. Além disso, a modernização das equipes responsáveis pela manutenção e a implementação de novos processos, além de segurança são aspectos cruciais nesse processo. Portanto, a transformação do setor energético não é apenas uma questão de atualização tecnológica, mas também uma questão de adaptação organizacional e operacional. Como mencionamos no primeiro capítulo, as principais tecnologias estão relacionadas à implementação da Internet das coisas (IoT), Big data, Inteligência Artificial (IA), machine learning e blockchain.

A implantação da IoT tem revolucionado os processos no setor elétrico, tornando-os mais eficientes, seguros e econômicos. Esta inovação marca a transição de um setor tradicionalmente rígido para um modelo mais flexível e orientado a dados. A IoT oferece uma plataforma

robusta que permite coletar, analisar e compartilhar dados de diversas fontes, facilitando assim uma tomada de decisões mais informada e efetiva [2].

A implementação robusta da Internet das Coisas (IoT) tem melhorado e continua aprimorando o fornecimento de energia elétrica. Isso é particularmente evidente no que diz respeito ao tempo de interrupção das linhas de distribuição, um aspecto crítico do sistema, e a confiabilidade da rede.

Além disso, a transformação digital tem contribuído para a melhoria dos índices de qualidade relacionados às metas da ONU, como as métricas de eficiência. Esses avanços são fundamentais para atender às crescentes demandas do setor de energia elétrica e para garantir um fornecimento de energia confiável e eficiente para todos os brasileiros. A continuidade dessas inovações e melhorias será crucial para o futuro do setor de energia elétrica no Brasil [3]

No artigo “How will the internet of energy (IoE) revolutionize the electricity sector? A techno-economic review”, o autor Laroussi discute como as camadas da IoT são aplicadas ao setor de energia. Ele descreve a camada física, também conhecida como camada base, que é a fundação do sistema. Além disso, ele menciona a camada de dados, que atua como uma interface entre as demais camadas e as aplicações. Esta análise fornece uma visão valiosa sobre a estrutura e o funcionamento do IoT no contexto da energia. Segundo o autor, no processo da camada base encontram-se os sistemas de medição, gerenciamento da distribuição, sistemas de armazenamento, carros elétricos e os sistemas de micro redes. Já na segunda camada, que liga o mundo físico, sendo a última camada de operação do sistema. [4]

As aplicações de Big Data e Inteligência Artificial estão alinhadas com a proposta de valor que visa aprimorar nosso sistema. Elas fornecem informações relevantes para a expansão do sistema, o desenvolvimento de metodologias para combater falhas e furtos

de energia, além de permitir a simulação de cenários futuros para a implementação de novas tecnologias. Essas tecnologias incluem sistemas de armazenamento com baterias, sistemas de geração distribuída, carros elétricos, entre outros. Além disso, a análise de dados pode ajudar a prever tendências de preços e até mesmo cenários de mudanças na regulamentação das concessionárias, normas da ABNT e de outros órgãos competentes [5].

Com a implementação de novas tecnologias no sistema elétrico brasileiro, é vital que a segurança e o conhecimento evoluam proporcionalmente. Nesse contexto, encontramos soluções inovadoras em sistemas blockchain aplicados a redes inteligentes. Essas soluções abrangem diversas áreas, como comércio de energia, veículos elétricos, gestão de resposta à demanda, além de segurança e privacidade. Essas tecnologias estão atreladas ao sistema de aprendizado de máquina (machine learning), que desempenha um papel crucial na identificação de padrões de comportamento e mudanças no consumo de energia. Além disso, essas inovações abrem novas possibilidades para o consumidor final, como o acesso a novas opções de compra de energia. Portanto, a implementação de novas tecnologias no sistema elétrico, não apenas melhora a eficiência e a segurança, mas também oferece oportunidades inéditas para os consumidores [6]

2 - CORRIDA CONTRA O TEMPO

Para ilustrar a situação atual do setor de energia, vamos considerar uma analogia: seria possível transformar um Ford Model A, de 1903, em um Rolls-Royce Boat Tail, de 2024? Poderíamos mudar um sistema mecânico para um sistema automático da noite para o dia? Embora essa comparação possa parecer exagerada, ela destaca a diferença de um século. Da mesma forma, nossas normas, regulamentações e resoluções muitas vezes demoram para se adaptar às novas tecnologias e às transformações que elas trazem.

Então, quais são as resoluções normativas para a transformação digital em clientes de baixa tensão? Como podemos nos adequar ao excesso de eletrônica inadequada presente em alguns inversores e equipamentos do cliente final, na rede da distribuidora? Equipamentos mais baratos para o cliente podem acabar sendo caros para a distribuidora de energia, considerando as harmônicas e perturbações que podem ocorrer no sistema.

Um exemplo clássico disso é a NBR 5410, a norma de Instalações Elétricas de Baixa Tensão. Desde sua última versão em 2004, houve mudanças significativas no comportamento do consumidor em relação ao uso da eletricidade e na evolução de alguns aparelhos. A questão é: essa norma acompanhou essa evolução ou previu essas mudanças? Essas são questões importantes que precisamos abordar

Figura 1 diferentes camadas IoT e as oportunidades oferecidas em cada nível . Fonte [4]

à medida que avançamos na era digital.

As lâmpadas incandescentes, por exemplo, evoluíram para as fluorescentes (que hoje são difíceis de encontrar para comprar) e, finalmente, para as de LED. Os eletrodomésticos também passaram por mudanças, tanto em termos de potência quanto de funcionalidade.

Além disso, com o advento das casas inteligentes, surgem novas necessidades. Precisamos de uma resolução normativa que implemente a cibersegurança nas instalações, especialmente considerando os sistemas de assistente virtual que podem ser vulneráveis a ataques cibernéticos. Essas são questões importantes que precisamos abordar, à medida que avançamos na era digital.

Este é um exemplo de como a corrida contra o tempo em relação aos avanços tecnológicos é desafiadora. Assim como não é possível tirar fotos com um lampião, também pode ser complexo acelerar o processo de evolução tecnológica em sintonia com as normas e resoluções normativas dos órgãos competentes. A questão central é: como podemos harmonizar a rápida evolução da tecnologia com a necessidade de regulamentação adequada? Este é um desafio que precisamos enfrentar à medida que avançamos na era digital.

REFERÊNCIAS

[1] Title, Handbuch des Schachspiels ; Author, Paul Rudolph von Bilguer ; Editor, Tassilo Heydebrand und der Lasa ; Edition, 2, illustrated ; Publisher, Veit, 1852.

[2]Sultanabanu, Kazi & Liyakat, Sayyad & Kazi, Kutubuddin. (2023). IoT in the Electric Power Industry. 8.

[3] Xavier, S.S., Lima, J.W.M., Lima, L.M.M. et al. How Efficient are the Brazilian Electricity Distribution Companies?. J Control Autom Electr Syst 26, 283–296 (2015). https://doi.org/10.1007/s40313-015-0178-2

[4]Ilias Laroussi, Liu Huan, Zhao Xiusheng, How will the internet of energy (IoE) revolutionize the electricity sector? A techno-economic review, Materials Today: Proceedings, Volume 72, Part 7, 2023, Pages 3297-3311, ISSN 2214-7853, https://doi.org/10.1016/j.matpr.2022.07.323. (https://www.sciencedirect.com/ science/article/pii/S2214785322049550)

[5] Liao, H.; Michalenko, E.; Vegunta, S.C. Review of Big Data Analytics for Smart Electrical Energy Systems. Energies 2023, 16, 3581. https://doi.org/10.3390/ en16083581

[6] Mololoth, V.K.; Saguna, S.; Åhlund, C. Blockchain and Machine Learning for Future Smart Grids: A Review. Energies 2023, 16, 528. https://doi.org/10.3390/ en16010528

Digitalização de Subestações e Energias Renováveis

A integração das fontes de energias renováveis nas redes elétricas, impulsionada pela digitalização, está remodelando o paradigma da geração, distribuição e consumo de energia. Para abordar os desafios relacionados a este assunto convidamos o Engenheiro Master da Vale, Paulo Henrique Vieira Soares. Mestre em engenharia Elétrica pela UNIFEI, possui MBA em Gestão (FGV) e pós-graduação em Sistemas fotovoltaicos pela UFV.

Capítulo 4

Comissionamento de centrais geradoras fotovoltaicas

Por Paulo Henrique Vieira Soares e *Carolina Reis Silva

1 - INTRODUÇÃO

O comissionamento de usinas fotovoltaicas é um processo crucial que assegura a operacionalidade e eficiência de tais instalações. Dividido em comissionamento a frio e a quente, cada fase desempenha funções específicas para validar a segurança e desempenho dos sistemas envolvidos. O comissionamento a frio verifica os aspectos de segurança e conformidade técnica sem necessidade de energia ativa, enquanto o comissionamento a quente confirma a capacidade operacional sob condições reais de carga.

O comissionamento começa com o isolamento e sinalização da área para acesso controlado. É essencial inspecionar o sistema para conformidade com o projeto e segurança, incluindo a verificação de circuitos, conexões e aterramento. Antes da energização, é crucial avaliar se os padrões de proteção elétrica e segurança foram cumpridos. Os testes devem ser conduzidos na:

1 - Usina Fotovoltaica

2 - Subestação Elevadora/Coletora

3 - Linha de Transmissão

4 - Subestação Transmissora

Este artigo foca nos testes da Usina Fotovoltaica, uma área emergente, diferentemente dos itens 2 a 4, que são bem estabelecidos. Os subsistemas em foco são aterramento, módulos solares, rastreadores e inversores conforme Figura 1.

Após as verificações iniciais, é viável começar os testes usando apenas a alimentação auxiliar dos equipamentos. Frequentemente, o projeto ainda está em andamento nesta fase, e geradores podem ser empregados para energizar o sistema e prosseguir com as atividades em campo.

Figura 1 - SKID de geração

2 - COMISSIONAMENTO A FRIO

Durante o comissionamento a frio de uma usina fotovoltaica, uma série de testes são conduzidos sem a necessidade de energização do sistema. Isso inclui a verificação da integridade estrutural, a instalação correta e a segurança dos equipamentos. Testes de continuidade asseguram a conexão adequada entre os módulos e o sistema de aterramento, enquanto testes de polaridade confirmam a correta instalação elétrica dos componentes. Além disso, verificações visuais e ensaios específicos como o de resistência de isolamento são realizados para garantir que não existam falhas de isolamento que possam afetar o desempenho ou a segurança da usina.

Aterramento

Inicialmente, é crucial assegurar a conexão de todos os módulos e rastreadores ao sistema de aterramento, o que deve ser verificado por testes de continuidade. Em situações em que o uso de um multímetro não se mostra eficiente para tal medição, a aplicação de um microhmímetro é aconselhada.

No SKID ou ITS (Inverter and transforrmer Station), que abriga o transformador, inversores centrais, o controlador dos rastreadores e o Sistema de Proteção contra Descargas Atmosféricas (SPDA), deve existir um sistema de equipotencialização. Este sistema assegura a interconexão da malha de aterramento dos rastreadores e caixas de junção com os demais componentes da estação. A verificação da continuidade dentro deste sistema e sua conexão com outros sistemas é imprescindível. Adicionalmente, dada a presença de circuitos de média tensão e o acesso frequente à área, é imperativo a realização de ensaios de passo e toque para garantir a segurança. No contexto da resistência de aterramento em usinas fotovoltaicas, a ausência de diretrizes normativas específicas complica a padronização dos procedimentos. Considerando a

Ponto de Origem

Descrição

Barra de Equalização

Barra de Equalização

Barra de Equalização

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Barra de Equalização

Barra de Equalização

Barra de Equalização

extensa área que essas instalações ocupam, realizar ensaios em todo o parque não é viável. Contudo, é possível executar esses testes na área da ITS, isolando-a por meio da caixa de equipotencialização. Os valores obtidos nessa medição servirão como referência para intervenções futuras, garantindo uma base consistente para a manutenção da integridade do sistema de aterramento.

Módulos e Caixa de junção

O comissionamento de campo para módulos solares é regido pela norma ABNT NBR 16274, a qual estabelece diretrizes para os ensaios realizados no arranjo fotovoltaico. Tal arranjo consiste em um agrupamento de módulos conectados em série e interligados à caixa de junção, garantindo a conformidade técnica e operacional do sistema.

Ponto de Destino

Descrição

Trocador de calor

UCR-01

UCR-02

UCR-03

Barra do SIKD

Para-raio 01

Para-raio 02

Escada SKID

Leito Cabos

Transformador

Parecer

Conforme

Conforme

Conforme

Conforme

Conforme

Conforme

Conforme

Conforme

Conforme Conforme

Figura 2 - Vista interna de uma Caixa de junção

Tabela 1 - Medição de continuidade (Relatório de aterramento)

Os ensaios previstos para os arranjos incluem:

• Polaridade: verificação em todos os cabos de corrente contínua para assegurar a conexão adequada dos equipamentos, baseando-se na tensão entre polos.

• Caixa de Junção: avaliação para confirmar conexões corretas e a funcionalidade das seccionadoras e fusíveis.

• Corrente de Curto-Circuito: medição em cada circuito para identificar possíveis falhas nos cabos.

• Corrente de Operação: análise em cada circuito quanto à sua funcionalidade, comparando valores medidos com os esperados.

• Tensão de Circuito Aberto: checagem em cada circuito para confirmar a quantidade e conexão correta dos módulos.

• Resistência de Isolamento: garantia da isolação adequada dos módulos e condutores, podendo ser realizada individualmente em cada série de módulos.

É importante destacar que, devido à natureza inerente das fontes energéticas, não é possível isolar completamente os circuitos para testes. Isso implica que as medições de resistência de isolamento podem ser afetadas pela direção da corrente gerada pelo módulo em relação à corrente de teste. Especificamente, medições entre o eletrodo positivo e o terra podem subestimar a resistência real, enquanto medições entre o eletrodo negativo e o terra podem superestimá-la. Assim, uma avaliação empírica torna-se necessária, esperando-se que resistências de isolamento de circuitos similares sem falhas alcancem valores próximos. Tal avaliação exige considerável experiência por parte do executor.

Tabela 2 - Relatório de Ensaios de Categoria 1 – Medições de Resistencia de Isolamento.

Temperatura (ºC): 37,9

Open-circuit Voltage (Voc) = 49,54

Short-circuit Currente (Isc): 13,63 A

Arranjo 1 2 3 4 5 6 7 8 Voc (V) 1346 1347 1343 1341 1342 1340 1356 1347

Umidade (%):35

Ensaio de Megger do Arranjo (MΩ)

Conforme

Conforme

Conforme

Conforme

Conforme

Conforme

Conforme

Conforme

Uma alternativa mais precisa, conforme norma, envolve o curto-circuito dos terminais positivos e negativos em relação à terra. Entretanto, essa abordagem apresenta um risco elétrico elevado para o

executor, sendo recomendada a sua realização noturna para minimizar tais riscos.

Rastreadores Solar

O comissionamento dos rastreadores é uma responsabilidade exclusiva do fabricante, devido a questões de garantia. O sistema inclui Unidades Controladoras Autônomas (UCA) em cada suporte de módulo, Unidades Controladoras de Rede (UCR) para cada SKID/ITS, estações de meteorologia para o monitoramento perimetral e um servidor para suporte remoto do fabricante, abrangendo todo o projeto. A quantidade de equipamentos varia conforme a escala do projeto. O processo inicia-se pela identificação individual de cada UCA, associando-a à UCR correspondente, que configura e controla o rastreamento. Esta comunicação, geralmente sem fio (Protocolo Zigbee), é testada para assegurar a execução correta dos comandos, incluindo um “teste de giro” que verifica a resposta dos rastreadores.

Além disso, as estações solarimétricas são responsáveis por monitorar a velocidade e direção do vento, essenciais para posicionar os módulos na “posição de segurança” em caso de ventos fortes. Estas estações são distintas das usadas para fornecer dados ao Operador Nacional do Sistema (ONS). Antes dos testes de vento, é crucial que a usina tenha a alimentação auxiliar e a rede de comunicação estabelecidas. Após os testes, ajustes finais são feitos na angulação dos rastreadores para evitar sombreamento nos módulos, considerando as características do terreno. Finalmente, um arquivo de configuração “como construído” é atualizado no software e no servidor do fabricante, permitindo o acesso remoto a todos os dados dos equipamentos, concluindo o comissionamento.

Inversores

O comissionamento de inversores em usinas fotovoltaicas geralmente é efetuado pelos fabricantes devido à complexidade e especificidade técnica desses dispositivos. Dada a importância crítica e o alto valor dos equipamentos, envolver “terceiros” no comissionamento pode introduzir riscos adicionais. O processo de comissionamento inicia-se com a inspeção do sistema de troca de calor e o reaperto das conexões elétricas, que podem ser afetados durante o transporte e armazenamento. Posteriormente, realiza-se uma série de verificações, medições e testes em subsistemas como o trocador de calor, nobreak e sistema de incêndio, se presentes, além de realizar ajustes funcionais e calibrações conforme necessário. É crucial, nessa fase, configurar e validar a comunicação e os pontos digitais para garantir a execução remota de leituras e comandos durante os testes de carga subsequentes.

3.0 - COMISSIONAMENTO A QUENTE

No comissionamento a quente, o sistema é testado sob condições operacionais plenas, o que inclui a geração e distribuição de energia. Esta fase verifica se a usina atende aos requisitos de desempenho esperados e se comporta adequadamente sob carga. Testes de geração

de energia, ajustes de inversores e verificação da qualidade da energia produzida são alguns dos aspectos avaliados. Esta etapa também envolve a interface com órgãos de regulamentação para garantir que a usina esteja em conformidade com todas as normas e regulamentos aplicáveis antes de iniciar a operação plena.

É essencial que o sistema de geração esteja completamente finalizado e as condições climáticas, particularmente a incidência solar, devem ser favoráveis durante os testes, dada a dependência da energia solar como fonte de geração. Adicionalmente, é crucial obter a autorização do Operador Nacional do Sistema (ONS) para iniciar os testes de geração. Caso a usina esteja conectada à rede do Sistema Interligado Nacional (SIN), é necessário cumprir determinados requisitos para adquirir a Declaração de Atendimento aos Procedimentos de Rede para operação em teste (DAPR/T) e, consequentemente, a autorização da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) para despacho da energia.

Inversores

Durante o comissionamento, a “certificação” dos cabos de geração é crucial. Inversores contêm dispositivos de monitoramento de isolação que bloqueiam a entrada em operação se a resistência de isolação estiver abaixo do limite configurado. Assim, uma baixa isolação em qualquer ponto do sistema pode impedir que o inversor alcance sua capacidade total. Além disso, conforme a NBR 16149, o inversor necessita de uma tensão de referência da rede para operar, uma exigência conhecida como proteção anti-ilhamento.

Na ausência de impedimentos, procede-se às validações operacionais do inversor, envolvendo potência ativa e reativa. Uma vez ativados os conversores, tensões e correntes são inspecionadas, e a qualidade da energia produzida é avaliada por meio de medições fasoriais e oscilografias para identificar distorções causadas pelos inversores conforme Figura 3.

Para otimizar a eficiência, inversores utilizam a tecnologia MPPT (Maximum Power Point Tracking), que ajusta automaticamente o equipamento para operar no ponto de máxima potência, com base na tensão de entrada CC. Se a tensão cair abaixo do mínimo operacional, por exemplo, devido a uma redução na irradiância solar, o inversor entra em

modo de espera. Adicionalmente, os inversores podem “gerir” a potência reativa para controlar a tensão da rede à noite, diminuindo a necessidade de bancos de capacitores na subestação elevadora. Esse controle reativo é geralmente limitado a alguns inversores para balancear a demanda e minimizar o desgaste. Com os inversores em funcionamento, os testes operacionais subsequentes da usina podem prosseguir.

Termografia

A termografia é uma ferramenta valiosa na inspeção de módulos solares e conexões, mas requer configurações precisas do equipamento, incluindo resolução da câmera, faixa de temperatura e precisão de medição. Para resultados confiáveis, é essencial ajustar corretamente os parâmetros como emissividade, distância ao objeto e temperatura ambiente, que variam conforme o objeto e as condições ambientais. Durante o ensaio, as normas exigem que os módulos operem normalmente, sob condições de irradiância superiores a 600W/m² e em clima estável, sem vento, chuva forte ou nuvens significativas para evitar variações de corrente que afetem os resultados. Variações na temperatura dos módulos indicam funcionamento anormal, podendo apontar para “pontos quentes” causados por defeitos ou sombreamento, que necessitam de investigação.

Para grandes usinas, inspeções termográficas aéreas via drones são práticas, porém podem fornecer “apenas” uma visão geral devido à limitação na resolução das imagens. Áreas suspeitas identificadas nesta inspeção preliminar devem ser examinadas mais de perto em inspeções terrestres. Além dos módulos, é crucial realizar termografia terrestre em caixas de junção, conexões, inversores e transformadores para identificar potenciais sobreaquecimentos em seccionadoras, disjuntores, portafusíveis e conexões, prevenindo perdas materiais e interrupções no sistema de geração.

Curva I x V

O ensaio com o traçador de curva IxV é essencial em usinas fotovoltaicas de grande escala para verificar a integridade dos arranjos, identificando defeitos ou sombreamentos. Utilizando esse equipamento e acessórios apropriados, é possível mensurar temperatura, irradiância, corrente, tensão e potência. Essas medições,

Figura 3 - Qualidade da corrente CA em baixa potência (esquerda) e potência nominal (direita).

combinadas com as especificações dos módulos solares, permitem normalizar os resultados para as Condições Padrão de Teste (STC), facilitando a comparação com os valores e gráficos esperados, assegurando a conformidade dos arranjos.

Para a realização do ensaio, conforme a NBR 16274, é necessário que os módulos permaneçam em rastreamento, quando aplicável, posicionados em um ângulo máximo de ±22,5° em relação ao sol, sob irradiância direta e superior a 700W/m². A presença de sujeira nos módulos pode afetar os resultados, sendo recomendada a limpeza prévia dos módulos. Durante o ensaio, o traçador de curva realiza rapidamente a leitura dos parâmetros e a elaboração da curva IxV. A norma também detalha os desvios típicos que podem ser observados na curva, fornecendo insights sobre possíveis falhas e suas causas subjacentes.

Caso a curva não apresente nenhum dos desvios indicados na norma, avalia-se os parâmetros medidos com os valores STC fornecidos.

Se os valores medidos não excederem a tolerância especificada pelo fabricante do módulo, considerando também a precisão do traçador de curva, as séries de módulos são consideradas aprovadas. Este procedimento precisa ser executado em cada série ou arranjo fotovoltaico da usina. A obtenção de resultados satisfatórios em todos os ensaios indica que o sistema está devidamente qualificado e pronto para a operação.

Condições Climáticas

Parâmetro

Irradiância Temperatura ambiente

Umidade

Clima Temperatura do módulo

Ilustrações - Keli Antunes

5 – Exemplo de Curva IxV de referência prevista na NBR 16274

4.0 - PRÓXIMOS ARTIGOS

O Artigo V explorará os sistemas SCADA e PPC aplicados no monitoramento e controle das usinas fotovoltaicas de grande porte. Serão abordados exemplos práticos de aplicação e melhores práticas adotadas para otimização da operação remota e segura do complexo.

Tabela 3 - Dados de placa e dados de Medição de curva IxV

Modulo Solar (Série de 30 módulos)

Parâmetro

Máxima (Pmáx)

Tensão de Máxima Potência (Vmp)

Corrente de Máxima Potência (Imp)

Tensão de Circuito Aberto (Voc)

Corrente de Cuito-circuito (Isc)

*Carolina Reis Silva é engenheira eletricista, formada pela PUC-MG. Atua na implantação de subestações de energia desde 2014 e parques solares de geração centralizada desde 2017, com vivência nos processos de montagem e comissionamento de sistemas elétricos e participação em projetos executivos.

Figura 4 - Curva IxV, gráfico esperado (unidade) e medido (Série)

Figura

Perdas energéticas em GTD

Um dos grandes desafios para o setor elétrico é a redução das perdas energéticas em geração, transmissão e distribuição, pois elas impactam não somente os consumidores, como toda a cadeia responsável pelo fornecimento de energia no país. Para este fascículo, teremos como mentor o engenheiro Márcio Almeida da Silva, que possui MBA em Planejamento e Gestão de Serviços e, atualmente, ocupa a posição de Diretor Executivo da LIG Engenharia, Consultoria e Treinamento.

Capítulo 4

Perdas da geração de energia elétrica

Conforme definido pela Agência Reguladora: “as perdas na Rede Básica são calculadas pela diferença da energia gerada e entregue nas redes de distribuição. Essas perdas são apuradas mensalmente pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e o seu custo, é definido anualmente nos processos tarifários, e dividido em 50% para geração e 50% para os consumidores.”

Importante primeiro saber de forma resumida que a Rede Básica é composta pelas instalações de transmissão de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional (SIN), por sua vez, composto principalmente pelas linhas de transmissão, subestações e demais componentes inerentes a estas, em tensão igual ou superior a 230 kV. Portanto, de uma forma resumida, a rede básica é a responsável pelo transporte de energia elétrica entre a geradora (hidrelétrica,

termelétrica, eólica, fotovoltaica, entre outras) e o consumidor, sendo os principais as Distribuidoras de Energia Elétrica.

Cabe aqui esta primeira reflexão no sentido que analisarmos que as geradoras já partem para compor a remuneração da sua produção de um percentual de perda na rede básica definido pela ANEEL e apurado pela CCEE, portanto, se torna, entre outros fatores, desenvolver modelos cada vez mais eficientes e muito bem projetados por especialistas do segmento, de modo e mitigar estes impactos no investimento e assegurar uma remuneração adequada.

Dentre as principais fontes geradoras previstas nas concessões, permissões e autorizações dos serviços que energia elétrica estão:

• Central Geradora Hidrelétrica – CGH;

Figura 1 - Matriz Elétrica Brasileira - Fonte ANEEL

• Central Geradora Undi-elétrica – CGU;

• Central Geradora Eólica – EOL;

• Pequena Central Hidrelétrica – PCH;

• Usina Hidrelétrica – UHE;

• Usina Termelétrica – UTE;

• Usina Termonuclear – UTN.

• Central Geradora Solar Fotovoltaica – UFV;

Neste artigo, vamos nos ater ao tema de perdas na geração àquelas que têm obtido a maior notoriedade e crescimento ao longo dos anos no país, no caso a UFV e EOL, estas que tem sido destaque em um país onde predominantemente e historicamente sempre se destacou pela Geração Hidroelétrica (CGH) e também porque consistem em fontes de energia renováveis e limpas. Outro mais uma abordagem específica a cada outro tipo demandaria de matérias específicas com expertises de outros especialistas do setor.

Como dito, a Matriz Elétrica Brasileira segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica, apresenta a atual característica e distribuição na Figura 1.

Nos últimos anos, as fontes renováveis mais especificamente as fotovoltaicas e eólicas se destacaram em cenário nacional e ainda colocaram o Brasil como protagonista no cenário mundial para fontes renováveis, mostrando que a matriz energética brasileira é mais renovável do mundo, segundo a EPE (Empresa de Pesquisa Energética) que fornece estudos e pesquisas ao Ministério de Minas e Energia, empresa esta responsável pelo desenvolvimento sustentável da infraestrutura energética do país e os resultados obtidos comprovam a sua atuação.

PRINCIPAIS PERDAS NO SISTEMA FOTOVOLTAICO

É óbvio dizer que as centrais geradoras fotovoltaicas jamais operam em sua capacidade máxima ao longo do dia, pois muitos fatores contribuem para isto, então se torna um dever minimizar estes fatores que se constituem em Perdas e consequentemente estas devem ser evitadas com um correto planejamento e dimensionamento maximizando o potencial produtivo.

Dentre os principais fatores de perdas nos sistemas fotovoltaicos, temos:

a) Sombreamento e poeira: a análise do local de instalação é um dos principais fatores que prejudicam a geração de energia e, consequentemente, é uma das principais causas de perdas no sistema. Isto acaba sendo resultado de uma falha no Planejamento que não consistiu em uma vistoria preliminar do local onde fosse possível constatar a existência de árvores ou outros objetos fixos (totens, chaminés, silos, etc), que possuem alturas que possam afetar a produção dos módulos e onde estes serão instalados, incluindo construções consolidadas ou previstas.

As poeiras também somam ao fator de sombreamento ou ainda, de forma isolada, atuam como perdas quando não se leva em consideração a existência de canteiros de obras nas proximidades, o porte da construção, e também a existência de estradas nas proximidades em especial na região rural onde quase a totalidade delas não possuem pavimento e são feitos de terra.

Consideramos este o principal fator, pois um mau dimensionamento e planejamento pode provocar transgressões ao meio ambiente com o intuito de reverter estas perdas, como por exemplo a remoção de árvores assim evoluindo para um crime de ordem ambiental.

b) Mismatch ou Incompatibilidade: também considerada como uma das principais perdas e de fator extremamente importante a ser avaliado na fase de projeto. Consiste, basicamente, na diferença da capacidade de geração de dois ou mais módulos fotovoltaicos, colocados em série ou paralelo, que por razões de diferenças nas características construtivas, sombreamento parcial (por exemplo, folhas ou objetos que caem sobre parte dos módulos e até mesmo poeiras), springs incompatível ao número de módulos, isso reduz a capacidade de desempenho o que causa uma perda da capacidade de geração. Este tipo de perda pode ser resolvida através de manutenção preventiva.

c) Temperatura: considerando como cada vez mais o clima global e as

Figura 2 - Expansão da matriz elétrica brasileira - Dezembro/2023Fonte ANEEL

estações do ano têm surpreendido até os meteorologistas, este fator de perda pode ser algo que venha a surpreender após a implantação da central fotovoltaica, pois altas temperaturas também prejudicam o sistema e consequentemente provocam perdas.

O cálculo para melhor resultado é dado pela equação:

Tinst. = Tamb. + (Tamb. – Tref.)

Equação 1 – Temperatura de Instalação

Onde:

Tinst. – Diferença entre a temperatura real e a de referência.

Tamb. – Temperatura ambiente considerada para operação normal ou real.

Tref. – Temperatura de referência obtida em ensaios a 25°.

É importante também levar em consideração sempre o coeficiente de correção de temperatura obtido no pico de potência do módulo fotovoltaico.

d) Formas de Instalação e Sistema: outro ponto a se observar é a forma de instalação, ou seja, aparente ou subterrânea, que associado à energia elétrica seja ela em corrente contínua ou corrente alternada pode implicar em perdas razoáveis.

Em corrente contínua a distância passa a ser um fator muito relevante já em corrente alternada as condições de instalação devem ser primordialmente consideradas tanto para questões de perda quanto para detecção de falhas e manutenção corretiva. Usualmente as perdas desse fator podem variar de 1% a 7%.

e) Orientação e Inclinação: muito embora este tema esteja diretamente ligado ao sombreamento e poeira já que é um fator a ser considerado em conjunto com estes, optei por deixar em separado já que pode ser uma particularidade exclusiva de observação quando se colocado no topo de edifícios ou nos telhados das residências, onde o sombreamento é superado e a poeira fortemente minimizada.

Outro destaque que deve ser ponto de atenção para reduzir as perdas ou assim mitigá-las em conjunto com a inclinação é a direção de instalação dos módulos fotovoltaicos considerando primordialmente a posição onde nasce o sol e onde este se põe para se obter a correta instalação e melhor obtenção no sistema de geração, que podem inclusive variar as perdas conforme a região do Brasil.

Para finalizar este item, é importante sempre acompanhar as tendências de mercado que cada vez mais visam imitar a natureza e assim obter a maior eficiência na produção de energia elétrica por meio de centrais fotovoltaicas como é o dos painéis solares que imitam o movimento de um girassol conhecidas por placa de energia solar do tipo girassol.

A manutenção preventiva é um item obrigatório ainda mais ações da natureza como por exemplo limpeza de placas solares por empresas especializadas ou como mecanismo automático integrado ao sistema.

PRINCIPAIS PERDAS NO SISTEMA EÓLICO

Assim, como qualquer outro projeto de geração, cada qual apresenta a sua particularidade conforme a tecnologia a ser empregada e para que o planejamento e consequentemente o projeto possa ter a maior taxa de sucesso não se deve jamais desconsiderar as perdas envolvidas a este sistema e que comprometem o investimento a ser realizado.

No que se refere às perdas no sistema eólico dentre os principais fatores de perdas a serem considerados de forma simplista, iremos abordar 3 (três) principais:

1 - Características meteorológicas: acesso às informações meteorológicas do local e região, por um período e medições ajudam a considerar a melhor localização dos aerogeradores e consequentemente tem por objetivo a obtenção e seleção da melhor tecnologia a ser empregada. Neste ponto as informações e medições a serem primordialmente observadas são: velocidade, direção, pressão e ângulo de incidência do vento, além da temperatura, entre outros. Isto pode evitar desempenho inadequado ou abaixo do esperado e consequentemente em perda de rendimento no potencial fornecimento de energia elétrica.

2 - Desempenho de Aerogeradores: a norma IEC 61400-26-11 veio com o objetivo de propiciar o melhor desempenho baseado no tempo e produção da energia elétrica, assegurando entre outros pontos a expectativa de vida útil do equipamento e critérios de manutenção evitando entre outros fatores a parada desnecessária que afetam a perda da produtividade. Já a norma ABNT NBR IEC 61400-21 contribui diretamente para o desempenho ao definir e especificar as grandezas a serem determinadas para caracterizar a qualidade da energia elétrica de um aerogerador conectado à rede entre outros fatores.

3 - Normatização: atentar-se sempre e assegurar que os dimensionamentos e procedimentos para o bom desempenho dos aerogeradores sigam o seu melhor desempenho parece soar como óbvio, mas é sempre bom trazer em tela visto que muitos desconhecem as normas da série 61400 e séries em âmbito nacional e as de referências irmãs da IEC de mesma numeração principal.

Por fim, analisamos a pauta das perdas em geração de forma resumida vemos que temos grandes avanços a serem feitos não só em busca de novas soluções e tecnologias mas fundamentalmente em ações e equipamentos eficientes voltados a manutenção preventiva assim como empresas altamente capacitadas para estas manutenções e de corretiva que forma a detectar possíveis falhas vindouras e realizar manutenções periódicas que antecedem as falhas que é a principal bandeira das indústrias 4.0.

As perdas técnicas podem ser reduzidas a partir de estudos detalhados, planejamento, projeto, instalação e manutenção, palavras e ações simples que devem caminhar juntas e que explicam que tudo tende a dar certo se começado de forma correta!

Confira insights e curiosidades sobre o processo de atualização das

normas NR 10, NBR 14039 e NBR 5410

SEGURANÇA EM INSTALAÇÕES E SERVIÇOS EM ELETRICIDADE | Por Aguinaldo Bizzo

CONTEÚDO PROGRAMÁTICO DOS CURSOS DE RECICLAGEM

Conforme texto colocado em consulta pública em 2020, vide Aviso da Consulta Pública nº 1/2020, no processo de revisão da Norma Regulamentadora nº 10 (Norma Regulamentadora de Segurança em Instalações e Serviços em Eletricidade), é definido no item 10.8 Treinamento de Segurança, vide item 10.8.4 que: “A organização deve definir o conteúdo programático teórico e prático dos treinamentos periódico e eventual de maneira a atender às necessidades da situação que o motivou, bem como a carga horária mínima de treinamento de 75% daquela obedecida no treinamento inicial de segurança”.

Qual o objetivo da definição dessa carga horária para os cursos de reciclagem, uma vez que o texto vigente não define carga horária específica?

A proposta do treinamento de reciclagem define carga horária mínima, porém não define especificamente o conteúdo programático e os recursos a serem utilizados. A definição da carga horária, visa minimizar a situação atual dos treinamentos existentes

no mercado, especialmente EAD, onde predominam cursos de “gênero”, não direcionados à realidade laboral das organizações, ou seja, buscam somente “atender requisito legal da forma mais rápida e com menor custo possível”.

Entendo que, a definição de carga horária mínima, deve ser tratada de forma diferenciada para os cursos de reciclagem bianual, daqueles que devem ser realizados em situações específicas, como mudança de empresa, retorno de afastamento do trabalho, novos procedimentos e\ou métodos de trabalho, acidentes do trabalho, etc, onde o conteúdo e carga horária devem atender a situação que o motivou.

Ainda, considero fundamental que o conteúdo programático dos cursos de reciclagem, independente da situação que os motivou, sejam direcionados à realidade laboral da organização, considerando especialmente o processo de análise de risco, procedimentos e medidas de controle, face os cenários elétricos existentes e características construtivas das instalações elétricas.

INSTALAÇÕES ELÉTRICAS DE

BAIXA TENSÃO | Por Paulo Barreto

PROJETO DAS INSTALAÇÕES ELÉTRICAS

Para chamar ainda mais a atenção para certas características que um projeto de instalações elétricas deve contemplar, o texto de revisão da NBR 5410, que ficou em consulta nacional até 27/02/2024, criou uma subseção específica, com a seguinte estrutura:

4.2 Projeto

4.2.1 Generalidades

4.2.2 Parâmetros da fonte de alimentação

4.2.3 Utilização e demanda

4.2.4 Influências externas

4.2.5 Seção dos condutores

4.2.6 Tipos de linhas elétricas e métodos de instalação

4.2.7 Dispositivos de proteção

4.2.8 Documentação da instalação elétrica

O conteúdo dessa subseção “4.2 Projeto” não é novo, mas existem aspectos interessantes que auxiliam o projetista em sua tarefa de elaboração, cálculos e determinação das proteções.

Para este artigo, destaque-se o texto a seguir:

4.2.2 Parâmetros da fonte de alimentação

Para a elaboração do projeto das instalações elétricas é necessário considerar os parâmetros da fonte de alimentação.

Modificações nas características da fonte de alimentação podem afetar a segurança da instalação. Em particular, no caso da alimentação pela rede pública, quando o operador da rede modificar as características da rede, ele deve informar o consumidor.

Particular atenção se deve ter com o trecho “parâmetros da fonte de alimentação”. Afinal, se um empreendimento será

conectado à rede pública de distribuição de energia elétrica, nada mais natural e coerente do que obter os parâmetros dessa rede que, de uma forma ou de outra, podem influenciar as instalações elétricas dos consumidores.

Diversos são esses parâmetros, e indicados no projeto de revisão da NBR 5410, porém, destacam-se os seguintes:

• Tensão nominal;

• Potência de curto-circuito ou corrente de curto-circuito presumida no ponto de entrega

A citação da tensão nominal parece óbvia, mas algumas regiões do Brasil possuem, na baixa tensão, tensões nominais diferentes das usuais 127/220 V e 220/380 V, como por exemplo, 120/240 V e 120/208 V. Esta última, se passar despercebida pelo projetista e não observada no dimensionamento da instalação e na especificação dos componentes, poderá causar enorme dor de cabeça aos usuários.

O caso da corrente de curto-circuito presumida é ainda mais preocupante, uma vez que influencia sobremaneira o nível de curto-circuito ao longo da instalação e, por conseguinte, a especificação dos disjuntores e a determinação da energia incidente nos quadros de distribuição (para efeitos de proteção ao trabalhador em eletricidade – especificação da vestimenta).

E por fim, salientar o trecho final do texto de 4.2.2 “(...) quando o operador da rede modificar as características da rede, ele deve informar o consumidor”. Ou seja, se o projeto foi elaborado considerando determinados parâmetros da rede e esses são alterados, nada mais coerente e necessário do que analisar os impactos dessa modificação nas instalações elétricas do consumidor.

INSTALAÇÕES ELÉTRICAS DE MÉDIA TENSÃO | Por Marcos Rogério

CHOQUE ELÉTRICO POR FALHA NA ISOLAÇÃO

Quando ocorre uma falha na isolação entre uma parte viva da instalação e a massa, aquele ponto da instalação, que não deveria estar sob tensão, fica energizado. Se uma pessoa tocar neste ponto, ficará sujeita àquela tensão. Contrariando o senso comum, a condição de perigo nessas ocasiões, não é propriamente a magnitude da tensão que é originada pela falha, mas sim, a circulação da corrente elétrica resultante da aplicação daquela tensão sobre a impedância equivalente do corpo humano que, passando através da região do coração, possui magnitude suficiente para causar fibrilação ventricular.

O limite seguro dessa corrente, depende da proporção que flui através da região do coração, da resistência entre o ponto de contato do ser humano com a estrutura sob tensão e a terra, da impedância do caminho da corrente no ser humano e da duração da corrente.

A ABNT NBR 14039 prescreve que deve existir na subestação em média tensão (MT) um dispositivo de proteção para o seccionamento automático da alimentação. Esse dispositivo, deve secionar automaticamente a alimentação do circuito ou do equipamento protegido, em um tempo de interrupção relativamente curto, sempre que ocorrer uma falha na isolação, que dê origem a uma tensão de contato superior ao valor máximo tolerável pelo ser humano.

O efeito da corrente elétrica sobre o corpo humano tem sido alvo de exaustivas investigações, com o intuito de definir limites seguros de corrente tolerável pelo corpo humano. Esses estudos, visam evitar que as pessoas expostas a choques elétricos possam sofrer danos irreversíveis ou até que venham a óbito. Entretanto, devemos reconhecer que a ocorrência de uma falha na isolação, a impedância entre o ponto sob tensão e a terra, a magnitude da corrente da falha que passa pelo corpo humano, o tempo para interrupção da corrente e até a presença de seres humanos no local, são de natureza probabilística.

A norma IEC 60479-1:2018 apresenta um extenso estudo sobre os efeitos da corrente elétrica (c.a. e c.c.) sobre o ser humano e fornece diretrizes para o cálculo do limite de corrente tolerável em função do tempo de seccionamento.

A figura 1, apresenta os limites toleráveis da corrente corporal (em corrente alternada 50/60 Hz), em função do tempo de duração da corrente de falha, até a interrupção pelo sistema de seccionamento automático de proteção:

Figura 1 – Corrente corporal permitida versus tempo de duração (percurso mão esquerda ao pé)

Nessa figura, a Zona AC-1 abrange o limite até 5mA – curva “a” e corresponde ao efeito fisiológico de percepção possível e que geralmente não causa reação. A Zona AC-2, abrange, desde 5mA, até a curva “b”, e produz uma provável percepção e contração muscular involuntária, porém sem efeitos fisiológicos. A Zona AC-3, abrange a partir da curva “b” para cima, produzindo fortes contrações musculares involuntárias, dificuldade respiratória e disfunções cardíacas reversíveis.

De maior interesse para o assunto deste texto é a Zona AC-4, acima da curva c1, da curva c1-c2, curva c2-c3 e acima de c3, podendo, nestes casos, ocorrer efeitos patológicos graves, inclusive paradas cardíacas, paradas respiratórias, queimaduras ou outros danos às células. A probabilidade de fibrilação ventricular aumenta com a intensidade da corrente e do tempo. A probabilidade de fibrilação ventricular é de 5% na região AC-4.1, de 50% na região AC-4.2, e acima de 50%, na região AC-4.3.

A norma IEC 61936-1:2021, que é utilizada como base para a ABNT NBR 14039, apresenta a seguinte fórmula para o cálculo da tensão de toque permitida: UTp = IB t(f) x 1/HF x ZT (UT) x BF (1)

ONDE:

UT é a tensão de toque;

UTp é a tensão de toque permitida;

tf é a duração de falta;

IB.t(f) é o limite de corrente do corpo,

HF é o fator da corrente cardíaca

ZT (UT) é a impedância do corpo

BF é o fator corporal

c2 na Fig. 1, onde a probabilidade de fibrilação ventricular é inferior a 5%.

IB depende da duração da falta

1,0 para a mão esquerda para os pés, 0,8 para a mão direita para os pés, 0,4 para mão a mão

ZT depende da tensão de toque.

Figura 3 da IEC 60479-1:2018, ou seja, 0,75 para a mão nos dois pés, 0,5 para as duas mãos para a frente

ai171623111511_ANUNCIO OSE - MAIO.JUNHO.pdf 1 20/05/2024 15:52:00

Figura 2 – Tensão de toque permitida

Para o projeto de uma instalação em MT, essa mesma norma fornece, como subsídio, a curva da figura 2, calculada pela aplicação da fórmula (1).

A IEC 61936-1:2021 também informa que, como regra geral, atender aos requisitos de tensão de toque, satisfaz os requisitos de tensão de passo, porque, os limites de tensão de passo toleráveis, são muito mais elevados do que os limites de tensão de toque devido o diferente caminho da corrente da falha, através do corpo humano.

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Com segunda chamada em andamento, Sandboxes Tarifários da distribuição vai ouvir o consumidor

O COORDENADOR DO P&D FALA SOBRE OS PROJETOS EM ANDAMENTO E AS PERSPECTIVAS PARA OS PRÓXIMOS PASSOS

Um ano e meio após o início da 1ª Chamada Pública para execução de projetos pilotos de tarifas, o P&D Governança de Sandboxes Tarifários vai ouvir o consumidor de energia. Para o coordenador da iniciativa, Lindemberg Reis, esta é uma etapa de grande relevância para os experimentos tarifários. A iniciativa será executada ao longo dos próximos meses, com expectativa de resultados mais completos entre agosto e setembro de 2024. A ideia é verificar a percepção do usuário em relação às tarifas, a propensão a entender novas modalidades tarifárias e, principalmente, responder a elas. Leia os principais pontos da entrevista:

Como você avalia o desempenho do projeto até aqui? Já temos cerca de um ano e meio de projeto, e nesse tempo, tivemos duas chamadas. Os projetos da primeira chamada já estão consolidados. Temos o projeto aprovado pela Energisa, que vai trabalhar a tarifa time of use e o pré-pagamento; o da Equatorial, que vai trabalhar com a tarifa com sinais locacionais; o projeto da Enel com tarifa trinômia; e o da EDP com tarifas binômias e trinômias.

São 4 projetos que já estão estruturados e em andamento. Esperamos que em setembro de 2024 tenha o início das medições em campo, que é um fato extremamente relevante. A primeira empresa que vai fazer é a Energisa, na área de concessão da Energisa Sul-Sudeste.

É uma grata surpresa porque ainda esse ano veremos os experimentos em campo e começaremos a ter coleta dessas

informações. Na sequência, as outras empresas também farão suas coletas de dados. Inclusive, a Energisa, por ter sido a primeira empresa a assinar o projeto de P&D, já forneceu à ANEEL o relatório octomestral, conforme prevê a Resolução Normativa 966/2021.

Você pode dar mais detalhes sobre a pesquisa com os consumidores? Temos uma nova frente em andamento, que é uma pesquisa qualitativa com os usuários de energia. A Innovare iniciou esse processo no primeiro trimestre deste ano. No final de abril começamos as interlocuções com o que se chama de grupos de discussões, que nos darão a dimensão de quanto os diversos usuários de energia conhecem a tarifa, e quanto eles estão propensos a mudar seus hábitos de consumo em face de novos sinais tarifários.

A ideia é abordar os mais diversos usuários, desde os que têm rendas mais baixas, até os com rendas mais elevadas, ou níveis de escolaridades distintos. É um questionário que está sendo desenvolvido para ser aplicado em 30 grupos de discussão: 20 grupos de usuários residenciais e outros 10 grupos de usuários rurais. A iniciativa será executada ao longo dos próximos meses e esperamos, já entre agosto e setembro de 2024, ter resultados sobre a percepção do usuário em relação às tarifas, a propensão a entender novas modalidades tarifárias e, principalmente, responder a elas.

Como está a 2ª Chamada Pública? Enquanto na primeira chamada nós tivemos 6 projetos aprovados e 4 que de fato se concretizaram, nesta segunda chamada, a ANEEL recebeu 5 propostas de projetos, oriundas de 4 grupos econômicos (Cemig, Copel, Energisa e Light). Essas propostas foram avaliadas e o projeto de governança propôs a aprovação de todos. Alguns até possuem determinadas ressalvas, mas, em geral, os projetos da 2ª Chamada foram bem desenhados.

E qual será o próximo passo? Nosso posicionamento já foi enviado à ANEEL, e obviamente, a deliberação final depende dela. Mas fato é que, em comparação com a primeira chamada, esses projetos vieram bem mais estruturados. Portanto, a gente entende que eles podem prosperar.

SPDA UFV

*Paulo Edmundo Freire da Fonseca é engenheiro eletricista e Mestre em Sistemas de Potência (PUC-RJ). Doutor em Geociências (Unicamp), membro do Cigre e do Cobei e também atua como diretor na Paiol Engenharia.

UFV deve ou não ter um sistema de proteção contra quedas diretas de raios? Em outras palavras: é para instalar para-raios em UFV? Esta é uma pergunta recorrente, e que tem ardorosos defensores, tanto do sim como do não. Eu estou neste segundo grupo e apresento neste artigo os meus argumentos.

A Tabela B.2 da parte 2 da NBR-5419 estabelece a probabilidade de uma estrutura sofrer danos físicos por uma queda de raio, em função da classe do SPDA e do conjunto de medidas de proteção adotadas. A primeira categoria desta tabela são as estruturas não protegidas por SPDA – no meu entendimento arranjos fotovoltaicos normalmente enquadram-se nesta categoria.

Este entendimento leva a duas consequências:

• Aplica-se a Análise de Risco à Cabine de Medição, aos eletrocentros, Sala de O&M etc., mas não aos arranjos fotovoltaicos;

• Quando da queda direta de um raio em um componente dos arranjos fotovoltaicos, a probabilidade de dano é de 100%, podendo ser um dano fatal (que compromete a operacionalidade do equipamento atingido) ou latente (que vai diminuir a sua vida útil).

Podemos considerar a ideia mais simples – vamos instalar captores para interceptar os raios de modo que eles não atinjam as placas e outros equipamentos. Mas onde vamos fixar estes captores – nos arranjos fotovoltaicos, ora pois!

Será que vamos conseguir uma proteção efetiva? A meu ver, a proteção dos arranjos fotovoltaicos por meio de terminais aéreos neles fixados (hastes de aço zincado com comprimento até 0,5 m), não caracteriza um sistema de captação efetivo. Geralmente, o dimensionamento da distribuição destes elementos captores curtos é baseado no modelo eletrogeométrico. Ocorre que não se pode esperar um desempenho adequado para um captor que tem extensão da ordem de apenas 1% do raio da esfera rolante (vide Figura 2). O comportamento de um raio é um processo extremamente complexo e essencialmente estocástico, não admitindo a ilusão de que o modelo eletrogeométrico possa ter tanta exatidão.

Figura 1: Tabela B.2 da NBR-5419-2 - Probabilidade de uma descarga causar danos físicos a uma estrutura

Figura 2: raio da esfera rolante com 45 m para o nível III de proteção

Ainda que se pudesse atribuir esta esperada exatidão ao modelo eletrogeométrico, o uso de terminais aéreos diretamente fixados nas estruturas dos arranjos fotovoltaicos não resultaria na desejada proteção das placas. Os danos nos painéis solares na maioria das vezes têm origem nas sobretensões induzidas pelo raio nos circuitos internos das células fotovoltaicas e respectivos diodos de by-pass. Um módulo Fv é composto por células conectadas em série com diodos de by-pass em paralelo com a string - a passagem de uma corrente impulsiva muito próxima ao módulo induz tensões nas suas malhas internas. Quando uma descarga atinge o frame do painel, a corrente do raio flui para a estrutura e desta para o sistema de aterramento, onde é descarregada no solo. Contudo, a elevada taxa de variação do fluxo magnético vai induzir sobretensões nos circuitos internos dos módulos mais próximos, e nos condutores cc ligados aos módulos. Geralmente, os diodos são os primeiros a serem danificados e, dependendo da intensidade do raio, outros componentes também o serão.

3: tensões induzidas por um raio nas strings internas de uma placa

OK, então vamos evitar o uso de terminais aéreos e de mastros para-raios fixados nos arranjos fotovoltaicos e partir para a solução de fixar mastros para-raios entre as strings dos arranjos fotovoltaicos. Como não vai dar para separar os aterramentos dos mastros para-raios e dos arranjos fotovoltaicos, eles vão acabar sendo interligados. Neste caso, além da injeção de parte da corrente do raio na estrutura do arranjo fotovoltaico, surge um novo problema – o sombreamento. As fotos mostram o ponto quente em uma placa fotovoltaica associado ao sombreamento por mastro para-raios. A formação diária de pontos quentes nas placas vai comprometer a sua vida útil a médio prazo.

Ora, o problema do sombreamento pode ser resolvido com um adequado planejamento, mas os contras precisam ser considerados:

• Pode ser necessário aumentar o espaçamento entre as strings – vale a pena diminuir o W/m² em função dos raios que poderão vir a cair?

• A instalação de mastros para-raios nos corredores entre strings não vai comprometer a circulação nestes espaços e atrapalhar os trabalhos de limpeza e manutenção dos painéis, corte de mato etc.?

• A solução é efetiva, ou seja, vale a pena pagar o preço de diminuir o W/m² e atrapalhar a circulação entre as strings, em função de uma solução que não consegue garantir que vai resolver o problema das quedas diretas de raios?

por sombreamento de para-raios

Eu tenho minhas dúvidas que um raio de alta intensidade caindo em um mastro para-raios entre duas linhas de arranjos fotovoltaicos não vai induzir nenhuma sobretensão nas strings próximas. Até que ponto esta solução é efetiva e vale o custo de implantação e de manutenção deste sistema de spda? Gostaria muito de ver um estudo abordando uma UFV GD. Uma UFV de 5 MVA ocupa uma área da ordem de 140.000 m². Em um local com Ng = 7 raios/km²/ano, esta UFV vai estar exposta a uma queda direta de raio por ano. Qual é o prejuízo médio de uma queda de raios (em termos de material e de perda de geração)? Qual é o impacto de um spda no custo total de uma UFV dessas? Qual vai ser o impacto no custo da malha de aterramento (que vai ter que ser necessariamente aumentada).

Penso que antes de se partir para uma solução cara e de eficiência questionável, como é um spda para descargas diretas em uma UFV, outras providências nem sempre adotadas devem ser consideradas:

• Boas práticas de instalação, com uma boa organização dos condutores cc e ca;

• Utilizar DPS de boa qualidade, corretamente dimensionados e com aterramento adequado;

• Interligação do eixo de torção (torque tube) em todas as estacas dos trackers (frequentemente isolados por um casquilho de plástico);

• Uso de câmeras de CFTV autoalimentadas por uma placa solar dedicada (mais carregador e bateria, para a noite) e com linha de sinal de fibra ótica, que melhora significativamente a imunidade dos serviços de supervisão da UFV e auxiliares dos eletrocentros.

Figura

fotovoltaica

Figura 4: ponto quente em placa fotovoltaica causado

Um novo papel para as hidrelétricas no Brasil

João Carlos de Oliveira Mello (presidente), Antonio Carlos Barbosa Martins (diretor técnico), Maria Alzira Noli Silveira (diretora de assuntos corporativos) e André Luiz Mustafá (diretor financeiro)

A expansão do parque gerador de energia elétrica segue impulsionada pela disseminação em larga escala de projetos de usinas eólicas e fotovoltaicas, embalada pelo apelo incontestável da transição energética e por vantagens comparativas em relação a outras fontes. A pujança do crescimento da geração de eletricidade a partir da energia do sol e da força dos ventos contrasta, entretanto, com um quadro de quase estagnação da geração hidrelétrica. Esse contraste nos leva a questionar: qual é o futuro da geração hidráulica no país?

Os dados do crescimento da matriz elétrica em 2023, produzidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), evidenciam a paralisia da geração hidráulica, que por muitas décadas conduziu, com grandes empreendimentos, o crescimento do parque gerador elétrico. Em 2023, entraram em operação apenas 158 megawatts (MW) em pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) – usinas com 5 a 50 MW de potência – e outros 11,4 MW em centrais geradoras hidrelétricas (CGHs), que são as usinas com capacidade com até 5 MW. Não foi registrada a entrada em operação de nenhuma usina hidrelétrica – as centrais com mais de 50 MW de capacidade instalada.

Apesar dessa situação, as usinas hidrelétricas, que contam com uma participação majoritária na matriz elétrica – respondem por 54,5% da capacidade total do parque gerador do país -, podem desempenhar um papel importante na nova configuração da operação do sistema elétrico, determinada pela disseminação de fontes com geração intermitente. Explica-se: dependentes da presença do sol e da força dos ventos, as fontes fotovoltaica e eólica não sustentam a produção de energia o tempo todo. Para garantir a segurança do suprimento, diante das oscilações na produção de eletricidade dessas fontes, é necessário que a matriz elétrica disponha de alternativas que proporcionem energia firme, como é o caso das usinas hidrelétricas e das termelétricas. A vantagem das usinas hidrelétricas é que, assim como as usinas fotovoltaicas, a geração hidráulica é uma fonte renovável, o que contribui para a transição energética.

Portanto, há uma forte corrente do setor elétrico que defende a utilização das hidrelétricas como se fossem “baterias naturais” do sistema elétrico. Ou seja, as hidrelétricas deixariam futuramente de atuar “na base”, no jargão dos técnicos do setor – ou seja, funcionando em tempo integral para atender à demanda imediata do sistema elétrico, papel que caberia às fontes intermitentes. E passariam a

atuar como garantia de fornecimento, considerando as oscilações da oferta por conta da intermitência dessas fontes. Já há um movimento para, inclusive, prover a necessária regulação dessa nova atividade. Atento a esse importante novo papel das hidrelétricas, o CIGRE-Brasil, um think tank que atua na busca de soluções para a modernização do setor elétrico brasileiro, tem-se dedicado a estudos que contribuam para maximizar a utilização da geração hidráulica para tornar mais segura a operação do sistema elétrico. Um trabalho em particular, intitulado “Estado da arte e tendências das tecnologias de turbinas Francis com ampla faixa operativa”, produzido por um fabricante de turbinas no âmbito do Grupo de Estudos de Geração Hidráulica (GGH), que atua no SNPTEE - Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica, evento do CIGRE-Brasil, aponta um potencial para a ampliação da capacidade de regulação de carga no sistema elétrico, levando-se em conta, justamente, o aumento significativo na participação de fontes renováveis intermitentes na geração de energia, embora esta ampliação da faixa operativa de turbinas Francis necessite um amplo estudo de modificação na sua fabricação, além, naturalmente, da elevação dos custos e da longa duração na modernização destas inúmeras turbinas, que já estão em operação em todo o país.

O estudo está centrado na possibilidade de maior aproveitamento das turbinas Francis, uma das mais utilizadas na geração hidrelétrica no país. São mais de 400 turbinas espalhadas pelo Brasil, que respondem por aproximadamente 75% da capacidade de geração hidrelétrica. Essa turbina é conhecida pela sua flexibilidade e pela capacidade de operar em faixas de quedas e com potências nominais diferenciadas. Mas funcionam atualmente dentro de uma faixa operacional limitada entre 50% e 100% de sua potência nominal, prática que restringe sua flexibilidade em resposta a variações na demanda e disponibilidade dos recursos hídricos.

De acordo com o estudo, a modernização das usinas hidrelétricas existentes no Brasil com turbinas de ampla faixa operacional proporcionaria uma melhor resposta às variações resultantes da participação crescente das fontes intermitentes. Dessa forma, assegurariam uma melhor integração dessas fontes ao sistema elétrico nacional, assegurando estabilidade e confiabilidade no fornecimento de energia. Para o país, o resultado seria contribuir para impulsionar ainda mais a transição energética do país.

PESQUISA, DESENVOLVIMENTO E INOVAÇÃO: DESAFIOS DO SETOR ELÉTRICO

Iniciativa estabelecida no início dos anos 2000, determina a realização de investimentos em pesquisa e desenvolvimento por parte das empresas concessionárias do setor elétrico

Por Matheus de Paula

Em constante evolução, o setor elétrico enfrenta diversos desafios quando o assunto é modernização e desenvolvimento. Dentre esses obstáculos, destacam-se a necessidade contínua de descarbonização da matriz energética, com o crescimento da geração de energia oriunda de fontes limpas, bem como a adaptação e mitigação dos impactos das mudanças climáticas na geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. Neste contexto, duas palavras são fundamentais para impulsionar a inovação para as companhias elétricas: pesquisa e desenvolvimento (P&D).

Esse conceito engloba uma série de compromissos estabelecidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), no qual empresas concessionárias do setor elétrico devem destinar uma parcela da renda líquida operacional para investimentos em temas específicos, com base nas necessidades do setor e nas prioridades estratégicas da ANEEL, voltadas para pesquisa e inovação - com exceção daquelas que geram, exclusivamente, a partir de pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), biomassa, cogeração qualificada, usinas eólicas ou solares.

O Programa de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação da ANEEL foi criado juntamente com a promulgação da Lei nº 9.991, de 24 de julho de 2000, também conhecida como Lei de Modernização

do Setor Elétrico. Desde a sua formação, a iniciativa vem sendo gradualmente implementada e aprimorada por meio de diversas resoluções normativas e deliberações realizadas pela própria ANEEL. Segundo o levantamento da EPE (Empresa de Pesquisa Energética), no período entre 2010 e 2020, foram investidos mais de 8 bilhões de reais pelas concessionárias de energia em projetos de P&D.

Todos esses investimentos, além de tornar o segmento mais competitivo, também resultam em ganhos e melhorias na prestação de serviços aos consumidores de todo o país, conforme explica Lindemberg Reis, Gerente de Planejamento e Inteligência de Mercado da ABRADEE e Coordenador de P&D Estratégico de Sandboxes Tarifários.

“No setor elétrico, sobretudo nas distribuidoras, os impactos do P&D são diversos, porque a sociedade se beneficia, a distribuidora e o usuário de energia elétrica também. Isso acontece porque há um desenvolvimento de novos negócios, empresas e economia, pois você não faz pesquisa e desenvolvimento apenas com o corpo técnico da distribuidora, pelo contrário, é necessário ter parceiros para essa iniciativa e daí surgem a participação dos centros tecnológicos, das universidades e startups. Então, todo mundo se

beneficia no processo”, explica o Coordenador de P&D Estratégico de Sandboxes Tarifários.

PAPEL DA ANEEL NA INOVAÇÃO E DESENVOLVIMENTO DO SETOR

ELÉTRICO

Para garantir um avanço constante no setor elétrico, a ANEEL estabelece diretrizes para o Programa de Pesquisa e Desenvolvimento, contemplando os três principais segmentos: geração, transmissão e distribuição de energia elétrica (GTD). Segundo as normativas da Agência, a porcentagem de investimento altera de acordo com o tipo de empresa e região onde ela atua, em geral, as empresas são obrigadas a investir cerca de 0,5% da sua renda líquida operacional.

Essa estrutura regulatória é fundamental para promover o desenvolvimento de novas tecnologias e soluções no setor elétrico brasileiro. Desde a criação do P&D em 2000, aconteceu uma série de marcos regulatórios que dão continuidade no propósito de desenvolver inovações para o setor.

Em 2004, com a Resolução Normativa n° 288/2004, a ANEEL estabeleceu as primeiras diretrizes para o investimento em P&D. Essa resolução definiu os percentuais mínimos a serem aplicados e os tipos de projetos elegíveis. A seguir, a Resolução Normativa nº 414, de 2010, consolidou e aprimorou as diretrizes do P&D, modernizando seus objetivos, instrumentos e mecanismos de acompanhamento. Como também, a criação do Comitê Gestor do P&D, que, representado por membros da ANEEL, do setor elétrico e da academia, tem a função de assessorar a Agência na gestão do programa e acompanhar os resultados das pesquisas.

A aprovação da Resolução Normativa Normativa n° 482, de 2013, estabeleceu novas diretrizes para o P&D da ANEEL, com foco em eficiência energética, energias renováveis e novas tecnologias de geração e transmissão de energia. Já no ano de 2019, aconteceu a revisão das diretrizes do Programa de P&D da ANEEL, com tópicos voltados à transição energética, a digitalização do setor elétrico e a descarbonização da matriz energética.

Na última atualização, em 2023, houve a implementação de mudanças estruturais no programa, com foco em maior flexibilidade e agilidade na execução de projetos, além de permitir a participação de startups e fundos de investimentos.

Para o Doutor em engenharia e Pesquisador do Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (CEPEL), Hélio Amorim, o surgimento da obrigação do investimento em pesquisa obrigou as concessionárias de energia a uma adequação burocrática complexa, que resultou num desafio imediato para essas empresas.

“Durante esse período, os processos que envolvem submissão, avaliação, aprovação e, finalmente, execução, foram modificados, com o intuito de aperfeiçoamento do processo. Logo, um dos principais desafios encontrados foi a adequação dos envolvidos

a todo esse processo, que era, como de se esperar, novidade. O processo inicial era muito custoso e burocrático, dificultando demasiadamente o fluxo contínuo dos projetos. Aos poucos, as empresas e as instituições foram se aperfeiçoando e encontrando meios para acelerar e, por vezes, automatizar o processo, por isso, as empresas do setor criaram departamentos exclusivos para se adequarem ao programa”, explica.

Além de estimular a pesquisa e inovação das concessionárias do setor elétrico, a ANEEL também assume a responsabilidade de fiscalizar os projetos em andamento e avaliar a maturidade tecnológica para sua implementação. Dessa forma, a agência utiliza o padrão TRL (Technology Readiness Level), que determina os diferentes estágios de maturidade de uma tecnologia até sua aplicação prática, caracterizados em níveis de 1 a 9.

Os estágios iniciais, do 1 ao 3, representam a fase de pesquisa básica e viabilidade do projeto - com o objetivo de entender se a pesquisa é justificável. Nos níveis de maturidade 4 a 6, ocorre o plano de desenvolvimento e teste em ambiente controlado. Por fim, em seguida, do 7 ao 9, acontece a implementação de toda pesquisa e desenvolvimento.

USO DA ESCALA TRL POSSIBILITA O ACOMPANHAMENTO DE ATIVOS TECNOLÓGICOS DURANTE OS PROCESSOS DE PESQUISA, DESENVOLVIMENTO E VALIDAÇÃO, E TAMBÉM A COMPARAÇÃO DIRETA ENTRE ATIVOS

IDEIA

Tecnologia em disponibilidade geral para uso 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

Conceito não comprovado, nenhum teste foi realizado

PESQUISA BÁSICA

Busca de conhecimento para elaborar a pesquisa, com artigos, documentos e o que mais for necessário

FORMULAÇÃO DA TECNOLOGIA

Pesquisa exploratória e a busca pelo conceito da aplicação

MOMENTO DE VALIDAÇÃO

Elaboração de um estudo para entender quais serão os resultados mínimos favoráveis do produto

PROTÓTIPO DE PEQUENA AMOSTRA

Início da fase prática e são vistos os primeiros indicadores

PROTÓTIPO EM GRANDE ESCALA

Validação dos processos conforme os indicadores

SISTEMA DO PROTÓTIPO

Avaliação do protótipo

DEMONSTRAÇÃO DO SISTEMA

Teste em ambiente operacional com desempenho pré-comercial

PRIMEIRO SISTEMA COMERCIAL

Todos os processos e sistemas técnicos de apoio à atividade comercial estão prontos

APLICAÇÃO COMERCIAL COMPLETA

DESENVOLVIMENTO, PESQUISA E INOVAÇÃO

De acordo com o Especialista em Inovação Tecnológica da Neoenergia, João Fonseca, desde o estabelecimento do Programa de Pesquisa e Desenvolvimento da ANEEL, as empresas do setor elétrico têm demonstrado uma compreensão profunda da importância dos investimentos em P&D. “A Neoenergia, por exemplo, enxerga o Programa como uma grande oportunidade que as distribuidoras vêm tendo, ao longo do tempo, para, de fato, alcançar resultados concretos, com produtos no mercado, que conseguem promover uma movimentação dos agentes e dos nossos parceiros para a inovação em rede”.

Do ponto de vista das distribuidoras, João frisa as diferenças que cada concessionária de distribuição apresenta no cenário de P&D, processo que é influenciado pelo tamanho e área de atuação. Com base nisso, a Neoenergia implementou uma colaboração entre as distribuidoras nos projetos do seu portfólio, com o objetivo de obter uma tecnologia comum.

“Olhando para o setor elétrico, existem muitas diferenças entre as distribuidoras. Têm aquelas de área de concessão grande e as

distribuidoras que fazem parte de uma área de concessão menor. Pela Neoenergia, a gente tem a concessão de cinco distribuidoras e a maior parte dos nossos projetos são cooperativos, porque a gente entende que os problemas da distribuição, pelo menos nas nossas áreas de concessão, na maior parte das vezes, são comuns. Então, quando a gente desenvolve uma tecnologia que vai atender a necessidade da distribuição, todas as distribuidoras participam, por mais que a pesquisa se desenvolva em uma área de concessão específica, todas se beneficiam desses avanços e soluções”, destaca. A implementação globalizada de políticas de P&D nas concessionárias, segundo Paulo Barreto, professor de Engenharia Elétrica do Instituto Brasileiro de Educação Continuada - INBEC, foi uma das determinações da ANEEL, em 2023. “A orientação mais recente da ANEEL, que começou a ser aplicada em 2023, está no sentido de que um projeto não represente um processo isolado, mas que faça parte de um movimento, ou seja, de um conjunto de pesquisas que estão na mesma linha de raciocínio. Então, a orientação é para projetos encorpados, dessa forma, ampliamos a perspectiva da criação de produtos para o mercado, como um todo”, explicou.

INOVAÇÃO NA PRÁTICA

Como resultado do Programa de P&D da ANEEL, a Neoenergia desenvolveu o GODEL, uma família de tecnologias nacionais para redes inteligentes, baseada nos pilares de perdas e qualidade. O GODEL conta com conjunto de equipamentos, softwares, analytics e sistemas focados nos processos de redução de perdas e de melhoria da qualidade do produto e do serviço, tanto relacionado ao nível de tensão e correntes harmônicas, como relacionado à duração e frequência das interrupções.

“O GODEL Qualidade nos permite saber quais são os motivos para um desligamento de energia do cliente, e também, os possíveis locais onde isso ocorre na rede. Dessa maneira, a gente consegue reduzir o que chamamos de ‘área de vulnerabilidade do cliente’, ao pegarmos uma rede de 6 mil quilômetros e identificarmos as áreas onde ocorrem eventos que desligam os clientes, que são uma pequena parte dessa rede. Além disso, por meio de inspeções na rede, podemos diminuir ainda mais a área de interesse. Desse modo, conseguimos saber quais são as áreas afetadas, e com isso somos capazes de realizarmos ações muito mais assertivas no sentido de melhoria de serviço”, detalha o especialista em Inovação Tecnológica da Neoenergia, João Fonseca.

O especialista ressalta ainda que existem quatro pilares fundamentais da Neoenergia para a implementação de novas tecnologias desenvolvidas, de acordo com o Programa de Desenvolvimento e Inovação da ANEEL e, são elas: inovação em rede; desenvolvimento tecnológico; propriedade intelectual; e inserção dos equipamentos no mercado. ”Então, o GODEL exemplifica esses pilares, porque ele é um case de inovação em rede, pois são vários parceiros que estão envolvidos. É um case de desenvolvimento tecnológico, porque essas tecnologias foram avançando na escala de TRL e a gente foi, de fato, desenvolvendo esses produtos, essas tecnologias. E, por fim, é um case de propriedade intelectual, visto que todas essas tecnologias geraram registros de PI, sejam eles patentes, software, dentre outros”.

de instrumentos, disjuntores, subestações isoladas a gás, capacitores de potência e para-raios.

Para Hélio Amorim, um dos engenheiros participantes do projeto, o IMA-DP representa a independência tecnológica que as empresas brasileiras têm para produzir suas próprias tecnologias e soluções. “O IMA-DP é um sistema desenvolvido por engenheiros e cientistas brasileiros, que já obteve prêmios nacionais e internacionais. Atualmente, a sua utilização está em plena expansão, atingindo as maiores e mais importantes empresas do setor elétrico, incluindo a Eletrobras, Petrobras, Itaipu, entre outras”, conclui.

Amostra de descargas parciais do IMA-DP

Criado também pela ANEEL, o Plano Quinquenal de Investimentos, conhecido como Plano Estratégico Quinquenal de Inovação (PEQuI), define as diretrizes, objetivos e metas de investimentos das empresas para um período de cinco anos. A edição mais recente do plano entrou em vigor em 1 de outubro de 2023 e teve o objetivo de definir as prioridades na produção de inovação no setor elétrico até 2028. O Plano está focado em ações voltadas à digitalização do setor, cibersegurança, modernização e modicidade das tarifas, smart grids, entre outros.

GODEL Smart Sensor 34,5 kV é um equipamento de monitoramento de redes de média tensão até 34,5 kV

Outro projeto resultante do Programa de P&D é o IMA-DP, tecnologia desenvolvida pela CEPEL, que se baseia na Medição de Descargas Parciais (DP), um teste não destrutivo que visa avaliar o isolamento de equipamentos elétricos de alta tensão. Essa tecnologia pode ser aplicada em cabos, geradores, motores, compensadores síncronos, transformadores de potência, reatores, transformadores

“As pesquisas trouxeram uma diversidade muito grande no setor, mas também o desafio do regulador em monitorar se esses produtos estão de acordo com a proposta da ANEEL, isso fez com que a Agência realiza-se uma série de aperfeiçoamentos regulatórios e normativos que foram pautados ao longo do ano de 2023, e resultou numa mudança de regulamentação do Plano Quinquenal de Investimentos. Então, você tem diretrizes muito claras de onde as distribuidoras ou em temas que as distribuidoras deveriam investir seus recursos. Quando falo de distribuidoras, na verdade, do setor elétrico como um todo, ou seja, distribuidoras, transmissoras e geradoras, que têm a compulsoriedade de aplicar o recurso para pesquisa e desenvolvimento. Então, nos próximos 5 anos, elas têm diretrizes muito claras de quais temas são estratégicos a serem investido”, explica Lindemberg. Além disso, em 2023, entrou em vigor uma determinação com o objetivo de enfrentar o desafio da transparência e prestação de contas das empresas do setor elétrico, em relação aos recursos recebidos da população, sob o pretexto da sociedade reconhecer os serviços prestados em seu benefício. “Esse é um ponto que resultou, inclusive, numa preocupação e determinação normativa externada pela ANEEL, da qual os projetos de pesquisa e desenvolvimento, nos próximos 5 anos, terão vídeos de divulgação dos seus portfólios de investimentos, com o objetivo de demonstrar à sociedade, de forma prática e pragmática, os resultados dos recursos”, complementa Lindemberg.

Workshop discute a importância da manutenção dos transformadores

Organizado pela Liquitec, evento reuniu especialistas para compartilhar insights, novas tecnologias e técnicas de manutenção dos equipamentos

Referência nacional em análises de fluidos isolantes e manutenção de transformadores de potência e equipamentos elétricos, a Liquitec realizou, no dia 10 de maio, seu primeiro workshop sobre “A importância da manutenção dos transformadores”. O evento, que ocorreu no Gran Hotel Morada do Sol de Araraquara/SP, contou com a participação de mais de 50 pessoas, entre especialistas renomados do setor elétrico, empresários, além de diretores e colaboradores da empresa.

Com uma extensa programação, o encontro debateu temas como: boas práticas de inspeções e manutenções preventiva, preditiva e corretiva em transformadores e reatores; selagem de transformadores - pulmão de ar; acessório de transformador de força - instalação, manutenção e falhas; óleo vegetal; termovácuo; técnicas e vantagens da regeneração de óleos isolantes; acessório de transformador de força - instalação, manutenção e falhas; dentre outros temas relacionados à manutenção desses equipamentos.

Os participantes do workshop tiveram ainda a oportunidade de acompanhar, virtualmente, uma palestra do Technical Manager da Sea Marconi Latinoamericana, Manuel Dal Bello, empresa italiana especializada em soluções sustentáveis para a gestão de transformadores e outros equipamentos elétricos com fluidos isolantes. Com o tema “Investigação de casos de enxofre corrosivo - Análise de PCB”, o executivo compartilhou insights valiosos e experiências da empresa, que possui mais de 3.000 Clientes em 5 continentes, com escritórios na França, Espanha, Argentina e Itália - sede da empresa.

“Para nós, da Liquitec, esse workshop foi um marco. Além

de fortalecer laços com nossa comunidade, pudemos reafirmar nosso compromisso com a excelência em serviços relacionados a transformadores. O evento foi uma jornada de conhecimento, marcada por apresentações instigantes, trocas de ideias e experiências enriquecedoras. Profissionais de diferentes origens trouxeram perspectivas valiosas, contribuindo para um debate diversificado e dinâmico”, destaca o Diretor de RH da empresa, Marcos B. Ferreira.

Liquitec - O Diretor-Executivo da Liquitec, Thiago Marques, tratou sobre os benefícios e diferenciais da aplicação do óleo vegetal em subestações. De acordo com o especialista, além de proporcionar vantagens ambientais, a utilização de óleo vegetal, como fluído refrigerador para transformadores, contribui para o aumento da vida útil dos materiais isolantes em celulose, além de apresentarem grande resistência ao fogo, requisito fundamental para este tipo de fluído. “Esperamos que este workshop seja apenas o primeiro de uma série de eventos que promovam o aprendizado e a colaboração contínua. Estamos ansiosos para construir sobre essa base e proporcionar mais oportunidades para crescermos juntos”, ressaltou Thiago Marques.

Coube ainda aos especialistas da Liquitec Luiz Gustavo Rocha (Supervisor de Laboratório) e Thales Pratavieira (Gerente Comercial), abordarem o tema “Análise de óleos isolantes - técnicas para a realização e diagnósticos de transformadores”. Participaram ainda do evento: Danilo di Lazzaro – Anilag; Alexandre Vieira – TDM; Claudio Rancoleta – Urkraft; Estevão Tomé – Termofiltro; Joyce Fontanella e Heitor Grangheli – ITOIL.

Pioneirismo: ABB vai integrar

projeto de lítio zero carbono

A empresa líder em automação, ABB, vai integrar um projeto de extração mineral em desenvolvimento na Alemanha que promete ser o primeiro no mundo a disponibilizar lítio dissociado de emissões para o mercado de baterias. A organização assinou um memorando de entendimento com a Vulcan Energy Resources para integrar o projeto Zero Carbon Lithium, que pretende extrair lítio de água salobra do subsolo do Alto Rio Reno, onde estão os maiores depósitos do metal na Europa.

“A associação da ABB com a Vulcan oferece perspectivas empolgantes porque, se conjugadas, nossas abordagens, expertises e tecnologias têm potencial de impactar a produção de baterias para usos industriais e domésticos”, explica Michael Marti, diretor global da Divisão de Growth Industries, da ABB.

Premiação: Chint Power Brasil lança campanha de incentivo para integradores

A Chint Power, fabricante chinesa e líder global com mais de um milhão de inversores fotovoltaicos instalados, lançou, no início de maio, a campanha de incentivo para integradores brasileiros: a “Rally de Vendas 2024”. Com um tema que traz conceitos de energia, força e velocidade para incentivar os participantes, a empresa busca fortalecer ainda mais a marca, além de colaborar com os resultados das distribuidoras parceiras.

O principal prêmio da nova Campanha é uma viagem para Nova Iorque/EUA. A Rally de Vendas 2024 teve início no dia 6 de maio e considerará as vendas realizadas e cadastradas até 04/08/2024. Para participar, basta entrar no site da campanha e se cadastrar

Mulheres na energia: Energy Summit 2024 anuncia desconto especial para a participação de mulheres

Considerado o principal evento de inovação e empreendedorismo em energia sustentável do mundo, o Energy Summit 2024 anunciou um desconto exclusivo para mulheres que tenham interesse e sejam do setor de energia e que queiram ir ao evento. A categoria “Women In Energy Pass”, dará um desconto de até 80% no ingresso do público feminino.

A quantidade de mulheres no setor de energia ainda é pequena, de acordo com estudo da FESA Executive Search, mulheres ocupavam apenas 6% dos cargos de liderança no setor de energia no Brasil, representando 19% nos cargos de direção e 13% em posições de apoio ao negócio.

Indústrias do futuro: Engerey inicia produção de painéis com inversores inteligentes APM da Schneider

A Engerey, especializada na fabricação de painéis elétricos de baixa e média tensão, anunciou sua nova homologação pela

Schneider Electric, multinacional francesa com tecnologia em automação e energia, para a produção de equipamentos com inversores de frequência do modelo Altivar Process Modular (APM).

Os dispositivos têm a função de controlar a velocidade de motores de alto desempenho, podendo alcançar até 1.000 kilowatts de potência (kW). Os inversores são amplamente utilizados em diversos setores industriais, como saneamento, óleo e gás, mineração, alimentos e bebidas, além do agronegócio. O diferencial dessa nova geração de inversores está em sua capacidade de conectividade, que permite o processamento de informações e seu compartilhamento em tempo real, resultando em operações mais resilientes e produtivas para máquinas, pessoas e sistemas.

Reconhecimento: João

Carlos Mello assume cadeira

na Academia Nacional de Engenharia

O CEO da Thymos Energia, João Mello, foi eleito membro titular da Academia Nacional de Engenharia (ANE). A instituição, que desde 1991 atua na promoção do debate e da proposição de ideias e políticas relacionadas à formação de engenheiros, garantiu uma cadeira ao executivo por sua trajetória profissional e acadêmica. O executivo tomou posse no dia 29 de abril, na Escola de Guerra Naval, no Rio de Janeiro, com outros nove profissionais.

“É uma honra receber a titulação de uma instituição que sempre tem desempenhado um papel crucial para o fomento do debate acadêmico e profissional para moldar as políticas que irão definir o futuro da Engenharia no Brasil”, disse João, ao reforçar que está animado para colaborar com outros membros para impulsionar a inovação e a excelência nesta área.

do Setor

Arco elétrico e o risco de incêndio em instalações em baixa tensão

A grande maioria dos curto-circuito elétricos em instalações de baixa tensão são devido a falha de isolação entre partes vivas e a massa.

As medidas de proteção contra choques elétricos, seccionamento automático da alimentação através de dispositivos específicos em função do regime de aterramento, garantirá o desligamento automático da alimentação em caso de falha para correntes elevadas.

Mas a falha entre um condutor fase e o terra com amplitude menor que a do limite de atuação da proteção de sobrecorrente, poderá ocorrer, sem o devido desligamento da proteção.

Quando um cabo é danificado localmente ou uma conexão elétrica se deteriora, duas condições podem ocorrer:

Falha de arco em série (Figura 1):

Este fenômeno resulta de um arco entre duas partes do mesmo condutor. Sempre que um condutor estiver danificado ou uma conexão não estiver devidamente apertada, irá ocorrer um ponto quente localizado que carboniza os materiais isolantes nas proximidades.

Sendo o carbono, produto resultante na queima do isolante de um material condutor, permite o fluxo da corrente que se torna excessivo em vários pontos. Como o carbono é depositado de maneira não homogênea, as correntes que passam por ele geram arcos elétricos para facilitar seu trajeto. Então, cada arco amplifica a carbonização dos materiais isolantes, resultando em uma reação que é mantida até que a quantidade de carbono seja alta o suficiente para que um arco a inflame espontaneamente (Figura 2).

Luiz Carlos Catelani Junior *

Figura 1 - Fonte: Schneider Electric Fire Protection

Figura 2 - Fonte: Schneider Electric Fire Protection

Falha de arco paralelo, curto-circuito resistivo –(Figura 3):

Este fenômeno acontece entre dois condutores diferentes.

Sempre que os materiais isolantes entre dois condutores energizados forem danificados, uma corrente significativa pode ser estabelecida entre os dois condutores, mas é de amplitude baixa para ser considerado como um curto-circuito e ocasionar o disparo de um disjuntor. Por ser entre dois condutores, dispositivos de proteção contra por corrente residual não detecta, pois esta corrente não vai para a terra.

Ao passar por estes materiais isolantes, estas correntes de fuga otimizam seus caminhos gerando arcos que transformam gradativamente os materiais isolantes em carbono. Assim, a mesma

degradação irá ocorrer, formando mais carbono e gerando mais aquecimento até o incêndio.

A característica comum destes fenômenos é a ignição por arcos ocasionando fogo, por isso a detecção da presença de arcos é uma forma de evitar que eles se transformem em desastre.

Esses fenômenos podem ocorrer normalmente nas seguintes situações:

• Cordões de alimentação sujeitos a esforços excessivos;

• Defeitos ou mau contato nos cordões de alimentação;

• Mau contato ou conexões inapropriadas na emenda de cabos;

• Danos acidentais na isolação de condutores;

• Envelhecimento da isolação ou degradação por exposição a agentes externos;

• Falta de aperto, mau contato ou perda parcial das conexões elétricas;

• Danos ocasionados por animais roedores.

A tecnologia do dispositivo de detecção de falha de arco (AFDD) torna possível detectar perigos à arcos e assim proteger as instalações.

Tais dispositivos foram implantados com sucesso nos Estados Unidos desde o início da década de 2000, e sua instalação é exigida pela NEC (National Electric Code) desde 2013, a Norma Internacional IEC 62606 define Dispositivos Detecção de Falha de Arco (AFDD)

Figura 3 - Fonte: Schneider Electric Fire Protection

Artigo Técnico

como sendo equipamentos que detectam a presença de arcos elétricos perigosos e interrompam a fonte de alimentação do circuito para evitar o início da primeira chama.

A velocidade é essencial, pois um arco elétrico pode se transformar em um flash (literalmente), incendiar qualquer material inflamável próximo e causar um incêndio. De acordo com IEC 62606, os dispositivos de detecção de falha de arco devem reagir muito rapidamente em caso de falhas de arco e isolar o circuito dentro de um tempo limitado.

Esses perigosos arcos elétricos não são detectados por dispositivos de corrente residual nem por disjuntores ou fusíveis.

A figura 4 mostra um comparativo entre curvas de atuação de disjuntores IEC curvas B, C e D com o tempo de atuação do AFDD. Mesmo em correntes menores que a nominal do disjuntor, há a atuação do dispositivo de arco.

O dispositivo de detecção de falha de arco monitora em tempo real vários parâmetros elétricos do circuito que protege (Figura5) para detectar informações características da presença de arcos elétricos perigosos, em função da forma de onda (Figura - 6).

Alguns parâmetros que são usados para detectar a presença de arcos:

• A corrente do arco em série é perigosa assim que seu valor for igual ou exceder a 2,5 A;

• A duração e/ou aparecimento do arco muito curto é característico da operação normal de um interruptor;

• A irregularidade do arco (os arcos dos motores com escovas, por exemplo, são bastante regulares e como tais não deve ser considerado perigoso);

• A distorção do sinal de corrente no momento de seu cruzamento por zero é característica da presença de arco elétrico: a corrente flui somente após o aparecimento de um arco que necessita de uma tensão mínima para ser criado;

• A presença de perturbações em níveis variados de diferentes frequências é característica da passagem de uma corrente através de materiais heterogêneos (como isolamento de cabos).

Dispositivos de detecção de falha de arco (Figura 7) são projetados para limitar os riscos de incêndio causados pela presença de correntes de arco nos circuitos terminais de uma instalação fixa. São instalados em quadros elétricos para proteger circuitos que fornecem energia a tomadas e iluminação e são especialmente recomendados em casos de reforma e/ou atualização das instalações elétricas.

Desde 2014, a Norma Internacional IEC 60364 – Instalações elétricas de edifícios Parte 4-42, faz as seguintes recomendações, relacionadas à instalação e ambientes de aplicação de AFDDs em edifícios residenciais e comerciais:

• Em locais com acomodações para dormir, como hotéis, lares de idosos, quartos em locais de habitação;

• Em locais com riscos de incêndio devido a grandes quantidades de materiais inflamáveis, como celeiros, marcenarias, depósitos de materiais combustíveis;

Figura 4 - Fonte: Schneider Electric Fire Protection

Figura 5 - Fonte: Schneider Electric Fire Protection

Figura 6 - Fonte: Schneider Electric Fire Protection

• Em ambientes com materiais de construção combustíveis, como edifícios de madeira ou aglomerados;

• Em estruturas de fácil propagação de incêndio, como edifícios altos;

• Em locais onde estão alojados bens insubstituíveis, como museus e antiquários.

Recomenda-se que os AFDDs sejam instalados em circuitos terminais a proteger (isto é, quadro elétrico de uma instalação).

Mais especificamente, a instalação do AFDD é altamente recomendada para proteger circuitos com maior risco de incêndio, tais como:

• Cabos salientes ou expostos (risco de impactos mecânicos);

• Cabos áreas externas (maior risco de deterioração);

• Cabos desprotegidos em áreas isoladas (como depósitos);

• Fiação envelhecida e deteriorada ou fiação para a qual as caixas de conexão são inacessíveis.

A ligação dos AFDD deve ser feita com a passagem dos dois condutores que alimentam o circuito, independente se seja de duas fases ou uma fase e neutro. Isso se dá para poder monitorar tensão e corrente para detecção de arcos conforme mostrado na figura 5.

Para facilitar o uso e a verificação do dispositivo, existe um botão teste que executa e verifica se há o desligamento adequado.

*Luiz Carlos Catelani Junior é engenheiro eletricista pela Unicamp, com ampla experiência em proteção de sistemas elétricos, subestações AT, linhas de transmissão elétrica e plantas industriais. Ao longo de sua carreira, tem desenvolvido atividades ligadas à geração de fontes renováveis, sendo, atualmente, um dos principais especialistas do país em análise de energia incidente de média e alta tensão – ATPV e Arc Flash.

Figura 7 - Fonte: Schneider Electric Low Voltage Catalogue

Guia setorial

PRODUTOS PARA DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA

EMPRESA

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BLUTRAFOS

BOHNEN+MESSTEK

BRASFORMER BRASPEL

BRVAL ELECTRICAL

CABELAUTO

ELETRON ENGENHARIA

ELETROPOLL

GIMI

INDEL BAURU

ITAIPU

KIT ACESSÓRIOS

LOJA ELÉTRICA

MÉDIA TENSÃO

MERSEN DO BRASIL

MINUZZI

TELEFONE

SITE

CIDADE

PEXTRON

BRASIL

S&C ELECTRIC

SÃO JOSÉ ISOLADORES ELÉTRICOS

SCHNEIDER ELECTRIC

SEL SIEMENS

TECSYS DO BRASIL

TRAEL TRANSFORMADORES

TRANSFORMADORES UNIÃO

TREETECH TECNOLOGIA

(11) 4199-7515 (47) 3036-3000 (11) 5567-0200 (11) 2969-2244 (21) 3812-3100 (35) 3629-2500 (12) 99163-9377 (47) 3375-6700 (11) 4752-9900 (11) 97389-6213 (16) 3263-9400 (21) 98112-3517 (31) 3218-8030 (11) 2384-0155 (11) 98158-5740 (19) 3272-6380 (31) 98492-8859 (44) 3233-8500 (11) 5094-3200 (47) 3348-1700 (11) 4448-8000 (47) 3036-9666 (44) 3233-8500 (41) 3382-6481 (19)38529555 0800 7289 110 (19) 3515-2000 (11) 97174-4009 (12) 3797-8800 (65) 3611-6500 (11) 2023-9000 (11) 2410 1190

www.adelco.com.br

www.blutrafos.com.br www.bohnen.com.br www.brasformer.com.br www.brval.com.br www.cabelauto.com.br www.eletronengenhariaindustrial.com www.eletropoll.com.br www.gimi.com.br www.indelbauru.com.br www.itaiputransformadores.com.br www.kitacessorios.com.br www.lojaeletrica.com.br/ www.mediatensao.com.br

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www.saojoseisoladoreseletricos.com.br www.se.com/br

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www.siemens.com

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Barueri

Blumenau

São Paulo

São Paulo

Valença

Itajubá

Pindamonhangaba

Corupá

Suzano

Bauru

Itapolis

Rio de Janeiro

Belo Horizonte

Guarulhos

São Paulo

Campinas

Contagem

Mandaguari

São Paulo

Itajaí

Cajamar

Blumenau

Mandaguari

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Pedreira

São Paulo

Campinas

Jundiai

São José dos Campos

Cuiabá

São Paulo

Atibaia

Distribuidora de produtos para distribuição de energia

Fabricante de produtos para transmissão de energia

Distribuidora de produtos para transmissão de energia

Distribuidores de materiais elétricos

Revendas de materiais elétricos Venda direta ao cliente final Internet

Distribuição de energia elétrica

Transmissão de energia elétrica

Montagem de redes de distribuição Montagem de redes de transmissão

Engenharia Manutenção de redes Montagem de equipamentos Possui serviço de atendimento ao cliente por telefone e/ou internet Tem corpo técnico especializado para oferecer suporte ao cliente Oferece treinamento técnico para os clientes Possui programas na área de responsabilidade social Exporta produtos acabados Importa produtos acabados

Nesta edição, trazemos uma relação completa dos principais distribuidores e revendedores de equipamentos para redes de distribuição e transmissão de energia. Dinâmico e extremamente conectado com as principais novidades do segmento em nível global, os distribuidores desses produtos suprem uma cadeia altamente especializada, responsável por garantir a segurança e a resiliência do sistema elétrico brasileiro.

Possui certificado ISO 9001(qualidade)

Possui certificado ISO 14.001 (ambiental)

Subestações de média tensão Painéis Fusíveis

Interruptores Transformadores de potência Uso interno Uso externo Sem abertura em carga Com abertura sob carga Religadora Uso interno Uso externo Anunciador de alarme Automação de estações Proteção contra arco Transdutores Relés de estado sólido Relés eletromecânicos

Instrumentos para monitoramento de qualidade de energia Automação de subestações

Isoladores de porcelana Isolador polimérico

Encapsulados De corrente De potencial

Componentes, materiais e acessórios

Reguladores de tensão Indicadores de tensão

Cabos aéreos

Cabos subterrâneos Cabos submarinos Cabos especiais

Conectores Emendas

Terminações Espaçadores Cerâmica Poliméricos Vidro

Compensação serial

Compensação paralela

Compensação em tempo real Filtro de harmônicas

Equipamentos para inspeção termográfica Equipamentos para medição e ediagnóstico Equipamentos para análise e regeneração de óleo isolante Equipamentos georreferenciados

Chaves seccionadoras Chaves fusíveis Disjuntores Automação de sistemas

Distribuição de energia

Para-raios Transformadores de instrumentação

Cabos elétricos Acessórios

Conexão Regulatória

A hora e a vez do autoprodutor

Frederico Carbonera Boschin é Diretor Executivo da Noale Energia e Sócio da Ferrari Boschin Advogados. Conselheiro da ABGD; Conselheiro Fiscal do Sindienergia RS e Professor do Curso de MBA da PUC/RS, UCS/RS e PUC/MG.

O cenário energético global passa por importantes transformações, com destaque para as formas renováveis de geração, mais eficientes e distribuídas, que visam abastecer um mercado consumidor de energia elétrica novo, intenso e célere, alinhado com todas as inovações tecnológicas, que vão desde a digitalização das unidades de consumo, até a utilização de veículos elétricos.

No Brasil, não tem sido diferente, com destaque para a micro e minigeração distribuída (a “MMGD”), por fonte solar fotovoltaica, que atingiu 29GW de potência instalada, o que equivale, apenas a título de comparação, ao dobro da potência instalada da Usina Hidrelétrica de Itaipú.

A principal disrupção causada pela MMGD reside no fato de que os consumidores têm hoje a possibilidade de gerar sua própria energia, seja junto à carga ou remotamente, por meio de equipamentos próprios ou alugados, trazendo economias significativas, em razão da não aplicação de tributos, reajustes tarifários e aplicação das bandeiras tarifárias.

Sabidamente, até pouco tempo, não existia outra opção para o seu abastecimento de energia elétrica, pois dependia inteiramente do mercado cativo, que consiste no fornecimento de energia elétrica e pagamento apenas às distribuidoras, de acordo com suas áreas de concessão. Em virtude de todas essas vantagens, existem hoje mais de 2 milhões e meio de consumidores com sistemas de geração distribuída conectados às redes de concessionárias, no âmbito do Sistema de Compensação de Energia Elétrica (o “SCEE”), anteriormente previsto pela REN 482/2012, e agora, revisado para a Lei 14.300/2022, conforme dados fornecidos pela ANEEL .

Como já falamos em colunas passadas, este crescimento exponencial da MMGD, inclusive, deu origem a recentes e acaloradas discussões acerca das novas regras a serem aplicadas ao SCEE (com o recente advento da Lei 14.300) e os eventuais encargos a serem cobrados em função do uso da rede, o que gera, não só insegurança regulatória para novos empreendimentos, como desgastam a relação entre consumidores e distribuidoras, freando investimentos e este

crescimento exponencial do setor de geração distribuída ocorrido nos últimos anos.

De forma prática e irreversível, esta é, portanto, a tendência atual mais clara nos consumidores de energia – a geração própria de energia. Entretanto, gerar a própria energia não é benefício (ou intenção) de consumidores residenciais ou atendidos por concessionárias de distribuição.

Neste contexto, o mercado livre de energia vive um atual momento bastante propício para a penetração da energia solar, tal qual ocorreu com o mercado cativo e a geração distribuída. Uma vez que os custos de energia sofreram reiterados e severos reajustes, nos últimos anos (decorrência da crise hídrica), cada vez mais consumidores livres de energia optam pela geração própria de energia – a chamada autoprodução de energia (“APE”).

Conceitualmente, autoprodutor é a pessoa física ou jurídica ou empresas reunidas em consórcio que recebam concessão ou autorização para produzir energia elétrica destinada ao seu uso exclusivo, podendo, mediante autorização da ANEEL, comercializar seus excedentes de energia.

A figura do autoprodutor de energia no Ambiente de Contratação Livre (o “ACL”), o chamado mercado livre de energia, igualmente, vive seus momentos de mudanças e de aprimoramentos (nada de novo até aqui), todavia, é um mercado mais maduro e acostumado a estritos regulamentos e complexidades técnicas, em especial no âmbito do Projeto de Lei 414, que trata da abertura e modernização do setor elétrico como um todo.

Pois bem, conforme o artigo 2º do Decreto nº 2.003/96, considera-se como autoprodutor de energia elétrica, a pessoa física ou jurídica ou empresas reunidas em consórcio que recebe, concessão ou autorização, para produção de energia destinada ao seu uso exclusivo. Como observa-se, os autoprodutores possuem como finalidade a geração de energia elétrica voltada para o consumo próprio, enquadrando-se para fins de qualificação na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), como agentes da categoria

1 https://app.powerbi.com/view?r=eyJrIjoiZjM4NjM0OWYtN2IwZS00YjViLTllMjItN2E5MzBkN2ZlMzVkIiwidCI6IjQwZDZmOWI4LWVjYTctNDZhMi05MmQ0LWVhNGU5YzAxNzBlMSIsImMiOjR9

de geração.

Como se trata de geração própria de energia, seguindo a tendência dita acima, cada uma dessas centrais necessita de dados de leitura e regularizações específicas, a fim de padronizar e controlar adequadamente suas gerações e consumos. Outro fato importante a ser destacado, é que o APE pode vender seus excedentes de energia gerados no mercado livre de energia (ACL), segundo o parágrafo único do art. 6 “[..] Os outorgados sob o regime de autoprodução de energia elétrica estão autorizados a comercializar os seus excedentes de energia na forma do inciso IV do art. 26 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996.”, e isso, por si só, já admite a formação de novos e mais sofisticados modelos de negócios.

Percebe-se, portanto, que a injeção de energia na rede da concessionária é contabilizada não como créditos de energia, mas sim como um produto (TE) a ser comercializado no ambiente de contratação livre (ACL) a valores de mercado (preço horário).

Na resolução normativa N° 921, de 23 de fevereiro de 2021, é inserido e devidamente explicado como se configura e se declara um autoprodutor de energia, incluindo seus direitos e deveres. Como dito, podem ser incluídas pessoas físicas ou jurídicas, por meio de consórcios que possuem o objetivo comum de uma implantação ou exploração de centrais geradoras elétricas próprias. Essas centrais podem ser de energia eólica, os EOL (Central Geradora Eólica), energia hidráulica, os PCH (Pequenas Centrais Hidrelétricas) ou de energia solar, os UFV (Central Geradora Fotovoltaica).

Assim, um conceito de autoprodução que surgiu no início dos anos 90 (destinado e restrito a empreendimentos centralizados construídos e geridos por corporações eletrointensivas, em especial siderúrgicas e montadoras com gerações hidráulicas remotas), com o advento da tecnologia solar e custos compatíveis, vivencia um atual momento curioso: a tecnologia solar no mercado livre alcança seu grande concorrente e inibidor de expansão - o preço da energia no mercado livre.

Caso se considere que, no cenário atual, a geração solar tem custo igual ou inferior que a aquisição de energia por meio de contratos CCEALs (Contrato de Compra de Energia no Ambiente Livre), especialmente em aplicações na carga, onde a simultaneidade entre curva de carga e curva de geração favorece a autoprodução de energia, não por acaso, a geração solar, igualmente tem momento favorável no mercado livre de energia.

Os benefícios são econômicos e viabilizados graças a uma convergência de fatores rara em um país de custos crescentes: tecnologia com custos decrescentes, descontos e exonerações tarifárias/setoriais (PROINFA, CDE e CCC) e repercussões tributárias que trazem para o concorrido mercado livre de energia as vantagens da geração solar descentralizada (ou “distribuída”).

É importante lembrar também que há obrigações, como a cobertura de custos e implementações, por parte do outorgado, como também a obrigatoriedade de participação dos sistemas de transmissão e distribuição nacionais, do pagamento das cotas mensais da Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC, da Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica e dos impostos das já citadas redes de transmissão e distribuição, as TUST e TUSD.

Aqui entram os conceitos de Energia Evitada Vs. Energia Comprada. Para os consumidores que possuem autoprodução de energia junto à carga e a aferição do consumo é líquida, o que logo de início limita o autoprodutor ao pagamento de encargos setoriais e tributos que usualmente são cobrados sobre o consumo de energia elétrica adquirida de terceiros, seja no âmbito do mercado cativo ou livre.

Diferentes estruturações e gestão energética tem ainda o condão de otimizar os benefícios trazidos ao autoprodutor, tais como a compra no mercado livre do déficit não produzido ou da venda da energia excedente. Não obstante, a notória a liquidez do mercado financeiro e a disponibilidade de crédito em condições facilitadas para empreendimentos de energia, o que atrai cada vez mais consumidores de energia interessados em tornarem-se autoprodutores, seja por meio de ativos próprios, ou de ativos de terceiros, são as tendências de aumentos nos custos de energia e a facilidade na aplicação da tecnologia solar.

Com essas ideias estabilizadas, passamos para os conceitos e implicações da energia evitada e comprada. Para uma boa percepção, os conceitos de energia comprada como LCOE (Levelized Cost of Electricity ou Custo Nivelado de Energia, em tradução livre) e de energia evitada como LACE (Levelized Avoided of Electricity ou Custo Evitado Nivelado de Energia). O primeiro é calculado como o custo necessário para construir e operar um sistema de geração, até obter uma receita positiva para gerar, no mínimo, 1MWh de eletricidade, dependendo da fonte alternativa a ser utilizada.

Já o LACE calcula diretamente o custo evitado da energia gerada, ou, em outras palavras, precifica a escolha de não utilizar a reserva padrão para atender a demanda, injetando os MW’s produzidos pela fonte alternativa na rede de distribuição, “poupando” os MW’s das fontes tradicionais e os deixando de reserva na rede, caso ocorra uma explosão de demanda.

Desta forma, o LACE abarca, genericamente, a soma de todos os custos evitados de uso das reservas tradicionais, conforme o tempo de atividade de planta de geração alternativa é dividida pela média de geração anual dessa planta. Esse resultado, em R$/MWh, é o informativo de qual o valor dessa nova planta e qual a vantagem de inseri-la no sistema de potência geral.

Com isso em mente, entendemos que a autoprodução deve ser a nova onda do mercado de energia (distribuída) descentralizada, principalmente para aqueles consumidores que tenham possibilidade de geração junto à carga, mas que exige maior conhecimento técnico do que a geração distribuída, diante de sua complexidade regulatória, jurídica, contábil e fiscal.

h ttps://www.in.gov.br/en/web/dou/-/resolucao-normativa-aneel-n-921-de-23-defevereiro-de-2021-305704311

http://www.abesco.com.br/pt/o-que-e-uma-empresa-esco/

Levelized Costs of New Generation Resources in the Annual Energy Outlook 2021, EIA 2021 https://epbr.com.br/competitividade-das-fontes-eolica-e-solar-no-brasil-em-diferenteshorizontes-temporais-e-implicacoes-praticas/#_ftn1 https://pt.linkedin.com/pulse/lcoe-lace-e-icb-an%C3%A1lise-comparativa-dos-custos-de-omc%C3%A2mara-medeiros

https://www.ourworldofenergy.com/vignettes.php?type=electrical-power-generation&id=16 https://www.iea.org/articles/levelised-cost-of-electricity-calculator

Joskow, Paul L. 2011. “Comparing the Costs of Intermittent and Dispatchable Electricity Generating Technologies.” American Economic Review, 101 (3): 238-41.

Gestão de ativos

Como a implementação da Gestão de Ativos contribui para transição energética justa

Lílian Ferreira Queiroz é engenheira eletricista, Membro do Cigré e especialista em confiabilidade e gestão de ativos. Atualmente, é superintendente de Gestão da Manutenção na Eletrobras Eletronorte.

No contexto atual da transição energética, tendo a energia solar e a eólica como fontes alternativas de energia mais baratas e também uma pressão para a manutenção dos menores preços da energia em períodos de escassez hídrica, as formulações e execução de políticas tarifárias tornam-se mais desafiadoras.

Para uma adequada prestação dos serviços públicos de energia elétrica – geração, transmissão e distribuição – ela deve ser remunerada por meio de preços ou tarifas que viabilizem o serviço adequado, com qualidade, a preços módicos e que criem incentivos para uma prestação de serviço eficiente.

O cálculo tarifário deve considerar fatores referentes à infraestrutura, fatores econômicos, bem como às políticas públicas correlatas que justifiquem a definição de incentivos à modicidade tarifária e à eficiência alocativa, com a adequada sinalização ao mercado.

Tais exigências, que se fazem presentes na formulação e na execução de uma política tarifária para o setor elétrico, parecem ainda mais desafiadoras hoje, em um contexto de transição energética em

que a capacidade do sistema elétrico nacional de fornecer energia barata é pressionada por eventos climáticos extremos. Junto com esse fenômeno, tem-se a maior digitalização de subestações, usinas e redes de energia, uso de inteligência artificial, expansão de geração descentralizada de energia, exigência da expansão das redes de transmissão, descarbonização da indústria, transição energética e ESG, eletrificação de veículos e a produção de hidrogênio verde. Com isso, sugerem novos modelos de negócio, mas também impõem mudanças que podem impactar a tarifa e sua capacidade de refletir adequadamente os custos de operação de um sistema complexo. E ainda, na discussão crescente pela transição energética justa de forma gradual, responsável e crescente, que seja boa para o planeta e justa para a sociedade, há a necessidade de expansão dos investimentos em novas energias, mas sem abrir mão, de uma hora para outra, das fontes existentes. A necessidade de oferta de combustíveis renováveis e de projetos de fontes de energia renovável, preparando o futuro de baixo carbono, a busca por fontes energéticas que sejam, ao mesmo tempo, eficientes e com baixo impacto de carbono, para garantir que essa energia não tenha um

custo alto demais para o planeta, é urgente. Mas na necessidade de termos a transição justa, o Brasil ainda possui propostas para a modernização do setor elétrico de uma forma abrangente e que ensejarão a necessidade de atualização do modelo de tarifa.

Quando olhamos a transição energética rumo a uma economia de carbono zero, vemos que por um lado temos que dobrar a oferta de energia para acompanhar a evolução do consumo. Por outro lado, as empresas permanecem pressionadas por mais competitividade, mais rentabilidade e mais sustentabilidade. Então, temos uma dicotomia entre avanços tecnológicos, rentabilidade e competitividade.

As empresas que se propõe a implantar um sistema de gestão de ativos, que avalia todo o ciclo de vida de seus ativos, que tem início na captação de novos projetos, necessidades da companhia, que abrange todo o ciclo da vida operacional e que possuem ativos em operação, possuem vantagens frente ao clássico processo de operação e manutenção. Como o desafio está na manutenção operacional destes ativos, extraindo valor em longo prazo, seria imprudente negligenciar a importância destes ativos na economia, sendo necessária práticas cada vez mais assertivas para geri-los, com uma avaliação sistêmica.

O Asset Management promove e implanta uma cultura de investimentos objetivando que o ciclo de vida dos ativos seja considerado integralmente, e neste momento, todas as áreas envolvidas no ciclo de vida se veem responsáveis por ponderar a continuidade de tecnologias existentes, a extração de valor, as novas tecnologias emergentes e o sucesso da companhia em longo prazo. Assim, a Gestão de Ativos vem como uma alternativa para a tomada de decisão de melhor alocação de recursos e contribuição de melhoria no serviço adequado, com qualidade, desempenho, custos a preços módicos e serviço eficiente.

"A necessidade de oferta de combustíveis renováveis e de projetos de fontes de energia renovável, preparando o futuro de baixo carbono, a busca por fontes energéticas que sejam, ao mesmo tempo, eficientes e com baixo impacto de carbono, para garantir que essa energia não tenha um custo alto demais para o planeta, é urgente. "

Energia Incidente: questões não abordadas pela IEEE Std 1584

Cláudio Mardegan é CEO da EngePower Engenharia, Membro Sênior do IEEE, Membro do Cigrè | claudio.mardegan@engepower.com

OBJETIVO DO ARTIGO DESTA COLUNA

O objetivo desta matéria é salientar pontos importantes, que muitas vezes passam desapercebidos pelos profissionais da área Estudos, Segurança e Projeto.

QUAL ARCO A IEEE STD 1584 CONSIDERA?

Embora mais de 90% das faltas em sistemas elétricos industriais se iniciem como um arco shunt à terra, segundo o paper de DunkiJacabos “The escalating arcing ground-fault phenomenon,” IEEE Transactions on Industry Applications, vol. IA-22, no. 6, Nov./Dec. 1986 esta falta evolui para um arco trifásico, em até 2 ciclos. DunkiJacobs, para mim, é um dos maiores pesquisadores do arco. Com base nesta premissa, a norma considera apenas o arco trifásico no cálculo da energia incidente.

Com base na premissa acima da norma significa que não devemos nos preocupar com o arco fase-terra?

Nós como, Engenheiros de Sistema e Proteção, devemos nos preocupar com a Segurança do Trabalhador. Com isso, eu gostaria, preferencialmente, que a falta não evoluísse para um Arco Trifásico. Então devemos sim nos preocupar com o Arco Fase-Terra.

QUESTÕES NÃO ABORDADAS PELA NORMA IEEE STD 1584-2018

Existem algumas situações reais que não são abordadas na metodologia de cálculo de arco e também algumas recomendações que poderiam ser incentivadas para melhorar situações do mundo real, que serão listadas a seguir, com o ponto de vista do autor desta coluna. Algumas dessas situações, são abordadas no paper [17] “The Effects of System Grounding, Bus Insulation, and Probability on Arc Flash Hazard Reduction – The Missing Links”, do engenheiro

americano John Nélson (muitas vezes coordenador do PCIC –Petroquemical Industrial Conference) do IEEE. Resume-se a seguir os principais itens não abordados pelas normas:

a) Painéis arco resistentes

b) Painéis isolados a gás (GIS)

c) Painéis com barramento isolado

d) Probabilidade de um evento

e) Aterramento por resistência de alto valor (HRG – High Resistance Grounding)

a) Painéis Arco Resistentes

Os painéis arco resistentes contém a energia incidente dentro do painel pelo tempo especificado em seu projeto, construção e ensaio. É importante observar este tempo. Para alguns fabricantes, este tempo é de 1 segundo, e para outros, pode ser menor.

O que deve ser feito nas simulações é fixar um tempo muito baixo de atuação da proteção, de modo que, na etiqueta, apareça o nível de energia mais baixo da NFPA-70E, que atualmente é a energia mais baixa < 4 cal/cm2.

É importante salientar que, mesmo sendo um painel arco resistente, quando especificado segundo a norma IEC 61439-1 (Conjunto de Manobra e Comando de Baixa Tensão), deve ser de Classe de Arco C e ser instalado relé monitor de arco fotossensível para garantir a operação do painel após um arco. Na norma IEC 62271-200 não se aplica estas classes de arco, você especifica se quer ou não um painel Arco Resistente (IAC – Internal Arc Cubicle).

b) Painéis Isolados a Gás

Nos painéis isolados a gás (GIS – Gas Insulated Switchgear), os barramentos ficam imersos em SF6 (hexafluoreto de enxofre) e o arco não tem como se estabelecer. Este painel possui um manômetro que

normalmente possui dois níveis de atuação: alarme e trip por baixa pressão.

O que tem que ser feito nas simulações é fixar um tempo muito baixo de atuação da proteção de modo que na etiqueta apareça o nível de energia mais baixo da NFPA-70E, que atualmente é a energia mais baixa < 4 cal/cm2

Nos painéis com barramento isolado o que tem que ser feito nas simulações é fixar um tempo muito baixo de atuação da proteção de modo que na etiqueta aparece a categoria mais baixa da NFPA-70E, que atualmente é a Categoria 1 (< 4 cal/cm2).

c) Painéis Com Barramento Isolado

Atualmente, as empresas com um maior nível de consciência sobre segurança, tem adquirido seus painéis de baixa tensão com barramentos isolados. Isto minimiza a probabilidade de escalamento do arco entre as fases.

O que tem que ser feito nas simulações é fixar um tempo muito baixo de atuação da proteção de modo que na etiqueta apareça o nível de energia mais baixo da NFPA-70E, que atualmente é a energia mais baixa < 4 cal/cm2

d) Probabilidade de Ocorrência de um Evento

A probabilidade de ocorrência de um evento é um fator importante a ser ponderado pelo engenheiro. A segurança envolve, no caso de energia incidente, a minimização do valor da energia incidente e também da probabilidade de ocorrência de evento sério. Atualmente, pouco se tem escrito sobre este tema. Isto está descrito no paper “The effects of system, grounding, bus insulation and probability on arc flash reduction – missing links [17].

e) Aterramento por resistência de alto valor (HRG)

Conforme já mencionado neste treinamento a norma IEEE Std 1584 trata apenas do arco trifásico. Entretanto, é sabido que mais de 90% das faltas se iniciam como falta fase-terra. A IEEE 1584 trata apenas do arco trifásico com base no paper de Dunki-Jacobs, que diz que uma falta à terra em sistemas solidamente aterrados evolui rapidamente para uma falta trifásica (1 a 2 ciclos). Nós, como engenheiros de proteção, temos que procurar evitar que uma falta fase-terra evolua para uma falta trifásica.

Isto pode ser feito através da utilização de um resistor de aterramento de alto valor instalado no neutro. Isto não reduz a energia incidente do arco trifásico calculada pelo software, mas, no mundo real, evita que uma falta por arco trifásico se estabeleça, ou seja, diminuímos a probabilidade de ocorrência de um arco trifásico

Quem quiser se aprofundar no tema de Energia Incidente, basta fazer um treinamento sobre o tema. escreva um email para treinamentos@engepower.com e você receberá as informações necessárias.

Atualização da NBR 5101: avanços e desafios

Luciano Rosito é engenheiro eletricista, especialista em iluminação e iluminação pública. Professor de cursos de iluminação pública no Brasil e exterior.

No dia 25 de março de 2024, finalmente foi publicada a revisão da NBR 5101, agora com o título Iluminação Viária - Procedimentos. Já pela mudança do título e escopo, percebe-se que a revisão foi bastante significativa. Aqui vamos ver alguns dos pontos mais relevantes, e a partir disto, fazer algumas análises do impacto nos futuros projetos de iluminação Viária .

Um longo período de revisão e três CNs (Consultas Nacionais) foram necessárias para que se concretizasse esta versão publicada. A mudança de escopo se dá pela inclusão da iluminação privada e não mais somente a pública. O principal ponto de discordância após o envio para as consultas nacionais foi a limitação da temperatura de cor para os tipos de vias, limitando-se a 2700K e 2200K a temperatura de cor máxima para as vias locais. Para

A falta de atualização das temperaturas de cor na referida

Portaria e outros pontos que já poderiam

ter sido atualizados, se não forem incluídos, poderão

gerar a impossibilidade de aplicação da NBR 5101 na prática.

faixas de pedestres, ainda admite-se 3000K. Tal fato acabou gerando um atraso na publicação, que deveria ter sido feita em 2023 e a inclusão de uma nota na introdução da norma por parte do órgão regulamentador em função de contratos existentes e a necessidade de um período de adaptação exclusivamente no que diz respeito à temperatura de cor. Ora, esta norma é de procedimentos para projetos de iluminação Viária e não de construção de luminárias viárias, a qual é regulamentada pela Portaria 62.

A falta de atualização das temperaturas de cor na referida Portaria e outros pontos que já poderiam ter sido atualizados, se não forem incluídos, poderão gerar a impossibilidade de aplicação da NBR 5101 na prática. O órgão que regulamenta o produto que é definido no projeto de acordo com a NBR 5101, impede a efetiva utilização de uma norma da ABNT, quase um mês depois de sua publicação. Espera-se que este impasse seja resolvido, com a publicação de portaria complementar ou outro instrumento.

Mas a revisão da norma trará diversos outros avanços e mudanças, bem como a evolução de muitos conceitos existentes. Destaco aqui os critérios de densidade e energia e densidade de potência, a nova classificação das vias e tipologias, a classificação BUG e maior destaque ao combate da poluição luminosa. Faixas de pedestres e critérios de luminância já fazem parte da Norma desde 2012, mas foram aprimorados.

Nos próximos meses, deve haver muitas discussões técnicas e aprendizado sobre a utilização da Norma e evolução, até mesmo da maneira que se constroem as luminárias viárias, em diversos sentidos. Com isto, podemos ter uma nova forma de se fazer engenharia no mercado de iluminação externa, visando aspectos qualitativos e não somente quantitativos, assim como uma iluminação externa mais preocupada com o meio ambiente e o ser humano, respeitando de forma mais ampla a natureza.

Novos requisitos sobre inspeção e manutenção de equipamentos e instalações em atmosferas explosivas

Roberval Bulgarelli é engenheiro eletricista e consultor sobre equipamentos e instalações em atmosferas explosivas.

Foi publicada pela IEC em 01/12/2023, a Edição 6.0 da Norma internacional IEC 60079-17 – Atmosferas explosivas – Parte 17: Inspeção e manutenção de instalações elétricas.

As instalações de instrumentação, automação, telecomunicações e elétricas “Ex” em áreas classificadas possuem características especificamente projetadas, de forma a torná-las adequadas para operações nestas áreas, com o risco da presença de atmosferas explosivas formadas por gases inflamáveis ou poeiras combustíveis. É essencial, por razões de segurança, que seja mantida a integridade destas características específicas “Ex” nestas áreas classificadas, durante o ciclo total de vida destas instalações.

Esta norma pode ser considerada como sendo uma das mais importantes da Série IEC 60079, sob o ponto de vista de segurança e de conformidade técnica e legal das instalações “Ex”. Isto se deve ao fato de que nas inspeções iniciais e periódicas “Ex” podem ser identificadas e prontamente corrigidas eventuais “desvios” ou “não conformidade” nos equipamentos “Ex”, devido a falhas dos serviços de montagem, manutenção ou recuperação dos equipamentos “Ex”, ao longo do ciclo total de vida das instalações “Ex”.

Esta parte da Série ABNT NBR IEC 60079 (Atmosferas explosivas) é destinada a ser utilizada por usuários, proprietários e operadores de instalações em áreas classificadas e abrange os fatores diretamente relacionados aos serviços de inspeção e manutenção de instalações instrumentação, automação, telecomunicações e elétricas “Ex”.

Esta Norma complementa os requisitos para inspeção e testes de normas para instalações em áreas não classificadas. Esta Norma é destinada a ser aplicada quando existe o risco devido a presença de uma atmosfera explosiva de gases inflamáveis ou mistura de poeira com o ar ou com camadas de poeiras combustíveis sob condições atmosféricas normais.

Nesta norma são especificados os requisitos para inspeções “Ex” com grau visual, apurado e detalhado, bem como para inspeções “Ex” iniciais, periódicas e por amostragem.

Nesta Norma são apresentados os programas de inspeção de instalações e equipamentos “Ex” com tipos de proteção Ex “d”, Ex “e”,

Ex “n”, Ex “t”, Ex “p”, Ex “i” e Ex “o”, de acordo com o grau de inspeção a ser aplicado em cada caso (detalhado, apurado ou visual).

Esta Norma apresenta também, dentre outros requisitos sobre inspeção de instalações “Ex” “antigas”, competências pessoais requeridas dos inspetores “Ex”, requisitos de manutenção de equipamentos “Ex”, influências externas às instalações “Ex”, análise e aplicação das “condições específicas de instalação” (equipamentos com certificados com sufixo “X”) e procedimento típico para inspeções periódicas das instalações “Ex”, sejam novas ou existentes. Dentre as principais alterações técnicas que foram introduzidas nesta nova edição da IEC 60079-17 podem ser destacadas as seguintes:

• Incluídas orientações adicionais sobre fatores que contribuem para a deterioração dos equipamentos “Ex”

• Incluídos esclarecimentos sobre a utilização das tabelas de inspeção “Ex”

• Introdução de requisitos para inspeção de equipamentos com tipo de proteção Ex “o” (Proteção de equipamentos por imersão em líquido)

Os sistemas informatizados existentes para gestão de ativos e inspeções de equipamentos de instrumentação, automação, telecomunicações e elétricas “Ex”, utilizados por diversas empresas usuárias, proprietárias ou operadoras de instalações “Ex”, necessitam ser devidamente atualizados, de forma a incorporar as alterações que foram introduzidas nesta nova edição da Norma IEC 60079-17.

Os profissionais participantes da Comissão de Estudo CE 003.031.001 do Subcomitê SCB 003.031 (Atmosferas explosivas) da ABNT/CB-003 (Eletricidade) acompanharam todo o processo de revisão, atualização, comentários, votação e publicação desta nova edição da Norma IEC 60079-17. Com a publicação desta nova edição foram iniciados os trabalhos de revisão da respectiva Norma Técnica Brasileira adotada ABNT NBR IEC 60079-17, de forma a manter a devida atualização e harmonização com a respectiva norma técnica internacional, com base nos requisitos da DIRETIVA 3 da ABNT: Adoção de documentos técnicos internacionais.

Mais informações sobre a Norma técnica internacional IEC 60079-17 Ed. 6.0 estão disponíveis na IEC Webstore: https://webstore. iec.ch/publication/90154

Inteligência em Proteção

Empresa brasileira com sede em São Paulo especializada em relés de proteção para cabines primárias com ou sem Geração de Energia

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EBT: interpretação da interface da NR-10 e NR-12

– Parte 2/3

Aguinaldo Bizzo de Almeida é engenheiro eletricista e atua na área de Segurança do trabalho. É membro do GTT – NR10 e inspetor de conformidades e ensaios elétricos ABNT – NBR 5410 e NBR 14039, além de conselheiro do CREA-SP.

Conforme ressaltado no artigo anterior, é necessário interpretação correta quanto à aplicação da EBT – Extra Baixa Tensão referente aos requisitos estabelecidos na NR-10 e NR-12, onde algumas premissas básicas devem ser consideradas:

1 - O uso da EBT–extra-baixa tensão, sem dúvida, é a alternativa ideal considerando possível exposição ao choque elétrico, onde o potencial de dano, se atendido corretamente as premissas estabelecidas na NBR 5410 BT, é “mínimo”, propiciando segunda aos profissionais que operam máquinas equipamentos;

2 - Entretanto, é plenamente possível operações em BT – baixa tensão de forma segura, devendo as medidas de controle para choque elétrico por contato direto e indireto serem definidas e especificadas no memorial descritivo do projeto das instalações elétricas, considerando as influências externas (A,B e C) da NBR 5410 BT, vide alínea “e” do item 10.3.9 da NR-10 : “o memorial descritivo do projeto deve conter, no mínimo, os seguintes itens de segurança: e) precauções aplicáveis em face das influências externas....”

3 - Ressalta-se que os níveis de tensão EBT descritos na NR 12, ou seja, 25 Vca ou 60 Vcc, referem-se a condições de influências externas, em “condições específicas”, caracterizadas como “situação 2” na NBR 5410, sendo BB3 - Resistência Elétrica do Corpo Humano e BC4Contato das Pessoas com Potencial de Terra, ou seja, condições especiais foram generalizadas; 4 - 4 – Em 2016, devido a necessidade de correção das condições restritivas inicialmente descritas, ocorreu alteração na NR 12, vide item 12.4.13.1.1. Poderá ser adotada outra medida de proteção contra choques elétricos, conforme normas técnicas oficiais vigentes em alternativa as alíneas “b” dos respectivos subitens 12.4.13 e 12.4.13.1 desta NR, ou seja, permite a adoção de outra medida de controle de proteção contra choque elétrico conforme Normas Técnicas vigentes, especialmente a NBR 5410 – BT. Entretanto, essa possível condição deve obrigatoriamente ser contemplada no memorial descritivo das instalações elétricas

evidenciando as medidas de proteção ao risco de choque elétrico; 5 - Ressalta-se que a efetiva aplicação da EBT – extra baixa tensão em indústrias de grande porte, devido características e vultuosidade das instalações elétricas, nem sempre será possível (inclusive em alguns casos inexequíveis...), ou seja, necessariamente outras medidas de proteção ao risco de choque elétrico deverão ser consideradas; 6 - Dessa forma, novos projetos, devemos priorizar o uso da EBT – extra-baixa tensão quando aplicável, e, instalações existentes, especialmente as que possuem idade avançada e processos complexos, devem ser avaliadas a adoção de medidas específicas para proteção ao risco de choque elétrico;

7 - Assim, para atendimento aos requisitos estabelecidos nos subitens 12.4.13 e 12.4.13.1 da NR12, quanto a “ser adotada outra medida de proteção contra choques elétricos, conforme normas técnicas oficiais vigentes em alternativa ao emprego da EBT -extra baixa tensão”, é necessário que seja elaborado por Profissional Legalmente Habilitado, um Parecer Técnico atestando as condições existentes nas instalações elétricas quanto às medidas de controle existentes para proteção ao risco de choque elétrico por contato direto e contato indireto;

8 - Seja evidenciado no Inventário de Perigos e Riscos Elétricos do PGR- NR 1, a real classificação do nível de risco da condição laboral existente.

Ressalto novamente a complexidade desse tema, que gera conflito em praticamente todas as grandes empresas que possuem instalações elétricas de grande porte, tanto para profissionais da área elétrica, como para profissionais do SESMT, bem como para profissionais que elaboram Laudos Técnicos da NR12 e NR-10, e, especialmente aqueles que efetuam fiscalização, causando problemas para as Organizações.

Dessa forma, é necessário que todos os “personagens” que atuam com processos referentes a NR 10 e NR 12, independente da formação, sejam capacitados adequadamente, para que possam desenvolver os trabalhos de forma correta.

Usinas Eólicas, Solares e Grandes Indústrias -

Rede de Média Tensão -

Manter é preciso - Parte I

Daniel Bento é engenheiro eletricista. Membro do Cigré, onde representa o Brasil em dois grupos de trabalho sobre cabos isolados. É diretor executivo da Baur do Brasil | www.baurbrasil.com.br

Em uma das últimas colunas que publiquei neste espaço, iniciei uma discussão acerca da importância do correto comissionamento nas redes de média tensão em usinas eólicas e solares, antes da energização das plantas, uma prática que também podemos estender para as grandes indústrias que possuem muitos cabos isolados de média tensão. Tal ação assegura que os circuitos comecem a operar sem irregularidades que, ao longo da operação, poderiam evoluir para falhas, comprometendo a vida útil desses ativos.

Durante um comissionamento bem executado, todas as ações possíveis para mitigação de risco são adotadas, devido à maior probabilidade de falhas nessa etapa inicial do ciclo de vida. Assim, após o comissionamento, falhas eventuais podem ocorrer, mas, se os procedimentos de instalação foram bem executados e o comissionamento realizado corretamente, serão eventos isolados e, rapidamente, a rede de média tensão atingirá um nível de probabilidade de falhas constante e mínimo, que deverá perdurar por anos.

O fato é que, como qualquer produto industrializado, cabos isolados também estão sujeitos à degradação com o passar do tempo, e tendem a apresentar sintomas de envelhecimento, com variação no valor do tangente delta, após cerca de 10 anos em operação. Então, como assegurar que a vida útil desses importantes ativos seja prolongada? Através de boas estratégias de manutenção!

Após o período de aproximadamente 10 anos, torna-se recomendável o aumento da frequência de procedimentos de manutenção. Mecanismos de envelhecimento começam a se tornar mais significativos e o acompanhamento preditivo pode ser empregado para identificar defeitos e direcionar ações para prevenção de falhas. Os próprios ensaios preditivos deverão direcionar a frequência ideal de execução dos ensaios, juntamente com restrições de disponibilidade.

A seguir, vamos listar algumas abordagens que podem ser

adotadas durante a operação, de forma única e global, a todos os cabos do empreendimento, ou de forma combinada e selecionada para alguns trechos dos circuitos, seja em acordo com criticidade, histórico, entre outros.

Run-to-failure

A estratégia de manutenção run-to-failure é utilizada em diversos segmentos da área de manutenção, quando o impacto das falhas é considerado baixo ou possíveis ações de manutenção são pouco eficazes. Para cabos isolados, quando aplicada esta filosofia de manutenção, usualmente nenhum tipo de ensaio elétrico é feito durante paradas programadas de manutenção. Os cabos são substituídos com base em alguma regulamentação interna como, por exemplo, o tempo em operação.

Figura 1 - Gráfico esquemático que correlaciona a condição dos cabos isolados em função do tempo em serviço. Note que há uma pequena fração de cabos em condições ruins, no início da vida útil. Após o período inicial de vida há certa dispersão na condição dos cabos, sendo que alguns que se apresentam em piores condições podem produzir falhas eventuais. Após o período de 40 anos, neste exemplo, todos os cabos seriam substituídos, mas note que alguns cabos ainda em boas condições seriam substituídos, havendo perdas e desperdícios associados

Como benefícios desta estratégia, podemos citar a simplicidade e o baixo custo com equipe de manutenção. No entanto, há usualmente uma taxa de falhas mais elevada do que pela adoção de outras estratégias, pois cabos com desvios e defeitos são mantidos em operação. Devido ao procedimento empírico adotado para a substituição dos cabos ao fim da vida útil, os ativos não são otimizados, sendo substituídos cabos que poderiam se manter em operação, em boas condições, e mantidos outros que se apresentam degradados, que já deveriam ter sido substituídos.

Testagem periódica

Esta estratégia emprega os testes de tensão aplicada, de forma sistemática, para eliminação de cabos ou trechos de cabos que se apresentem em condições ruins. A filosofia é esquematizada na figura abaixo. Os cabos que apresentam condição ruim, ou seja, acima da linha amarela, são reprovados nos testes de performance e devem ser corrigidos antes de serem colocados novamente em operação. Após a correção, há melhora na condição geral do cabo, de modo que esta estratégia estabelece um critério mínimo de performance para os ativos. A eliminação dos defeitos durante as paradas reduz, teoricamente, a quantidade de falhas e intercorrências em operação.

2 - Gráfico esquemático que correlaciona a condição dos cabos isolados em função do tempo em serviço. Ao aplicar os testes de tensão aplicada é delimitado um critério de performance. Cabos ruins são reprovados nos testes e corrigidos antes de serem novamente colocados em operação. No entanto, ainda há desperdício na etapa de substituição dos cabos ao fim da vida útil

Como o número de falhas em operação é reduzido, há menor custo associado a perdas de geração, perdas decorrentes dos eventos de falhas e redução em riscos para segurança dos colaboradores. Os testes, no entanto, demandam tempo considerável e é difícil a aplicação generalizada, tanto nos parques eólicos e solares, como nas grandes indústrias. Além disso, devido ao estresse elétrico recorrente a que os cabos são submetidos, é possível haver pequena redução na vida útil dos ativos. A aplicação desta metodologia geralmente não modifica os critérios adotados para substituição dos cabos no fim da vida útil, similares ao run-to-failure, ou seja, ao alcançar determinada idade, os cabos são substituídos, não sendo otimizados em relação a este aspecto. Na próxima coluna, daremos prosseguimento ao tema apresentando outras três abordagens que podem ser adotadas durante a operação para prolongar a vida útil dos cabos. Até mais!

Figura

A necessária conformidade da alimentação elétrica aos equipamentos de Tecnologia da Informação - TI

Por: Eng José Starosta – Diretor da Ação Engenharia e Instalações Ltda jstarosta@acaoenge.com.br

Não é de hoje que tratamos do tema relativo à necessidade de monitorar a qualidade da energia, não só nas fontes de energia, mas aqueles considerados estratégicos na distribuição de energia desde os barramentos de paralelismo de geradores, chaves de transferência em média e baixa tensão, PDU’s e RPPs.

Quanto mais próximo da carga de TI for a monitoração, maior será o nível de conformidade. O artigo publicado e disponível no link: (https://www.acaoengenharia.com.br/upload/dt01-cargas-cr%C3% ADticas-e-compliance-de-energia.pdf trata do assunto de forma detalhada

Essas questões, entre outras, certamente, foram tema de discussões na elaboração da revisão de 2017 da norma ANSI-TIA 942.

Na tabela 13 da norma (reference guide), especificamente ao tema relativo às instalações elétricas, observam-se as recomendações quanto à necessária monitoração. As tabelas abaixo são referenciadas à essa tabela 13 e apresentam as recomendações dos pontos de monitoração das instalações e a forma de notificação em relação à classificação TIER do data center.

Pontos de monitoração

Distribuidora

Transformador Principal

Gerador

UPS e chaves estáticas relacionadas

Disjuntores dos circuitos alimentadores

PDU's

Chaves Estaticas das Cargas

DPS circuitos terminais das cargas críticas

Formas de notificação

TIER 1

TIER 2

em console na sala de controle

TIER 3

em console na sala de controle, além de e-mail e ou mensagens de texto

TIER 4

em console na sala de controle, além de e-mail e ou mensagens de texto enviado a diversas pessoas

O documento também apresenta a necessária monitoração de baterias, também em função da classificação TIER, especificamente TIER 3 e TIER 4.

O grau de monitoração não está claramente especificado no documento e a importância ao tema dependerá dos aspectos relacionados à confiabilidade desejável das instalações. A monitoração pode considerar o estado de disjuntores (aberto/fechado), presença ou não de tensão em barramentos, e se equipamentos estariam operando ou não.

Outros níveis de monitoração podem considerar informações mais detalhadas como os valores de tensão, correntes e outras variáveis elétricas instantâneas ou valores históricos registrados.

Sob o ponto de vista de conformidade na alimentação de cargas TI, a questão está relacionada a necessidade de garantia que as condições de suprimento de energia estariam adequadas durante toda a operação dos equipamentos e cargas alimentadas, sob os aspectos de imunidade das cargas e outras variáveis, como os limites de fornecimento definidos pela regulação das distribuidoras de energia.

O uso de instrumentos específicos de monitoração da Qualidade da Energia Elétrica exerce essa função, como os exemplos nos gráficos que se seguem.

São apresentados os registros das tensões eficazes durante VTCD (variação de tensão de curta duração) e da forma de onda da tensão, durante distúrbio de aproximadamente 5 ciclos. Havendo algum tipo de irregularidade na operação, os registros podem aferir se a causa da irregularidade da operação da carga teria sido a energia elétrica com desvios em relação aos padrões aceitáveis e desejáveis, tanto pelo lado da fonte, como das cargas.

Minerais estratégicos para a transição energética –o caso do neodímio

Danilo de Souza é professor na Universidade Federal de Mato Grosso, sendo membro do Núcleo Interdisciplinar de Estudos em Planejamento Energético – NIEPE, e é Coordenador Técnico do CINASE – Circuito Nacional do Setor Elétrico. Danilo também é Pesquisador no Instituto de Energia e Ambiente da USP | www.profdanilo.com

No cenário atual de discussões acerca da transição energética, os recursos eólicos aparecem com destaque dentre as possibilidades viáveis de complementariedade para produção de eletricidade. A apropriação da energia dos ventos é caracterizada por sua natureza intermitente o que coloca desafios à sua adoção, diferentemente das tradicionais fontes disponíveis de resevas naturais (carvão, gás, petróleo). Para complementar os sistemas de geração de energia elétrica existentes, a energia eólica se apresenta como um vetor importante, sendo considerada promissora no processo de transição energética global, pois utiliza o vento — um recurso natural inesgotável e amplamente disponível — para gerar eletricidade sem emitir gases de efeito estufa.

Atualmente, a integração da energia eólica nas redes elétricas tem se mostrado viável devido a avanços tecnológicos que permitem uma operação mais estável e eficiente. Esses avanços tecnológicos dos sistemas de armazenamento de energia (baterias) e melhorias na previsão meteorológica, tem facilitado a gestão da variabilidade natural da produção de energia eólica.

A principal tecnologia usada para geração de energia eólica são os geradores de ímãs permanentes. O elemento químico neodímio é crucial para a fabricação dos ímãs permanentes empregados nos geradores eólicos devido à sua habilidade em manter fortes campos magnéticos, aumentando a eficiência na conversão da energia cinética do vento em eletricidade.

Ressalta-se que o setor industrial depende fortemente de eletricidade, abrangendo uma ampla variedade de aplicações, como motores elétricos (para movimento de fluidos, processamento de materiais, manuseio, compressores de ar, refrigeração e operações auxiliares de caldeiras), aquecimento e iluminação. Em 2021, os sistemas de motores elétricos representavam cerca de 70% da demanda por eletricidade no setor industrial. Portanto, é crucial implementar estratégias para melhorar a eficiência energética desses sistemas. Além de contribuir para uma indústria mais competitiva, essa abordagem pode reduzir a demanda de eletricidade na rede, aumentando assim a capacidade disponível e oferecendo uma alternativa à criação de novas infraestruturas, que são caras e demandam tempo para implantação.

Os Motores de Indução de Gaiola de Esquilo (MIT), que representam mais de 95% de todas as aplicações de acionamento no setor industrial, apresentam perdas significativas inerentes no seu rotor. Com objetivo de aprimoramento da eficiência dos MIT, foram criados índices de eficiência energética adotados em diversos países e no Brasil; estes índices iniciam no numeral 1 e à medida que se alcança a eficiência esperada cria-se um novo índice. Portanto, alcançar o nível de eficiência IE5 é um desafio. Reconhecendo essa limitação

dos MITs tradicionais, os Motores Síncronos de Ímãs Permanentes (MSIP) surgiram como alternativas viáveis, oferecendo a possibilidade de aumentar significativamente a eficiência energética e alcançar potencialmente o nível de eficiência IE5, e mais recentemente, IE6. Os MSIP não apresentam perdas de energia no rotor, o que aumenta significativamente a eficiência energética, devido aos ímãs permanentes feitos de neodímio, ferro e boro (NdFeB) em seus rotores.

Nesse sentido, outro uso final de energia em que os motores elétricos são fundamentais, é na mobilidade elétrica. Os motores elétricos de carros podem ser de diversos tipos, mas, os motores de ímãs, produzidos principalmente a partir de neodímio, representam uma parcela significativa do mercado de veículos elétricos. Aproximadamente 90% dos motores de carros elétricos de hoje utilizam ímãs de neodímio devido à maior densidade de potência, reduzindo assim o seu volume, o que é essencial para os requisitos de espaço e peso dos veículos elétricos.

Nos três casos citados: I) aerogeradores; II) motores elétricos para mobilidade; e III) indústria (força motriz estacionária), a função dos ímãs permanentes é a mesma: produzir campo magnético de elevada intensidade, a partir do menor volume de material fonte. E nesse sentido, o gráfico mostra que o Neodímio-Ferro-Boro [NdFeB] apresenta produto energético de 60 Mega-Gauss Oersteds (MGOe), sendo o seu melhor concorrente o Samário-Cobalto [SmCo], que com o mesmo volume de material produz praticamente a metade do campo produzido pelo NdFeB.

Destaca-se que as barras na parte superior esquerda da figura indicam de forma visual o volume de material necessário para produzir a mesma intensidade de campo magnético.

Outras observações relevantes sobre a disponibilidade, acesso, uso e descarte de ímãs permanentes que utilizam neodímio são fundamentais, tanto para a indústria quanto para a formulação de estratégias de desenvolvimento regionais e globais. A produção dos ímãs permanentes causa impactos ambientais significativos ao longo

do tempo. As etapas de extração e processamento desses minerais são intensivas em energia e resultam em altas emissões de gases de efeito estufa, além de perturbarem os ecossistemas locais com problemas como erosão do solo, contaminação da água e destruição de habitats naturais.

Além destes impactos ambientais, a falta de rotas de reciclagem ou possibilidades de reuso para os ímãs permanentes de terras raras pioram significativamente a sua pegada ecológica. Questões de natureza técnica também são fatores importantes a serem analisados. A temperatura de Curie pode ser facilmente superada por alguma condição adversa na utilização do motor, por exemplo. Pulsos de corrente elevada também podem levar à desmagnetização dos ímãs, como por exemplo, em um eventual curto-circuito interno na máquina. Estes casos podem levar à inutilização da máquina com elevados custos de reposição.

Um outro aspecto bastante relevante é a concentração da produção de ímãs de terras raras na China, que detém cerca de 90% da capacidade de produção global. Deste modo, existe uma tensão geopolítica sobretudo no ocidente, acerca da dependência chinesa nesse aspecto. Já no início da década passada a China impôs sobretaxas à exportação dos ímãs de NeFeB buscando o estímulo à exportação de máquinas prontas, o que é interessante para a economia doméstica chinesa. Essa situação ensejou uma resposta dos países ocidentais que procuraram estimular a pesquisa de máquinas elétricas de alta eficiência que não usem ímãs de terras raras. Pode-se destacar ações da União Européia, do Japão e dos Estados Unidos, na busca por motores elétricos de alta eficiência “livre” de metais de terras-raras.

No Brasil, foram mapeados grandes depósitos de minerais de terras-raras em locais como Araxá-MG, Serra Verde-GO, Catalão-GO e Pitinga-AM. As ocorrências brasileiras de terrasraras são predominantemente de monazita, que contém uma alta concentração de terras-raras leves, como neodímio e praseodímio, enquanto em Pitinga-AM se encontram quantidades maiores de terras-raras pesadas, como o disprósio. Essas descobertas são importantes para o desenvolvimento de políticas e estratégias que possam mitigar os impactos negativos e maximizar os benefícios da exploração desses recursos.

Dessa forma, a transição energética para fontes e usos finais mais sustentáveis é um processo complexo, demorado e desafiador, entrelaçado com questões geopolíticas profundas que se assemelham às dinâmicas observadas nos mercados de produtores de petróleo. Essa transição não apenas depende da disponibilidade de questões tecnológicas, mas do desenvolvimento de infraestruturas adequadas, e está profundamente influenciada pelas relações políticas e econômicas globais, especialmente em relação aos países detentores das terras-raras.

DPS classe I de 12,5 kA, 25 kA ou 50 kA, qual devo escolher?

José Barbosa é engenheiro eletricista, relator do GT-3 da Comissão de Estudos CE: 03:064.010 - Proteção contra descargas atmosféricas da ABNT / Cobei responsável pela NBR5419. | www.eletrica.app.br

Acoluna anterior mostrou que um dispositivo de proteção contra surtos (DPS) classe I é obrigatório quando há um sistema de proteção contra descargas atmosféricas (SPDA) instalado ou a necessidade foi estabelecida na análise de risco, conforme NBR 5419. Além disso, apresentou que um DPS classe I é testado na forma de onda 10/350µs, como definir sua tecnologia (varistor ou centelhador) e o parâmetro U p .

Nesta trataremos da definição do parâmetro corrente impulsiva (I imp).

O parâmetro Iimp na etiqueta do DPS, conforme exemplificado na Figura 1, é um dos indicativos de que ele pertence à classe I. Quando a representação do DPS inclui apenas o parâmetro In, trata-se de um DPS classe II, e não é adequado para ser utilizado na entrada da linha elétrica quando há um SPDA ou quando a análise de risco determina a necessidade de um DPS classe I. Tipicamente, o parâmetro Iimp é acompanhado da indicação 'T1' ou da expressão '10/350', que também indicam que o DPS pertence à classe I.

O valor adequado do parâmetro Iimp do DPS classe I deve ser definido através do cálculo da corrente impulsiva esperada no condutor da linha elétrica considerada. Essa corrente impulsiva dependerá da fonte de dano S1 – descarga direta na estrutura – ou S3 – descarga direta na linha. As descargas S1 e S3 são definidas pela NBR 5419 em três valores que são associadas ao nível de proteção

(NP) definidos na análise de risco, conforme Parte 2 desta Norma. Isso leva ao entendimento que é impossível definir o valor do parâmetro Iimp do DPS sem a realização da análise de risco.

No caso da necessidade ou existência de um SPDA, o NP que irá definir a corrente Iimp deve, no mínimo, ser igual ao NP do SPDA. Se não houver SPDA, mas a análise de risco definir a necessidade de DPS classe I nas entradas das linhas elétricas, o NP será definido no controle do risco de perda nessa análise.

Figura 2 – Trecho da Tabela 3 da Parte 1 da ABNT NBR 5419

Na tabela 3 da Parte 1 da ABNT NBR 5419, conforme figura 2, há os valores de corrente impulsiva do primeiro impulso positivo que deverão ser utilizados, em função de NP, como a corrente total injetada na estrutura (S1) que após as divisões a saber, resultarão no valor de corrente (Iimp) que sobrarão para o DPS classe I.

A divisão da corrente impulsiva total (S1) é estabelecida por dois métodos apresentados na Parte 1 da NBR 5419. O mais simples e conservador, resultando em um valor mais seguro, no caso da linha de energia, consiste na divisão da corrente total (100%) pela metade. A corrente total injetada na captação do SPDA é conduzida pelas descidas até o eletrodo de aterramento. Nesse ponto, uma das metades (50%), será injetada no solo e a outra irá percorrer o caminho pelo do eletrodo de aterramento, passando pelo BEP – barramento de equipotencialização principal - conduzido pelo DPS e, por fim, a saída da estrutura pela linha elétrica que chega, conforme figura 3.

Figura 1 – Representação típica em um DPS classe I

conduzirá 50kA de corrente impulsiva para fora da estrutura. Portanto, o DPS nesse caso, responsável pela ligação equipotencial indireta no condutor fase, deve ter uma corrente Iimp ≥ 50kA especificada em sua configuração. Por outro lado, se o SPDA for NP IV (S1 = 100kA) e a linha for composta por cinco condutores (trifásico: 3 fases + neutro + PE), a corrente impulsiva por condutor será de 20% da corrente total. Isso resultará em uma corrente impulsiva por condutor e DPS de Iimp ≥ 12,5kA.

Para o caso de S3 – descarga direta na linha –, a tabela E.1 da Parte 1 da ABNT NBR 5419 estabelece os valores de corrente impulsiva (Iimp) por condutor e, por consequência, do DPS, em função do NP, como mostrado na figura 4. Esses valores são aplicáveis quando a descarga atmosférica atinge o último poste da linha próximo ao consumidor e a linha é composta por vários condutores (3 fases + PE).

3 – Divisão de corrente no DPS na entrada da linha de energia

Metade da corrente que passará pelo DPS pode ser distribuída entre os condutores que compõem a linha elétrica de forma conservadora. Se a linha consistir em dois condutores (monofásico: fase e PEN), cada condutor conduzirá 25% do total injetado na estrutura (S1) para fora dela. Por exemplo, se a análise de risco exigir um SPDA com NP I e uma corrente total de 200kA, cada condutor

4 – Trecho da Tabela E.2 da Parte 1 da ABNT NBR 5419

Especificar a corrente impulsiva Iimp do DPS classe I é mais uma etapa crucial na definição de seus parâmetros. Continue acompanhando esta coluna para avançar na especificação dos demais parâmetros necessários para uma adequada configuração de um DPS classe I.

Figura

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Fonte S1

Fundamentos da Remuneração Regulatória e Contratos de Concessão: uma Introdução e sua

Relevância na Gestão de Ativos

Parte 1/2

Caio Huais é engenheiro industrial, especialista em Engenharia Elétrica e Automação com MBA em engenharia de manutenção e gestão de negócios. Atualmente, ocupa posição de gerente corporativo de manutenção no Grupo Equatorial, respondendo pelo desempenho da Alta Tensão de 7 concessionárias do Brasil.

Por Caio Huais e Bruno Oliveira*

Oatual cenário do setor elétrico brasileiro é marcado por uma série de acontecimentos de grande relevância e complexidade. Desde a recente busca do Governo Federal por modicidade tarifária, por meio de Medida Provisória, aos moldes de 2013 com o então Governo Dilma Rousseff, até os desafios enfrentados por grandes concessionárias, como multas e investigações parlamentares sob as suas áreas de concessão, o setor está em constante transformação. Além disso, é preciso considerar o marco histórico alcançado pela Geração Distribuída (GD) com a instalação de mais de 28 Gigawatts (GW) de potência em mais de 3,5 milhões de unidades consumidoras, refletindo uma significativa evolução no panorama energético nacional.

Além das constantes evoluções tecnológicas e do cenário de agitação política, é indiscutível a importância da manutenção dos ativos elétricos para a sustentabilidade e eficiência operacional das concessionárias. A gestão eficiente da Base de Remuneração Regulatória (BRR) depende diretamente da integridade e disponibilidade desses ativos, que compõem a infraestrutura essencial para a prestação dos serviços de energia elétrica. A falta de investimentos em manutenção pode comprometer não apenas a qualidade e confiabilidade do fornecimento de energia, mas também a própria base sobre a qual são calculadas as tarifas.

Neste complexo e turbulento cenário, é fundamental o profissional do setor elétrico, em especial aqueles relacionados às distribuidoras de energia, entender como as concessionárias se estruturam sob a ótica dos contratos de concessão e da Base de Remuneração Regulatória (BRR). Neste sentido, trazemos conceitos introdutórios do tema.

As concessões são estabelecidas para criar um ambiente regulado que é benéfico para todos os agentes econômicos (por exemplo, Governo, órgãos reguladores, consumidores, concessionárias)

permitindo operação eficiente desses monopólios naturais, garantindo que os serviços essenciais de energia elétrica sejam prestados de forma adequada e acessível a todos os consumidores.

De maneira contínua, o Governo e os órgãos reguladores exercem controle sobre as concessionárias para proteger os interesses dos consumidores, promover a concorrência justa e assegurar a qualidade e a confiabilidade dos serviços prestados.

Nesta ótica, as concessões são oportunidades de negócio estável e de longo prazo, com a segurança jurídica proporcionada pelos contratos de concessão e os diversos regramentos previamente estabelecidos pelo agente regulador. Além disso, o modelo de concessão estimula os investimentos em infraestrutura elétrica, promovendo o desenvolvimento econômico e a modernização do setor.

Historicamente, as concessões no Setor Elétrico brasileiro apresentam não apenas avanços, mas também desafios e contradições. Embora as primeiras iniciativas tenham contribuído para o desenvolvimento inicial da infraestrutura energética do país, muitas vezes foram marcadas por monopólios naturais com práticas pouco transparentes. Com o tempo, a centralização do controle por parte do Governo Federal levantou questões sobre a eficiência e a capacidade de adaptação do setor às demandas em constante evolução. Além disso, as reformas dos anos 1990, embora tenham introduzido elementos de competição e modernização, também foram acompanhadas por desafios significativos, como a falta de investimentos em infraestrutura e a fragmentação do setor. Portanto, uma análise crítica do histórico das concessões no setor elétrico brasileiro é essencial para compreender os caminhos percorridos e os obstáculos enfrentados em busca de um sistema energético mais justo, eficiente e sustentável.

Assim, são firmados os contratos de concessão do Setor Elétrico brasileiro, entre União e grupos econômicos privados, mas também com companhias estatais, PPPs (Parceria Público-Privada), cooperativas e outros. Os contratos de concessão são acordos estabelecidos para a prestação de um serviço público ou exploração de uma atividade econômica de interesse coletivo. No Setor Elétrico, esses contratos, que geralmente têm um prazo determinado durante o qual a concessionária opera sob regulação governamental e é responsável pelo cumprimento de diversas exigências técnicas, econômicas, sociais e ambientais estipuladas pelo Poder Concedente, regulam a concessão de direitos de exploração e operação de instalações e serviços de geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, que

estabelecem as condições para a prestação desses serviços, incluindo obrigações, prazos, metas, tarifas, investimentos necessários e outros aspectos relevantes para garantir a qualidade, segurança e eficiência do fornecimento de energia elétrica aos consumidores.

Para os consumidores, as concessões significam acesso confiável à energia elétrica, com preços regulados e proteção garantida. Isso contribui para o bem-estar social, facilitando o acesso a serviços essenciais e impulsionando o crescimento econômico em todo o país. Em resumo, as concessões são essenciais para garantir o funcionamento eficiente e sustentável do Setor Elétrico no Brasil.

Os contratos de concessão estabelecem as bases para a formação dos preços praticados no setor elétrico. Geralmente, esses contratos preveem um regime tarifário que pode incluir diferentes mecanismos de determinação de preços, como tarifas reguladas, preços de energia definidos em leilões ou mercado livre, entre outros. As tarifas reguladas são frequentemente utilizadas em serviços de distribuição de energia elétrica, em que os preços são estabelecidos pela agência reguladora com base em critérios como custos operacionais, investimentos necessários, qualidade do serviço, e retorno adequado sobre o capital investido pela concessionária. Em outros casos, como na geração e transmissão de energia elétrica, os preços podem ser determinados por meio de contratos de fornecimento de energia em leilões realizados pelo governo ou pelo mercado livre, onde os preços são estabelecidos pela oferta e demanda de energia elétrica. Esses mecanismos visam garantir a sanidade econômica do setor e proporcionar equilíbrio econômico-financeiro entre os interesses dos consumidores e das empresas concessionárias.

De tal modo, as concessões desempenham um papel fundamental no Setor Elétrico brasileiro, proporcionando um ambiente regulado para a prestação de um serviço essencial. Ao longo da história, esses contratos evoluíram para atender às necessidades do mercado, garantindo investimentos em infraestrutura, modernização e expansão da rede elétrica, sendo condição sine qua non para seu sucesso, que esses processos sejam conduzidos de forma transparente, com a participação ativa dos órgãos reguladores e da sociedade civil, visando sempre o interesse público e o desenvolvimento sustentável do país. Os ciclos tarifários e a BRR, por sua vez, são instrumentos importantes para regular os preços da energia elétrica, garantindo o equilíbrio econômicofinanceiro das concessionárias e a modicidade tarifária para os consumidores.

*Bruno Oliveira é graduado em Administração, Processos Gerenciais e Contabilidade, além de possuir MBAs em Finanças Corporativas e Gestão de Pessoas. Atua como gestor de BRR há mais de uma década e, atualmente, ocupa o cargo de Executivo de Base de Remuneração Regulatória no Grupo Equatorial.

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