Revista O Setor Elétrico Ed. 205 (Setembro)

HIDROGÊNIO VERDE: A GRANDE APOSTA GLOBAL PARA A

TRANSIÇÃO ENERGÉTICA

Em posição privilegiada, especialistas apostam que o hidrogênio verde poderá ser um divisor de águas para a descarbonização de diversos setores da economia brasileira

ARTIGO TÉCNICO: INSPEÇÃO EM LINHAS DE TRANSMISSÃO

COM MAIS DE 1.600 PARTICIPANTES, CINASE RECIFE SE CONSOLIDA COMO O MAIOR EVENTO DO SETOR NO NE REALIZADO NO CENTRO DE EVENTOS DE

atitude@atitudeeditorial.com.br

Diretores

Diretores

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

Adolfo Vaiser

Simone Vaiser

Editor - MTB - 0014038/DF

Edmilson Freitas - edmilson@atitudeeditorial.com.br

4 Editorial

Curtailment: como os data centers podem ajudar a solucionar desafios das renováveis no Nordeste

8 Cobertura especial

Com mais de 1.600 participantes, CINASE Recife se consolida como o maior evento do setor no NE

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

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

Reportagem

Administração

Matheus de Paula - matheus@atitudeeditorial.com.br

Roberta Nayumi administrativo@atitudeeditorial.com.br

Assistente de circulação, pesquisa e eventos 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

Fascículos

16 Transição Energética e ESG

24 Transformação digital no setor elétrico

28 Digitalização de subestações e energias renováveis

36 Perdas energéticas em GTD

42 Por Dentro das Normas

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

Reportagem

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

Fernanda Pacheco - fernanda@atitudeeditorial.com.br

Assistente Administrativa

Maria Elisa Vaiser - mariaelisa@atitudeeditorial.com.br

Publicidade

Publicidade

Diretor comercial

Diretor comercial

Administração

Adolfo Vaiser

Roberta Mayumi - administrativo@atitudeeditorial.com.br

Comercial

Contato publicitário

46 Espaço Abradee

Prêmio Abradee 2024 é celebrado com menção honrosa por Saúde e Segurança e homenagem a eletricistas

48 Espaço Aterramento

Willyan Santiago - willyan@atitudeeditorial.com.br

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

Direção de arte e produção

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

Aterramento e Seccionamento Elétrico de Cercas

Leonardo Piva - atitude@leonardopiva.com.br

Leonardo Piva - atitude@leonardopiva.com.br

Diagramação

Colaboradores desta edição

Leonardo Piva - atitude@leonardopiva.com.br

Colaboradores da publicação:

50 Espaço Cigre-Brasil

CIGRE-Brasil: Pioneirismo e excelência no aprimoramento do setor elétrico nacional

52 Reportagem

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

Silva, Arnaldo José Pereira Rosentino Junior e Marcus Vinícius Borges

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.

Nivalde de Castro, Vitor Santos, Priscila Santos, Paulo Henrique Vieira Soares, Alexander Clasen Back, Joel David Melo Trujillo, Haroldo de Faria Junior e Edmarcio Antonio Belati, Aguinaldo Bizzo de Almeida, Paulo Barreto, Marcos Rogério, Paulo Edmundo Freire da Fonseca, Luis Felipe Guajardo Semensato, Frederico Carbonera Boschin, Cláudio Mardegan, Nunziante Graziano, Luciano Rosito, Roberval Bulgarelli, Daniel Bento, José Starosta, Danilo de Souza, José Barbosa e Caio Huais, Bruno Oliveira.

Hidrogênio verde: a grande aposta global para a transição energética

56 Artigo Técnico

Inspeção em linhas de transmissão

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

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.

64 Pesquisa Setorial

Distribuidores e revendedores de materiais elétricos

Colunas

66 Frederico Boschin - Conexão Regulatória

68 Cláudio Mardegan – Análise de Sistemas Elétricos

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.

Capa: istockphoto.com | Chirapriya Thanakonwirakit

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. 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.

Impressão - Referência Editora e Gráfica

Capa: istockphoto.com | WANAN YOSSINGKUM

Distribuição - Correios

Impressão - Gráfica Grafilar

Distribuição - Correios

70 Luciano Rosito – Iluminação Pública

72 Roberval Bulgarelli – Instalações EX

74 Daniel Bento – Redes Subterrâneas em Foco

75 Aguinaldo Bizzo – Segurança do Trabalho

76 José Barbosa – Proteção contra raios

Atitude Editorial Publicações Técnicas Ltda.

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

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

Atitude Editorial Publicações Técnicas Ltda. www.osetoreletrico.com.br atitude@atitudeeditorial.com.br Filiada à

Cep: 05017-040 – Perdizes – São Paulo (SP) Fone - (11) 98433-2788 www.osetoreletrico.com.br atitude@atitudeeditorial.com.br Filiada à

78 Nunziante Graziano – Quadros e painéis

80 José Starosta – Energia com Qualidade

82 Danilo de Souza – Energia, Ambiente & Sociedade

84 Caio Cezar Neiva Huais – Manutenção 4.0

Curtailment: como os data centers

podem ajudar a solucionar desafios das renováveis no Nordeste

Grandes consumidores de energia, os data centers, podem ser a chave para equacionar um dos grandes desafios enfrentados pelas fontes de energia renovável, em especial, eólica e solar, o chamado curtailment, que neste contexto, significa o desperdício de energia, quando a geração excede a demanda local ou quando há limitações na infraestrutura de transmissão para transportar essa energia para outras regiões.

Essa situação ocorre frequentemente no Nordeste, onde a capacidade de geração de energia eólica e solar é alta devido às condições climáticas favoráveis, mas a demanda local nem sempre acompanha a produção, e o sistema de transmissão pode não ser suficiente para escoar o excesso de energia para outros mercados.

Mas como os data centers podem contribuir com a solução do curtailment no Nordeste? Data centers são grandes consumidores de energia elétrica, em especial, nos últimos anos, dado o aumento da demanda por capacidade computacional para fazer frente ao aumento no tráfego de dados, que vem sendo fortemente influenciado pelo avanço da inteligência artificial generativa, que demanda um consumo muito maior de energia elétrica.

Diante desta demanda ascendente, o segmento de data centers enfrenta ainda dois grandes desafios: a redução dos gastos com energia elétrica e a necessidade de mitigação das mudanças climáticas, por meio da busca por fontes de energia renovável para alimentar seu consumo de eletricidade, que cresce, anualmente, cerca de 10%.

Com isso, porque não instalar os data centers em regiões com abundância de energia renovável, como o Nordeste brasileiro? É exatamente esse movimento que já vem ocorrendo no país, com a presença cada vez maior dessas empresas sendo alocadas nessas regiões de alta produção de energia eólica e solar dos estados da região Nordeste. Além de reduzir a dependência da transmissão de energia para longas distâncias, uma vez que a eletricidade pode ser consumida localmente, essas empresas atingem suas metas de sustentabilidade, ao mesmo tempo em que economizam com o custo da energia, oferecida em condições muito mais atrativas e barata, dada a proximidade com as fontes geradoras.

Ou seja, ao se instalarem próximo às fontes de geração de energia renovável, as empresas de data centers equacionam alguns dos seus maiores obstáculos, enquanto ajudam a solucionar um dos grandes gargalos para o setor elétrico brasileiro, que é a intermitências das fontes renováveis. Data centers têm a capacidade de ajustar o consumo de energia de acordo com a oferta disponível, utilizando técnicas de resposta à demanda. Eles podem operar com maior intensidade durante períodos de alta geração de energia renovável, evitando curtailment, e reduzir a demanda em momentos de menor oferta, contribuindo para a estabilidade da rede elétrica.

Outra possibilidade deste segmento é a capacidade de armazenamento, uma vez que os data centers podem ser integrados a tecnologias de armazenamento de energia, como baterias, para absorver e liberar energia conforme necessário. Isso é particularmente útil para lidar com a intermitência das fontes renováveis (eólica e solar), já que a energia armazenada pode ser utilizada quando a produção diminui.

Portanto, os data centers podem desempenhar um papel estratégico na solução do problema de curtailment, ajudando a maximizar o uso das fontes renováveis no Nordeste, contribuindo para a transição energética sustentável e também com o desenvolvimento regional, uma vez que a presença desses centros deverá atrair investimentos e gerar empregos no Nordeste brasileiro.

Boa leitura!

Edmilson Freitas edmilson@atitudeeditorial.com.br

Acompanhe nossas novidades pelas redes sociais:

Revista O Setor Elétrico @osetoreletrico

Revista O Setor Elétrico

Revista O Setor Elétrico

ENVIAMOS PARA TODO O BRASIL!

Com mais de 1.600 participantes, CINASE Recife se consolida como o maior evento do setor no NE

Realizado no Centro de Eventos de Pernambuco, a 46ª edição do Circuito Nacional do Setor Elétrico ocorreu entre os dias 14 e 15 de agosto

Cobertura

Transição energética, inovação, P&D, mobilidade elétrica, renováveis e ESG foram alguns dos temas centrais que mobilizaram mais de 1.600 congressistas e especialistas que participaram, entre os dias 14 e 15 de agosto, no Recife, da 46ª edição do Circuito Nacional do Setor Elétrico –CINASE Pernambuco. Assim como nas edições anteriores, realizadas em todas as regiões do país, a primeira edição do CINASE de 2024 foi um marco para o setor elétrico pernambucano, propiciando um ambiente altamente qualificado para troca de conhecimentos e networking, envolvendo os principais players da indústria da engenharia elétrica local e nacional, além de acadêmicos, autoridades e profissionais de todos setores de geração, transmissão, distribuição e instalações elétricas.

Anfitriã do evento, a Neoenergia marcou presença no CINASE PE com um estande voltado para os seus produtos de Pesquisa e Desenvolvimento. Nos painéis de debate, a distribuidora contou com a participação do Gerente Corporativo de P&D, José Antônio de Brito, que debateu o tema ‘Inovação Tecnológica no Setor Elétrico Brasileiro’. Abordando os desafios e os caminhos para o desenvolvimento do segmento elétrico brasileiro, o painel contou ainda com a participação da Secretária Adjunta da Secretaria de Inovação e Transição Energética da ANEEL, Carmen Silvia Sanches, do professor e engenheiro eletricista da UFPE, Leonardo Limongi, do Diretor Presidente do Instituto Avançado de Tecnologia e Inovação – IATI, Guilherme Cardim, e do Gerente de Planejamento e Inteligência de Mercado na ABRADEE, Lindemberg Reis.

O mercado de renováveis de Pernambuco ganhou destaque na programação e contou com ampla participação de técnicos e especialistas da Associação Pernambucana de Energias Renováveis, a APERENOVÁVEIS, incluindo o seu presidente, Rudinei Miranda. Nos debates, os especialistas ressaltaram a importância dessas fontes para a segurança energética brasileira e apontaram os desafios e oportunidades para a expansão das renováveis no país, em especial na região Nordeste, que possui diferenciais importantes, não só para a geração de energia solar, como também para a eólica.

Os desafios para uma transição energética voltada à diminuição da emissão de gases de efeito estufa, também foram amplamente abordados no evento. Para tratar do assunto, além da participação do Secretário Executivo de Energia do Governo de Pernambuco, Guilherme Sá, também foi convidado o Gerente de Relações Institucionais e Governamentais na Neoenergia, Rafael Motta.

Outro painel que tratou especificamente sobre a temática da ‘Mobilidade elétrica como vetor da transição energética’, contou com a participação da Gerente de Projetos de Inovação da CPFL Energia, Amanda Lopes Fernandes, dos professores da UFPE, José Castro e Davidson Marques, do Gerente de Inovação e Transição Energética Senai-PE, Phillip Mendonça, e do especialista em Redes Subterrâneas, Daniel Bento, que moderou o painel.

O SETOR ELÉTRICO, ESG E A INDÚSTRIA NO PERNAMBUCO

No segundo dia de debates, a pegada ESG ganhou destaque nos painéis e palestras do CINASE. Em sintonia com a demanda da sociedade por atividades econômicas cada vez mais sustentáveis e responsáveis com o planeta, o setor elétrico tem encabeçado uma série de iniciativas voltadas à sustentabilidade da indústria, que engloba toda a cadeia de produção dos segmentos de geração, transmissão e distribuição (GTD), além da área de instalações elétricas.

Com mais de 30 metas voltadas à temática ESG, a Especialista de Sustentabilidade na Neoenergia, Mirella Pessoa de Melo, afirmou que a empresa possui diversos mecanismos e estratégias voltadas ao atingimento das metas estabelecidas nos Objetivos de Desenvolvimento Sustentáveis (ODS), da Organização das Nações Unidas.

“A Neoenergia tem hoje em operação 44 parques eólicos, cinco geradoras hidroelétricas e dois parques solares. Há dois anos, inauguramos o primeiro parque do país que integra energia eólica com solar. Então, a nossa capacidade de geração de energia renovável hoje é de 88%. Isso integra o compromisso da empresa com a geração de energia renovável e sustentável, ampliando as possibilidades para todos os nossos clientes e consumidores, com forte impacto no nosso compromisso o ODS 7, que trata desse tema. Além disso, temos outras iniciativas, como investimentos no hidrogênio verde, que é uma aposta futura para a descarbonização. Para gerir essas ações, temos um comitê de sustentabilidade que é vinculado ao Conselho de Administração da Neoenergia, então todas as nossas decisões de investimentos, novos projetos e ações, passam por este comitê de sustentabilidade”, explicou.

O Diretor de Sustentabilidade do Complexo Industrial Portuário de Suape, Carlos Cavalcanti, também citou os esforços empreendidos no Complexo para o cumprimento das metas ODS.“A agenda ESG da Suape é muitodesafiadora porque além de ter que fazer otrabalho interno, dentro de umagovernançaestabelecidacomoComitêdeSustentabilidade,Conselho de Administração e o Comitê de Monitoramento, isso no que se refere aos desafios internos do Suape, também temos a missão de engajar as 85 empresas que estão instaladas dentro do complexo industrial e portuário, no sentido de colocarem metas ousadas e ambiciosas para enfrentar essas questões cruciais do nosso planeta. Além das metas globais, temos ainda desafios locais, como a questão do orçamento, metas que sejam realmente factíveis para baixarmos a emissão de gases de efeito estufa” , detalhou.

NEGÓCIOS E NETWORKING

Com32estandesdosprincipaisplayersdouniversodaengenhariaelétrica nacionaledePernambuco,aáreadeexposiçãodoCINASERecifecontoucom mais de quatro mil metros quadrados, abrigando o showroom de grandes marcascomo:Varixx,Magvatech,Weco,GrupoGimi,ABB,BorealFioseCabos, Brval Electrical, Chint, Clamper, Embrastec, Frontec, Itaipu Transformadores, Kraus & Naimer, Minuzzi, Romagnole, Maxbar, Neoenergia, Schneider Electric, Siemens, Sil Fios e Cabos, Trael Transformadores, Pextron, Tramontina Eletrik, WEG, Wöhner, Megatron, Condumax, Hitachi Energy, Tamura Brasil, Instituto O Setor Elétrico, APS Componentes, Kron e S&C Electric.

Com um público altamente qualificado, composto por profissionais e gestores do mercado de energia do Recife e região, os corredores da feira permaneceram cheios durante os dois dias do evento, oferecendo um

Cobertura

ambiente ideal para networking, negócios e muita interação entre os diversos segmentos do setor elétrico. “O CINASE Nordeste já é tradição. Tem uma boa participação do público, com forte adesão das principais instituições do setor, em especial, tivemos a participação da Neoenergia, que é uma parceira daTrael em P&D. Então, viemos para Recife com todo o nosso time e aproveitamos a oportunidade para fazer um encontro com todos os representantes do Nordeste. Hoje, com a tecnologia, a gente consegue manter um contato frequente, virtual, mas esses momentos presenciais são estratégicos para o fortalecimento das nossas relações com parceiros e clientes”, destacou o Gerente Comercial e Marketing da Trael Transformadores, Dimas Yamanaka. “O CINASE é um evento único! É um importante reconhecimento às capacidades locais, tanto é que tem o Prêmio O Setor Elétrico, que valoriza os pesquisados locais, como as universidades, institutos de tecnologia, fabricantes etc. Além disso, existem muitas palestras interessantes de profissionais e de fabricantes de equipamentos. Para a Neoenergia Pernambuco, foi uma excelente experiência. Certamente, estaremos em Brasília, até como um reconhecimento a este tipo de evento”, ressaltou o Gerente Corporativo de P&D da Neonergia, José Antônio de Brito. Estreante no CINASE, a Tamura Brasil foi para o evento com a missão de ampliar sua participação na região Nordeste, apresentando ao mercado seus produtos para áreas de baixa e média tensão. “Nosso objetivo em vir para o CINASE foi justamente mostrar a marca Tamura, apresentar a nossa empresa, nossa política, e com certeza, valeu muito a pena. O público que participou do evento foi muito qualificado, são pessoas voltadas para o ramo elétrico, que tem um interesse grande nos nossos produtos. Tenho certeza que virão muitos frutos positivos daqui”, destaca a Gestora

Comercial da empresa, Morgana Mara Kasmirski. Explorando todo o potencial do evento, a empresa realizou, no seu próprio estande, uma palestra muda sobre equipamentos de instrumentação, que contou com forte adesão entre os participantes da feira.

“Teve bastante participação de empreiteiras, instituições de ensino, da própria Neoenergia Pernambuco, que é de grande valia para nossos negócios. Eu diria que 80% dos participantes do evento são do setor elétrico, profissionais em busca de novas tecnologias, ou até mesmo, querendo conhecer novos produtos, à exemplo dos que estamos trazendo aqui para o CINASE”, afirmou André Ferreira, Engenheiro de Vendas na S&C Electric.

Parceiro de longas datas do CINASE, o Grupo Gimi ocupou um lugar de destaque na feira e destacou a qualificação do público do evento. “Vem muitas pessoas aqui sabendo o que é o negócio e querendo se aperfeiçoar. Técnicos, e até mesmo estudantes, que serão os profissionais do futuro, querendo entender mais sobre inovação e, no nosso caso, perguntaram muito sobre o barramento blindado, dentre outros produtos da Gimi”, detalha Marcelo Gamón, Gerente de Marketing da empresa.

“O CINASE Recife foi uma grata surpresa para a Schneider. Viemos com uma boa equipe para trazer bastante soluções, e ainda assim, diante das demandas que tivemos durante todo o evento no estande, faltou gente. Recife foi bem acertado, tivemos conversas bem ricas, muitas oportunidades surgiram aqui e estamos muito ansiosos para os próximos, que serão em Vitória e Brasília. São praças onde queremos ampliar nossa atuação e estamos com boas expectativas”, avalia o gerente de marketing da Schneider, Fábio Kawamuro.

Vencedores das cinco categorias do Prêmio OSE - edição PE

INOVAÇÃO TECNOLÓGICA

E-Lounge – Uma solução para o reabastecimento de veículos elétricos de frotas no BrasilProponente: José Filho da Costa

PRÊMIO O SETOR ELÉTRICO

Castro - EDP Brasil / IATI / ITEMM / MOURA

INSTALAÇÕES ELÉTRICAS INDUSTRIAIS E COMERCIAIS

Soluções de Suporte à Expansão da Infraestrutura de Recarga de Veículos Elétricos: Eletropostos Integrados à Tecnologia Nacional de Baterias (Chumbo-carbono) e Sistemas FotovoltaicosProponente: Amanda Lopes Fernandes - UFPE / CPFL ENERGIA / MOURA / ITEMM / IATI

PESQUISA & DESENVOLVIMENTO

Sistema de segurança do Eletricista/SSEProponente: Thiago Cazes - Fu2re Smart Solutions

Realizado em todas as edições do CINASE, o Prêmio O Setor Elétrico tem como objetivo reconhecer e dar visibilidade a projetos e iniciativas que apresentam soluções inovadoras para o setor elétrico brasileiro. Confira a seguir os vencedores dos projetos inscritos nas cinco categorias da premiação:

PROJETO LUMINOTÉCNICO

Iluminação cênica do Parque das Esculturas Francisco Brennandn - Proponente: Thiago de Souza Silva - Autarquia de Manutenção e Limpeza Urbana do Recife –EMLURB

ENERGIAS RENOVÁVEIS

Energias Renováveis – Aplicações Ambientalmente Sustentáveis da Mobilidade Elétrica para a Ilha de Fernando de Noronha –PD-000430087/2019 - Proponente: Victor Borba Lins - Neoenergia Pernambuco

HOMENAGENS

Na ocasião, também foram homenageadas lideranças e personalidades que são referências regionais do segmento elétrico, são elas:

SOLANGE RIBEIRO

É Vice-Presidente da Neoenergia, Vice- Chair United Nations Global Compact Board (UNGC). Presidente do Conselho de Administração do ONS, Vice-Presidente do Conselho de Administração da Associação Brasileira da Infraestrutura e Indústrias de Base, Conselheira do Conselho Empresarial Brasileiro para o Desenvolvimento Sustentável e empresas da Neoenergia. Graduada em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal de Pernambuco, Mestre pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro. Foi pesquisadora visitante do “Centre of Environmental Technology” do “Imperial College of Science, Technology and Medicine”, Londres.

FRANCISCO DE ASSIS DOS SANTOS NEVES

Possui graduação em Engenharia Elétrica pela UFPE (1984), mestrado em Engenharia Elétrica pela UFPE (1992) e doutorado em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal de Minas Gerais (1999). Trabalhou como pesquisador visitante no Georgia Institute of Technology, Atlanta, USA, durante o ano de 1999 (em doutorado sanduíche), e na Universidad de Alcalá, Madrid, Espanha, de fevereiro de 2008 a janeiro de 2009. Desde 1993, atua no Departamento de Engenharia Elétrica da Universidade Federal de Pernambuco, onde hoje é professor titular.

REIVE BARROS DOS SANTOS

É engenheiro eletricista. Foi secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia (MME). É graduado pela Escola Politécnica de Pernambuco, Mestre em Engenharia de Produção pela Universidade Federal de Pernambuco (UFPE), com linha de pesquisa em Gestão de Empreendimentos de Transmissão de Energia Elétrica e Especialista em Administração Estratégica. O ex-secretário da SPE consolida 36 anos de experiência profissional, com carreira desenvolvida em grandes empresas do setor elétrico na área de distribuição e transmissão. Antes de ser secretário da SPE do MME, esteve à frente da presidência da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e Diretor da ANEEL. É ex-Diretor de Engenharia da Chesf e, atualmente, é Diretor da Empresa Acropolis Energia, onde atua como consultor em Planejamento Energético.

EVERALDO FEITOSA

É presidente da empresa Eólica Tecnologia Ltda, criada há 25 ano. Possui graduação em Engenharia Mecânica pela UFPE. Mestrado em Engenharia Mecânica pela COPPE /Universidade Federal do Rio de Janeiro. Ph.D. em Engenharia Aeronáutica e Astronáutica pela Universidade de Southampton, Inglaterra. Vice-Presidente da WWEA World Wind Energy Association com sede em Bonn, Alemanha. Vice-Presidente do WWEI World Wind Energy Institute, com sede na Dinamarca. Membro do Conselho Editorial da revista científica “WIND ENERGY”, Londres. Ex-Diretor Presidente do Centro Brasileiro de Energia Eólica. Ex-Professor da Universidade Federal de Pernambuco na área de Energia Eólica e Dinâmica Estrutural. É professor visitante da Universidade de Manitoba, no Canadá, e do DTI Danish Technical Institute, na Dinamarca.

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 6

A função estratégica da distribuição de energia no novo contexto da transição energética

Por

Nivalde de Castro e Vitor Santos

INTRODUÇÃO

O segmento de distribuição de energia elétrica, sob a égide das concessionárias distribuidoras, possui uma relevância crescente, pois é responsável pelos investimentos necessários e imprescindíveis para garantir que o insumo “energia elétrica”, cada vez mais essencial à vida moderna, possa chegar aos milhares e diferentes consumidores de um país de dimensão continental como o Brasil. Por isso, as distribuidoras são de grande importância estratégica, mas enfrentam desafios econômicos e tecnológicos instigantes e que precisam ser vencidos.

Além da função primordial de fornecer energia elétrica à sociedade, o segmento de distribuição desempenha outra função essencial: ser o caixa de entrada da cadeia de valor do Setor Elétrico Brasileiro (SEB), inclusive responsável pela arrecadação de impostos, encargos e subsídios cruzados, assim como da remuneração das centenas de concessionárias de geração e transmissão de energia elétrica.

Outro vetor ainda mais relevante é que será, no espaço físico das redes de distribuição, onde cada vez mais a dinâmica do processo de transição energética ocorrerá, em razão de duas questões. A primeira está relacionada ao cenário de crescimento da eletrificação de fontes renováveis, dinâmica irreversível vinculada diretamente às metas mais exigentes de descarbonização. A segunda decorre do fato de que as redes elétricas estão sendo cada vez mais impactadas pela difusão de novas tecnologias relacionadas à transição energética, tais quais geração distribuída, mobilidade elétrica, digitalização dos processos e redes necessariamente inteligentes e resilientes para,

por um lado, dar suporte às inovações tecnológicas e, por outro, possibilitar o enfrentamento dos eventos climáticos extremos, como os ocorridos no Rio Grande do Sul e em São Paulo.

A partir deste primeiro e sintético enquadramento do papel estratégico do segmento de distribuição, deduz-se claramente a necessidade de investimentos crescentes que tendem a impactar o custo do uso das redes elétricas na composição final das tarifas. Essa tendência exige a revisão da política tarifária, em especial do peso desproporcional e irracional, do ponto de vista econômico, dos encargos e subsídios cruzados.

A fim de comprovar, qualificar e fundamentar este enquadramento analítico, deve-se examinar, mesmo que de forma sintética, a trajetória conceitual e efetiva, em escalada global, que permitiu que o segmento de distribuição atingisse o estatuto de inquestionável relevância e posição estratégica no setor elétrico.

1 - REGULAÇÃO, CONCESSÕES E MONOPÓLIOS NATURAIS

Uma rede de distribuição deve ser estruturada, do ponto de vista econômico, como um mercado industrial de monopólio natural, ou seja, deve ser operada somente por uma concessionária. Esse tipo de mercado se justifica pela natureza da energia elétrica, um bem público cuja prestação mais eficiente não é descentralizada e através de um mercado mais competitivo com vários agentes, uma vez que, desta forma, não oferece garantias de soluções eficientes e de custos menores, em razão do volume e do tipo de investimento na infraestrutura elétrica. É o que conceitualmente se classifica como indústria de rede e uma falha de mercado justifica a intervenção do Estado.

A solução normalmente adotada para resolver essa falha de mercado passa pela formalização de um contrato entre o Estado, o poder concedente, e a concessionária, no qual são definidos, de forma detalhada, minuciosa e objetiva, entre outros:

I - O prazo do contrato de concessão, considerando o período de amortização do investimento;

II - Os princípios que devem reger a remuneração dos serviços prestados pela concessionária, cuja aplicação é realizada pelas agências reguladoras, como é o caso da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), no Brasil, e da Entidade Reguladora do Setor de Energia (ERSE), em Portugal;

III - Diversos indicadores, como de qualidade do serviço, perdas não técnicas e situação econômica e financeira, que devem ser utilizados para avaliar o desempenho da concessionária;

IV - Os direitos e obrigações de cada uma das partes contratantes.

Além desses condicionantes, os contratos de concessão devem respeitar a legislação em vigor, visar o interesse público e respeitar os princípios da imparcialidade, da concorrência, da transparência e da não discriminação. Esses princípios, que são hoje consensuais a nível internacional e inclusive no Brasil, decorreram de um processo de aprofundamento e de melhoria contínua, que começou nos anos de 1990 com as reformas liberais do Reino Unido.

A racionalidade econômica que fundamenta as concessionárias no âmbito dos mercados liberalizados foi analisada e fundamentada conceitualmente em dois artigos publicados por Demsetz (1968)1 e Williamson (1976)2, que merecem ser examinados por quem desejar se aprofundar nessa análise econômica.

Observa-se que os operadores das redes de distribuição desenvolvem uma atividade multisserviços em que, a par da quantidade e dos preços, a qualidade de serviço e a redução das perdas nas redes são também indicadores muito relevantes. No atual contexto de transição energética, destacam-se, ainda, as inovações tecnológicas, incluindo a digitalização das redes e a atuação das distribuidoras como facilitador no desenvolvimento dos mecanismos de flexibilidade e na integração de novos atores (as comunidades de energia, os prossumidores e os agregadores), que tendem a se constituir, de forma crescente, em indicadores relevantes do desempenho das concessionárias.

Para além disso, os prazos das concessões de energia normalmente se prolongam por períodos muito longos, em média de 30 anos, quando pode, certamente, ocorrer mutações tecnológicas e alterações no funcionamento no setor elétrico que não poderiam ser antecipadas no momento da assinatura dos contratos de concessão. Portanto, esses contratos devem fixar as regras básicas da concessão, de natureza estrutural e atemporal, a serem complementadas pela regulação setorial e por políticas públicas, conforme reproduzido na

1 Demsetz, Harold (1968). Why Regulate Utilities? Journal of Law and Economics, vol. 11, pp. 55-65.

Figura 1. De tal forma, é possível garantir um ajuste às alterações que possam ocorrer no curto e médio prazo.

Figura 1 - As concessões da distribuição são um contrato “incompleto” / Fonte: Arquivo pessoal

A tríplice intervenção do Estado concedente3, do Estado promotor de políticas públicas e do regulador independente deve observar uma atribuição de funções que seja exaustiva, sem que exclua, também, a possibilidade de existirem sobreposições entre as três dimensões de intervenção do Estado. Nessa perspectiva, é desejável que a concessão não estabeleça regras que sejam da esfera das competências específicas do Estado promotor de políticas públicas e, sobretudo, do regulador setorial. Por exemplo, a remuneração da atividade de distribuição de energia elétrica é remetida integral e exclusivamente para a esfera de decisão do regulador.

Como se pode verificar na Figura 2, a estrutura do contrato de concessão é, quase sempre, muito enxuta e restringe-se aos seguintes aspetos:

I - Âmbito e prazo da concessão;

II - Direitos e obrigações do poder concedente e da concessionária;

III - Ação fiscalizadora da concessionária pelo regulador;

IV - Definição dos procedimentos relativos a suas alterações e extinção;

V - Garantias de cumprimento das obrigações e mecanismos de resolução de conflitos.

2 - O OPERADOR DA REDE DE DISTRIBUIÇÃO NO CONTEXTO DA LIBERALIZAÇÃO E DA TRANSIÇÃO ENERGÉTICA

As redes de distribuição de energia são, à escala global, um mosaico de experiências cuja diversidade é marcada pela história e reformas do setor elétrico (liberalização e transição elétrica) e, não menos importante, pelas suas especificidades.

Das redes locais isoladas que marcaram os primórdios da utilização da energia elétrica na iluminação pública dos centros urbanos ou

2 Williamson, Oliver (1976). Franchise Bidding for Natural Monopolies - In General and with Respect to CATV. Bell Journal of Economics, vol. 7, pp. 73-104.

3 Existem alguns países em que as distribuidoras detêm os ativos de distribuição e procedem a operação da rede com base em uma licença de exploração, como, por exemplo, Espanha e o Reino Unido.

Figura 2 - Estrutura dos contratos de concessão / Fonte: Arquivo pessoal

do fornecimento de energia aos consumidores industriais até a consolidação das redes elétricas nacionais e a criação de empresas públicas verticalmente integradas que se registaram, sobretudo, após a 2ª Guerra Mundial, o setor elétrico é protagonista de uma história que marcou decisivamente os atuais modelos de governança da atividade de distribuição de energia elétrica.

As reformas do setor elétrico também marcaram a evolução da distribuição de energia elétrica. O processo de liberalização do setor elétrico, que se iniciou durante a década de 1980, foi caracterizado pela separação das atividades contábil, funcional e legal e pelo acesso não discriminatório às redes, que muito influenciaram o modelo de negócio das concessionárias atuais. A transição energética, que teve uma aceleração decisiva após o Acordo de Paris de 2015, suscita novos desafios ao papel futuro das distribuidoras, conforme assinalado anteriormente.

Finalmente, a regulamentação da atividade de distribuição é, necessariamente, muito marcada pelas especificidades do setor elétrico, como, por exemplo, a preocupação com a segurança de abastecimento e, ainda, o fato de a energia elétrica ser um serviço público essencial com reflexos na coesão social, no acesso a um direito fundamental e na pobreza energética.

Nos anos 1990, concordou-se, mundialmente, a necessidade de promoção de reformas profundas no setor elétrico, embora progressivas e graduais, caracterizadas pelas seguintes dimensões:

I - A privatização dos antigos monopólios públicos acompanhada pela separação de atividades de geração, transmissão e distribuição (“unbundling”);

II - O acesso não discriminatório de terceiros às redes;

III - A construção de mercados organizados, com a institucionalização de novos agentes;

IV - A criação de agências reguladoras independentes com foco na proteção dos consumidores e nos segmentos de rede com a natureza de monopólios naturais.

A profunda reorganização do setor elétrico, baseado na existência de monopólios públicos verticalmente integrados, para um modelo de funcionamento focado na separação entre monopólios naturais (redes) e atividades potencialmente competitivas (geração e comercialização) buscou:

I - Garantir o acesso não discriminatório de terceiros às redes, bem como a regulação econômica eficiente dos monopólios naturais;

II - Introduzir novos instrumentos de mercado, que permitiram potenciar a concorrência nos segmentos competitivos das cadeias de valor (geração e comercialização).

No contexto das empresas verticalmente integradas, a função de distribuição de energia elétrica não era gerida por uma companhia, mas sim assegurada por uma das suas direções operacionais. O processo de separação contábil, funcional e legal tornou obrigatória a criação de empresas de distribuição reguladas, por serem monopólios naturais.

Ao contrário do que acontece no Brasil, nos países da União Europeia e no Reino Unido, a atividade produtiva da comercialização foi assumida por um novo agente, as comercializadoras. Por outro lado, os novos marcos regulatórios da liberalização estabeleceram regras claras sobre as funções do operador da rede de distribuição (ORD) e em relação às diferentes dimensões da separação das atividades, que visam evitar situações de conflito de interesses e criar condições propícias a decisões imparciais dos ORDs:

I - O processo de liberalização manteve as funções tradicionais do ORD: a) Planeamento e expansão das redes; b) Operação e manutenção das redes, visando o acesso irrestrito, a segurança de fornecimento, a qualidade de serviço, a gestão das perdas e o acesso transparente à informação.

II - O ORD não poderia desenvolver atividades relacionadas à geração ou comercialização de energia elétrica.

III - O ORD deve agir como um facilitador e seguir uma estrita neutralidade no acesso não discriminatório às redes por parte das comercializadoras e geradoras de energia elétrica.

IV - A função distribuição deve observar diferentes critérios de separação de atividades:

a) Separação contábil: em uma primeira fase do processo de liberalização, essa regra assegurava a manutenção de contas separadas para as atividades de distribuição;

b) Separação funcional: no caso de a distribuidora fazer parte do grupo econômico de uma empresa verticalmente integrada, os responsáveis pela gestão das funções de distribuição não podem participar de outras atividades de geração, transmissão ou comercialização de energia elétrica;

c) Separação legal: a distribuidora pode pertencer ao grupo econômico de empresas verticalmente integradas, mas deve exercer a sua atividade após o cumprimento das obrigações de separação jurídica ou legal;

d) Em alguns países, o ORD passou a ser uma empresa independente que não é detida ou operada por uma empresa verticalmente integrada.

Observa-se que a separação entre as atividades de distribuição e comercialização pressupõe que se proceda à criação de dois novos agentes, quais sejam, as comercializadoras de mercado e o comercializador regulado de último recurso. Nesse contexto, os consumidores podem escolher a sua comercializadora de mercado, com a qual celebram um contrato de fornecimento de energia elétrica com condições contratuais previamente definidas para um determinado prazo. Ao seu termo, o consumidor pode optar por negociar um novo contrato com a atual comercializadora ou optar por mudar para uma outra comercializadora que ofereça melhores condições contratuais.

O comercializador regulado de último recurso, por sua vez, fornece energia elétrica aos consumidores que ainda não transitaram para o mercado livre, mas assume diferentes configurações nos vários países da União Europeia.

A configuração do mercado elétrico já consolidada em inúmeros países da União Europeia, nos EUA e em outros países é um dos objetivos da política pública do SEB, que tem avançado de forma muito gradual, através da redução da régua do nível do consumo de energia elétrica para que um consumidor possa comprar energia no mercado livre. Assim, nota-se que este mercado está crescendo, em detrimento do mercado regulado.

O foco da intervenção pública nas redes de distribuição (políticas públicas, arquitetura da concessão e regulação setorial) tem duas preocupações centrais:

I - A criação de condições propícias para um funcionamento eficaz e eficiente das atividades de distribuição, com a fixação de tarifas eficientes de acesso, a garantia do acesso não discriminatório às redes, a promoção da prestação de serviço adequada, a redução das perdas de energia, a garantia de um adequado planeamento das redes, dentre outros temas;

4 Castro, Nivalde. Disponível em: https://valor.globo.com/opiniao/noticia/2024/04/23/o-papeldas-distribuidoras-na-transicao-energetica.ghtml . Acesso em 23 de abril de 2024. Castro, Nivalde; Rocha, Katia; Castro, Bianca. Disponível em: https://energia.aebroadcast.com. br/tabs/news/747/47754279. Acesso em: 08 de março 2024.

II - O avanço das reformas em curso visando a aceleração da transição energética, com impacto direto e indireto nas redes de distribuição, buscando a definição das funções da distribuidora do futuro, a criação de mecanismos de flexibilidade, a institucionalização de novos agentes (prossumidores e agregadores), a promoção da digitalização das redes (roll-out dos medidores inteligentes e investimento nas redes inteligentes) e a consolidação da resiliências das redes face aos eventos climáticos extremos.

Na dinâmica das reformas acima referidas, a divisão de tarefas entre o poder público e o regulador são muito claras. O poder público ou, em alguns casos, o Legislativo deve criar um arcabouço legal que defina os princípios, os objetivos e as grandes linhas da visão estratégica em relação à transição energética, enquanto o regulador setorial deve estabelecer um marco regulatório que permita concretizar com eficácia e eficiência a arquitetura conceitual definida na legislação em vigor.

3 - NOVO MARCO REGULATÓRIO: PRORROGAÇÃO DAS

CONCESSÕES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL

As profundas alterações dos paradigmas tecnológico e organizacional em curso no mundo e no SEB, referidos anteriormente, trazem uma relevante questão: qual deverá ser o papel mais abrangente das concessionárias de distribuição face ao novo contexto de transição energética e sob que condições contratuais?

Este tema ganhou muita atenção no SEB em razão do fim dos contratos de concessão assinados 30 anos atrás. Como resultado, foi publicado o Decreto nº 12.068/2024, a partir de proposta do Ministério de Minas e Energia (MME), previamente analisado pelo GESEL-UFRJ4 e considerado bem fundamentado e qualificado, configurando uma peça central de política pública setorial. Esse decreto irá permitir, induzir e viabilizar que os principais stakeholders que atuam direta e indiretamente no SEB possam formular cenários para seus planejamentos estratégicos e tomem decisões de investimento de longo prazo de maturação. A título ilustrativo, a seguir são analisados os principais pontos do novo decreto.

Uma análise geral e sintética constata claramente a consolidação de dois vetores estratégicos. O primeiro é a reafirmação do princípio da regulação por incentivos, o que significa, grosso modo, que são estabelecidas metas de desempenho para inúmeras variáveis. As distribuidoras que as superam, ganham e aquelas não conseguem atingi-las são penalizadas, eventualmente com multas. O decreto manteve os dois grupos de avaliação já adotados nos contratos atuais - qualidade de fornecimento e gestão econômico-financeira – e acrescentou mais dois - satisfação dos consumidores e nível de investimento. denota-se que a regulação por incentivos é adotada na maioria dos países, mantendo o alinhamento do Brasil em relação às experiências e práticas internacionais.

O segundo vetor é a manutenção do papel da ANEEL como órgão

de Estado, com as tradicionais responsabilidades de um regulador independente e apoiado em um corpo técnico muito qualificado, que irá regulamentar todos os objetivos e obrigações definidos no novo decreto. Esses dois elementos basilares do decreto reduzem ao mínimo os riscos de interferência política e promovem segurança jurídica aos novos contratos de concessão, o que é essencial para viabilizar os investimentos que se farão necessários e definidos pelas rotas da transição energética.

Como já referido anteriormente, as atividades de distribuição e comercialização no Brasil ainda são desenvolvidas de forma integrada pelo operador da rede de distribuição. Isto significa que, para além das intervenções no âmbito energético apresentadas, as preocupações de natureza social constituem também um vetor de intervenção relevante na atividade da distribuidora, valorizado no decreto nas seguintes dimensões:

I - Proteção dos consumidores, especialmente dos mais vulneráveis;

II - Garantia do acesso universal à energia limpa, segura e a preços módicos;

III - Mitigação dos impactos negativos da pobreza energética.

A emergência climática, a exemplo dos eventos extremos que ocorreram em São Paulo e no Rio Grande do Sul, é considerada no decreto com a previsão de investimentos em redes mais resiliente, exigindo planos específicos a serem regulados pela ANEEL A esse respeito, existem boas práticas regulatórias internacionais, como é o caso da regulação por incentivos introduzida, a título ilustrativo, pelo regulador de energia italiano, a ARERA, no período regulatório de 2016-2023, com destaque para três dimensões complementares:

I - Melhoria no planejamento das redes, a partir da qual o plano de investimentos na rede de distribuição deve incluir, obrigatoriamente, um plano de resiliência fundamentado em uma análise custo benefício;

II - Regulação por incentivo que prevê prêmios ou penalizações para as distribuidoras, em conformidade com o desempenho na execução do plano de resiliência;

III - Incentivo ao restabelecimento mais rápido em casos de interrupção prolongada, prevendo compensações a pagar pelas distribuidoras aos consumidores e outras medidas, como prêmios por disponibilidade de recursos antes da emissão do alerta meteorológico.

Nessa linha de ação regulatória, há também estímulos ao processo de digitalização, aderente à transição energética. Como exemplos ilustrativos dessa dinâmica marcante da digitalização, citam-se os mercados locais de flexibilidade, a utilização das redes inteligentes e das tecnologias de armazenamento para reduzir os curtailments e a utilização de carregadores inteligentes na mobilidade elétrica como um mecanismo adicional de flexibilidade de grande alcance.

Outra inovação regulatória de grande profundidade e dimensão trazida pelo decreto é a possibilidade de as distribuidoras solicitarem

autorização para aplicação de tarifas distintas, em função de “características técnicas, locacionais, de qualidade ou geográficos, em razão de particularidades das áreas de concessão, podendo abranger áreas de elevada complexidade ao combate às perdas não técnicas ou de elevada inadimplência” (art. 4º, XIII, “d” do Decreto nº 12.068/2024). Essa previsão é essencial para otimizar os investimentos, por exemplo, em redes resilientes e traz um cenário bem diferente para a busca de soluções inovadoras que visam superar as perdas não técnicas e a inadimplência, incluindo a aplicação de incentivos compatíveis com a capacidade de gestão. É uma posição muito importante e pertinente do MME, que dá à ANEEL a responsabilidade de regular e firmar planos e projetos com as concessionárias.

A penalização às concessionárias que apresentarem perda de qualidade nos serviços prestados ou desequilíbrio econômicofinanceiro com a limitação da distribuição de dividendos ou obrigação de aporte de recursos é outra inovação regulatória que merece atenção. Frente a tantas obrigações e mecanismos de controle existentes e ampliados na proposta do decreto, esse dispositivo deve ser repensado, por colocar em risco a harmonia regulatória, notadamente por conta de ter conflito com a regulação financeira. Por fim, destaca-se a relevância que o decreto atribui, em seu Capítulo V, à separação tarifária e contábil das atividades de distribuição e comercialização como uma trajetória consistente para a separação legal, visando a criação de comercializadoras que possam atuar como agentes ativos comprometidos com o desenvolvimento de um mercado varejista mais competitivo, tal como acontece atualmente nos países da União Europeia.

CONCLUSÕES

A transição energética em curso acelerado e irreversível determina e impõe desafios de diferentes graus e níveis de complexidade. As áreas geográficas atendidas pelas redes elétricas sob a responsabilidade das concessionárias de distribuição, caracterizada por ser uma atividade de monopólio natural, serão possivelmente o segmento da cadeia produtiva mais impactados pelas novas tecnologias derivadas diretamente do processo de descarbonização.

Portanto, serão necessários investimentos crescentes nas tecnologias relacionadas à transição energética e, em paralelo, inovações regulatórias que possam dar garantias para tais investimentos. Sob esse prisma analítico, o Brasil apresenta um cenário positivo e construtivo, tendo em vista a publicação do Decreto nº 12.068/2024, que, baseado em fundamentos consistentes de política pública setorial propostos pelo MME, mantém o princípio da regulação por incentivos e o papel essencial da ANEEL como responsável pela sua regulamentação, seguindo os procedimentos de transparência e participação da sociedade nesse processo.

*Vitor Santos é Professor Catedrático do Instituto de Economia de Gestão da Universidade de Lisboa (ISEG).

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 6

O Peão do jogo e a governança de dados na transformação digital

No jogo de xadrez, os peões têm um valor de um ponto. Embora sejam as peças de menor valor no tabuleiro, estão em maior número para cada jogador. Os peões representam os consumidores de energia, que a cada dia ganham força, avançando e gradualmente conquistando espaço no setor elétrico, em um setor, que até então, somente distribuidoras, geradoras e transmissoras, faziam parte do conjunto.

O movimento dos consumidores na inserção no setor elétrico começou de forma modesta, em meados dos anos 2000. Eram movimentos semelhantes aos de um aprendiz de xadrez, muitas vezes não bem calculados. O primeiro passo significativo ocorreu com o bug do milênio, que facilitou o acesso à informação através da internet, mesmo que ainda fosse por meio da rede discada.

O acesso à informação tornou-se mais fácil, permitindo um melhor entendimento das evoluções tecnológicas e de como outros países estavam avançando tecnicamente no setor elétrico. Isso inclui a compreensão de sistemas de falhas, geração de energia, confiabilidade da rede e precificação do kWh. Com a internet, consumidores e profissionais do setor passaram a ter acesso a uma vasta quantidade de dados e estudos de caso, possibilitando a comparação de práticas e a adoção de soluções mais eficientes. Além disso, a troca de informações entre países promoveu uma maior colaboração internacional, acelerando o desenvolvimento de tecnologias inovadoras e sustentáveis.

DE SIMPLES CONSUMIDORES A GERADORES DE ENERGIA.

Ninguém esperava que a singela jogada de um peão pudesse ser crucial para algumas peças no jogo de xadrez do setor elétrico. O movimento da geração de energia junto ao cliente, fez mudar os rumos de todo o sistema elétrico, impactando não apenas a infraestrutura, mas também as leis e os incentivos. Assim como no xadrez, onde um movimento estratégico pode alterar o curso do jogo, a inovação na geração de energia pode transformar o setor, promovendo avanços tecnológicos e um mercado competitivo.

No início dos projetos de geração distribuída (GD), em meados de 2010, a previsão era de que os altos custos de implementação de sistemas fotovoltaicos impediriam a expansão significativa dessa tecnologia. A expectativa era de que, se houvesse alguma adoção, seria mínima e restrita ao sistema de distribuição das concessionárias. No entanto, em 2024, essa previsão se mostrou equivocada. Hoje, já existem mais de 2 milhões de sistemas fotovoltaicos instalados, demonstrando uma adoção massiva e crescente. Esse crescimento reflete, não apenas a redução dos custos de instalação, mas também o aumento da conscientização sobre a importância das energias renováveis, atrelados aos valores de kWh pagos pelos clientes.

No jogo de xadrez, existe uma regra clara: é preciso prestar

atenção aos movimentos de cada peão. Se um peão alcançar a última casa do lado adversário, ele pode ser promovido a qualquer peça que tenha sido eliminada anteriormente. Essa regra ilustra a importância estratégica dos peões, que, apesar de parecerem insignificantes, têm o potencial de mudar o curso do jogo. Da mesma forma, no setor elétrico, pequenas iniciativas e avanços tecnológicos, que inicialmente podem parecer modestos, têm o poder de transformar o cenário.

Neste movimento de inovação e acesso à informação, os consumidores finais estão, não apenas gerando sua própria energia, mas também pensando em armazená-la. Além disso, muitos estão migrando de carros a combustão, para veículos elétricos. Em áreas rurais, a geração híbrida de energia, com os recursos existentes, está se tornando uma realidade. Alguns consumidores vão além, entendendo o valor do kWh em cada região e questionando por que alguns lugares têm tarifas mais altas, enquanto outros têm tarifas mais baixas. Esse comportamento reflete uma maior conscientização e engajamento dos consumidores, que estão se tornando agentes ativos na transformação do setor elétrico, impulsionando a adoção de tecnologias sustentáveis e pressionando por políticas mais justas e eficientes.

MERCADO LIVRE E GOVERNANÇA DE DADOS

À medida que as informações avançam, os consumidores finais começam a entender um novo mecanismo no setor elétrico: o mercado livre de energia. Esse mercado permite que os consumidores escolham seus fornecedores de energia, negociando diretamente preços, volumes e prazos. Essa liberdade de escolha promove uma maior competitividade e pode resultar em custos mais baixos e serviços mais eficientes.

Já se discute a abertura do mercado livre de energia para clientes residenciais, mas ainda há muitos desafios a serem superados. Não se trata apenas de questões de infraestrutura, mas também da governança de dados e segurança desses clientes. A principal preocupação é a privacidade e a segurança dos dados, especialmente porque algumas distribuidoras ou grupos de energia estão expandindo suas operações para o

mercado livre.

É essencial garantir que essas empresas não utilizem dados privilegiados para obter vantagens competitivas desleais. Além disso, precisa-se estabelecer uma regulamentação assertiva e robusta para proteger os consumidores e assegurar que todos os participantes do mercado livre de energia tenham as mesmas oportunidades e igualdade de condições.

A complexidade da governança de dados e do uso privilegiado torna-se evidente quando surgem questionamentos como:

• Quem será responsável pelos dados de 80 milhões de unidades consumidoras?

• Os dados do cliente são de propriedade de quem?

• Quem será responsável pela segurança desses dados?

• Como será feito o acesso das empresas que negociam no mercado livre de energia?

• Se houver vazamento de dados, quem será o responsável? E, em caso de prejuízo, como será feito o ressarcimento?

Essas questões são cruciais para a implementação eficaz

do mercado livre de energia. A governança de dados precisa ser robusta para garantir a privacidade e a segurança das informações dos consumidores. Além disso, é crucial garantir transparência e igualdade no acesso aos dados, para que nenhuma empresa com acesso privilegiado obtenha vantagens competitivas injustas. A regulamentação deve ser clara e rigorosa, estabelecendo responsabilidades e mecanismos de proteção ao consumidor. Somente assim, será possível criar um ambiente de mercado justo, eficiente e seguro para todos os participantes.

A TRANSFORMAÇÃO DIGITAL NA GOVERNANÇA DE DADOS

Nesse processo, a transformação digital do setor elétrico pode ganhar cada vez mais força através de mecanismos de segurança, Inteligência Artificial (IA) e Internet das Coisas (IoT). A implementação de tecnologias avançadas, como a IA, permite a análise de grandes volumes de dados em tempo real, identificando padrões e prevenindo possíveis falhas. A IA pode otimizar a gestão de energia, prever demandas e detectar anomalias, aumentando a eficiência e a confiabilidade do sistema.

A IoT, por sua vez, conecta dispositivos e sensores em toda a rede elétrica, proporcionando uma visão abrangente e detalhada

do consumo e da distribuição de energia. Isso facilita a tomada de decisões informadas e a implementação de soluções mais eficazes. A integração de IA e IoT permite uma governança de dados mais robusta, garantindo que as informações sejam precisas, seguras e acessíveis em tempo real.

Além disso, a geração de certificados de segurança, assegura a integridade e a confiabilidade das informações, promovendo um ambiente mais seguro para consumidores e empresas. Esses certificados ajudam a proteger contra fraudes e acessos não autorizados, aumentando a confiança no sistema elétrico.

Essas tecnologias não apenas aumentam a eficiência operacional, mas também fortalecem a confiança dos consumidores no sistema, impulsionando a adoção de novas tecnologias e práticas inovadoras. A transformação digital, impulsionada pela IA e IoT, é essencial para criar um setor elétrico mais sustentável, resiliente e preparado para os desafios futuros.

Para que uma governança de dados eficaz ocorra no setor elétrico, será necessário um desenvolvimento tecnológico significativo, não apenas em medidores de energia, mas também na gestão dos dados, na segurança e no desenvolvimento de novos protocolos de comunicação. A implementação de medidores inteligentes (smart meters) é fundamental, pois eles permitem a coleta de dados em tempo real sobre o consumo de energia, facilitando a análise e a tomada de decisões.

Além disso, a gestão eficiente desses dados requer sistemas avançados de armazenamento e processamento, capazes de lidar com grandes volumes de informações de maneira segura e confiável. A segurança dos dados é uma prioridade, e isso envolve a adoção de tecnologias de criptografia e autenticação robustas para proteger contra acessos não autorizados e ciberataques.

O desenvolvimento de novos protocolos de comunicação é igualmente crucial. Protocolos como o IoT permitem a integração de dispositivos e sensores em toda a rede elétrica, proporcionando uma visão abrangente e detalhada do sistema. Isso não apenas melhora a eficiência operacional, mas também aumenta a resiliência da rede, permitindo uma resposta rápida a falhas e interrupções.

Em resumo, a transformação digital no setor elétrico, impulsionada pela governança de dados, IA e IoT, é essencial para criar um sistema mais eficiente, seguro e sustentável. Esses avanços tecnológicos, não só melhoram a gestão e a segurança dos dados, como também promovem a inovação e a competitividade no setor.

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 6

Uma abordagem sobre o teste de desempenho em usinas fotovoltaicas

Por Paulo Henrique Vieira Soares e *Alexander Clasen Back

1 - INTRODUÇÃO

O teste de desempenho em usinas fotovoltaicas é essencial para garantir a qualidade e a eficiência operacional, assegurando que todos os componentes, como módulos solares e inversores, funcionem de acordo com as especificações do projeto e as obrigações contratuais. Esses testes são decisivos para a detecção de defeitos que possam afetar a performance da usina, sendo uma condição para a transferência oficial da responsabilidade do projeto da empresa de Engenharia, Suprimentos e Construção (EPC) para o proprietário. Para isso, o teste deve seguir as normas vigentes, incluindo regulamentações internacionais como a IEC 61724 e, no Brasil, a NBR 16274.

2 - CONTEXTUALIZAÇÃO

PR: O Performance Ratio (PR) é um indicador chave de desempenho para usinas fotovoltaicas, medindo a proporção entre a energia efetivamente gerada pela usina e a energia que seria gerada em condições ideais, sem perdas do sistema. Este coeficiente reflete a eficiência da planta na conversão da energia solar em elétrica. Importante ressaltar que o PR é específico para cada projeto e não permite comparações diretas com outros projetos ou mesmo comparações temporais dentro do mesmo projeto, visto que pode variar conforme o mês ou as condições climáticas. Uma ilustração do PR como um fator de proporcionalidade pode ser vista na figura 1.

Figura 1: Representação do Performance Ratio de uma usina fotovoltaica

EPI: O Energy Performance Index (EPI) é uma métrica que compara a produção real de energia de uma usina com a produção esperada, baseada em simulações de modelamento computacional do projeto conforme construído ("as built") e ajustada por condições ambientais reais, como irradiação solar e temperatura ambiente. Este índice também considera perdas mensuráveis e indisponibilidades registradas. O EPI é calculado pela razão entre a energia medida e a energia esperada (EPI = Emedida / Eesperada), onde valores iguais ou superiores a 1 indicam um desempenho conforme o esperado, enquanto valores inferiores a 1 sugerem desempenho insuficiente. Por ser uma métrica normalizada, o EPI facilita a compreensão e comunicação entre todas as partes envolvidas no teste, ajudando a prevenir conflitos. A figura 2 ilustra o EPI e as variáveis que são levadas em consideração.

A importância da certificação

Existem diversas razões para realizar testes de desempenho em usinas fotovoltaicas, destacando-se principalmente a segurança contratual (1) e a eficiência operacional (2):

1.1 - Garantia de Cumprimento: Os testes de desempenho asseguram que os parâmetros contratuais, essenciais para a viabilidade econômico-financeira do projeto, estão sendo atendidos. Isso é crucial para evitar disputas legais e financeiras entre a contratada (EPC) e a contratante (proprietária da usina).

1.2 – Aceitação Final: O teste é fundamental para a aceitação final do projeto, marcando o ponto em que a responsabilidade pela operação e manutenção da usina é oficialmente transferida para o proprietário, garantindo que o sistema esteja pronto para operar conforme o esperado.

2.1 - Identificação de Ineficiências: Os testes ajudam a identificar áreas em que a usina pode não estar operando de forma

otimizada, incluindo problemas com a configuração dos módulos, falhas nos inversores ou nos rastreadores solares.

2.2 - Otimização Futura: Os dados coletados durante os testes fornecem informações para futuras otimizações na operação e manutenção da usina, potencialmente melhorando sua eficiência e prolongando sua longevidade.

Boas práticas para realização do teste

Para assegurar a precisão e confiabilidade dos testes de desempenho, é fundamental aderir a normas e metodologias reconhecidas:

Normas IEC: A adoção de normas da Comissão Eletrotécnica Internacional (IEC), como a IEC 61724-1, é essencial para padronizar os métodos de medição, análise e comunicação do desempenho dos sistemas fotovoltaicos. Essas diretrizes fornecem instruções detalhadas sobre como conduzir medições precisas e sua correta interpretação.

Procedimentos Internos: É crucial seguir procedimentos operacionais detalhados conforme estabelecido nos documentos internos da empresa. Esses procedimentos devem abranger todas as etapas do teste, desde a preparação e instalação dos equipamentos até a análise de dados e elaboração do relatório final.

Simulações Energéticas: O uso de softwares de modelagem energética para realizar simulações baseadas em dados reais coletados é recomendado. Estas simulações ajudam a validar os resultados obtidos e a identificar áreas potenciais de melhoria.

Seguir essas normas e metodologias garante que os testes de desempenho sejam executados de forma consistente e confiável, proporcionando uma avaliação concisa do desempenho da planta fotovoltaica.

Figura 2: Representação do Energy Performance Index de uma usina fotovoltaica

3 - APLICAÇÃO

3.1 - AVALIAÇÃO DO DESEMPENHO

A seguir, descreve-se um roteiro mínimo para a realização do teste de desempenho em usinas fotovoltaicas, incluindo os resultados obtidos. Com uma duração estipulada de 30 dias, o teste é projetado para ser aplicado individualmente a cada usina fotovoltaica (UFV) do complexo, com notificações antecipadas de sete dias às partes interessadas.

Premissas:

• O período de teste deve ser de 30 dias contínuos, com as partes envolvidas (contratante e BOS - Balance of system) notificadas com pelo menos sete dias de antecedência.

• Cada UFV do complexo é testada individualmente, e os resultados obtidos não podem ser extrapolados para outras usinas.

Pré-requisitos:

• A UFV deve estar totalmente operacional e o comissionamento a quente finalizado.

• Uma revisão detalhada da documentação é necessária, juntamente com a limpeza dos módulos fotovoltaicos para garantir condições ideais de teste.

Métricas de Desempenho:

• Dia de Teste: Definido como o período que começa e termina a cada hora cheia ou a frações de quarto de hora, considerando dias válidos aqueles com irradiação solar superior a 600 W/m² por uma ou mais horas.

• Dias Perfeitos: Considerados como tais quando a irradiação é superior a 600 W/m² por quatro ou mais horas consecutivas.

• Ponto de medição: A energia é medida no ponto de medição para faturamento, integrada em intervalos de uma hora e expressa em kWh ou MWh.

• EPI: O desempenho é avaliado pelo Energy Performance Index, que compara a energia produzida pela usina com a energia esperada sob condições ideais.

Detalhes sobre pré-teste, modelo computacional, manutenções e intervenções, certificados, sistema SCADA, disponibilização dos dados e o relatório final podem ser encontrados no site da UFV (Universidade Federal de Viçosa) sob o título: “Uma avaliação sobre teste de desempenho em usinas fotovoltaicas de grande porte”.

Exclusão de Dados

Dados podem ser excluídos da análise somente devido à ocorrência de indisponibilidade forçada da rede de transmissão, indisponibilidade programada demandada pelo ONS ou outros eventos de força maior que impeçam a exportação da energia produzida pela usina por motivos que estão além da capacidade de intervenção das equipes de operação e manutenção.

Os resultados a seguir referem-se a uma UFV composta por 8 unidades geradoras, com capacidade total de 39,4 MW. A Tabela 1 apresenta, de forma sequencial, as seguintes informações: dias de coleta dos dados; temperatura média dos módulos fotovoltaicos (em °C); GHI - irradiância global no plano horizontal (em Wh/ m².dia); POA - irradiância no plano dos módulos (em Wh/m².dia); dias válidos; dias perfeitos; energia esperada (em kWh) e energia medida (em kWh).

3.1.1 - AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO – DIA 3

O dia de teste 3 é classificado como um dia bom, conforme indicado pela Tabela 1, com uma geração de energia de 327.652 kWh, excedendo a energia esperada de 323.657 kWh. A temperatura ambiente foi registrada em 30 °C, enquanto a temperatura dos módulos alcançou 46,4 °C, abaixo da temperatura esperada de 48 °C. A irradiância no plano dos módulos (POA) medida foi de 8.870 Wh/m².dia, superando a irradiância esperada de 8.492 Wh/m².dia. Conforme ilustrado na Figura 3 e descrito na tabela 2, observa-se déficits de geração em relação à energia esperada pelo modelo da UFV, especificamente -2.242 kWh às 7h, -1.203 kWh às 15h e -2.374 kWh às 17h. As perdas de geração no início e no final do dia podem ser atribuídas ao sombreamento dos módulos, geralmente causado por diferenças na altura de montagem dos rastreadores. A análise do Registro de Dados Operacionais (RDO) revela que o déficit matutino entre 7h00 e 7h59 foi causado por uma falha no inversor solar, que demandou rearme no local. Nos eventos da tarde, a falha no sistema de refrigeração do inversor foi identificada como a causa do primeiro déficit entre 15h00 e 15h59, e a mesma causa foi observada para o segundo período, de 17h00 às 17h59, também necessitando de rearme em campo.

Figura 3 - Desempenho Dia 3 (Energia medida - Esperada)

3.1.2 - AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO – DIA 10

O dia de teste 10 é classificado como um dia ruim, uma vez que a energia gerada, segundo a Tabela 1, foi de 189.172 kWh, abaixo da energia esperada de 197.495 kWh. A temperatura ambiente foi registrada em 28 °C, com a temperatura dos módulos alcançando os 39 °C esperados para o dia. A irradiância no plano dos módulos (POA) medida foi de 5.406 Wh/m².dia, superando a irradiância esperada de 4.969 Wh/m².dia.

Conforme indicado na Figura 4 e Tabela 3, o déficit de geração de energia totalizou -5.256 kWh ao longo do dia. Os déficits registrados das 7h00 às 7h59 e das 8h00 às 8h59 sugerem sombreamento nos módulos, geralmente causado por pequenas diferenças na altura de montagem dos rastreadores. Os déficits das 10h00 às 12h59 foram resultado de um desarme do disjuntor que alimenta o circuito eletrônico do sistema de rastreamento solar, fazendo com que os módulos permanecessem na posição de segurança (orientados para o Oeste). Após a substituição do disjuntor, a UFV superou as expectativas do modelo em 1.084 kWh entre 13h00 e 13h59. No entanto, um problema subsequente na rede de comunicação causou novos impactos negativos de -2.334 kWh e -601 kWh nas janelas de 14h00 às 14h59 e 15h00 às 15h59, respectivamente.

3.1.3 - AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO – DIA 15

Já o dia de teste 15 é classificado como um dia de atenção, pois a energia gerada, de acordo com a Tabela 1, foi de 304.651 kWh, levemente abaixo da expectativa de 304.906 kWh. A temperatura ambiente foi registrada em 31 °C, e tanto a temperatura medida quanto a esperada dos módulos foi de 48 °C. A irradiância no plano dos módulos (POA) medida alcançou 8.357 Wh/m².dia, superando a expectativa de 7.967 Wh/m².dia.

Conforme ilustrado na Figura 5 e Tabela 4, observa-se déficits de geração de energia no início e no final do dia, um padrão já anteriormente observado para esta UFV. Notavelmente, houve uma baixa performance entre 12h00 e 12h59, atribuída a uma limitação de potência (derating de Temperatura) pelo inversor solar, uma medida tomada para reduzir a temperatura interna do equipamento.

Tabela 2 - Sumário dia 3

Tabela 3 - Sumário dia 10

Tabela 4 - Sumário dia 15

Figura 4 - Desempenho Dia 10 (Energia medida - Esperada)

Figura 4 - Desempenho Dia 15 (Energia medida - Esperada)

3.2 - RESULTADO DO TESTE DE DESEMPENHO

O desempenho diário ao longo dos 30 dias de avaliação é apresentado na Figura 6 para um EPI de 1,02 %, levando em conta as incertezas associadas ao modelo (2,7%) e ao medidor de energia (0,1%). Para a aprovação da usina, é necessário que o somatório das barras na parte superior do gráfico seja maior ou igual ao somatório das barras inferiores.

Figura 6 – Desempenho no período

No histograma apresentado na Figura 7, observam-se 10 dias em que a geração de energia variou entre 244 kWh e 273 kWh, seguidos por 7 dias com valores entre 303 kWh e 333 kWh, todos localizados à direita do gráfico. Normalmente, a energia gerada é uma função diretamente correlacionada com a irradiância acumulada do dia. Conforme evidenciado na Tabela 1, a geração só ultrapassa os 300 kWh quando o GHI excede 6.000 Wh/m².dia.

Por fim, a Figura 8 ilustra a relação entre a energia gerada (eixo y, em kWh) e a irradiância (eixo x, em Wh/m².dia). Para este caso específico, observa-se que a energia gerada em condições normais pode ser representada por uma função linear de primeiro grau (y=47.53*x). Isso indica uma correlação forte entre a energia medida e a irradiância GHI, com um coeficiente de correlação R² superior a 0,99. Em termos práticos, para essa UFV durante os 30 dias de avaliação de desempenho, cada 1.000 Wh/m² de irradiância diária resulta na geração de 47,53 kWh, ou 0,475 MWh.

4.0 - PRÓXIMOS ARTIGOS

O Artigo 7 abordará os desafios para operação e manutenção (O&M) de grandes usinas fotovoltaicas, explorando principalmente a análise da eficiência de inversores fotovoltaicos através da curva de potência.

*Alexander Clasen Back - Engenheiro eletricista formado pela UFSC (Florianópolis, 2006) e UNIFEI (Itajubá, 2010). Especialista em Energias Renováveis com 15 anos de experiência no desenvolvimento de projetos hidroelétricos, eólicos e solares de grande porte, junto a importantes players do setor. Coautor de seis Atlas eólicos e solares (BA, RS, PB e CE). Trabalha atualmente na Qair Brasil, onde desenvolve projetos eólicos, solares, BESS e H2/HN3. Imagens - Keli Antunes

Figura 8 – Energia medida versus Irradiância

Figura 7 – Histograma de Energia Gerada em kWh

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. A partir desta edição, teremos como mentor deste fascículo o engenheiro eletricista e professor adjunto da Universidade Federal do ABC, Joel David Melo Trujillo, que possui mestrado e doutorado em Engenharia Elétrica pela Universidade Estadual Paulista Júlio de Mesquita Filho.

Capítulo 6

Perdas técnicas e não técnicas em sistemas de transmissão e distribuição de energia elétrica - Parte 2/2

1 - INTRODUÇÃO

Este artigo apresenta a segunda parte da análise do tema de perdas elétricas nos sistemas de transmissão e distribuição de energia elétrica para a Revista O Setor Elétrico. Nesta parte, é feita uma apresentação dos métodos e procedimentos disponíveis atualmente para a redução das perdas elétricas em sistemas de potência. Apresentam-se exemplos de redução de perdas técnicas em um sistema de distribuição através de uma simulação computacional, destacando-se os resultados obtidos.

A eficiência na distribuição de energia elétrica é um fator crítico para garantir a sustentabilidade e a confiabilidade do sistema elétrico. As perdas técnicas na transmissão e na distribuição de energia são inerentes ao processo, resultando em desperdício de energia e aumento dos custos operacionais. Para mitigar essas perdas, diversas técnicas podem ser implementadas, cada uma com abordagens específicas e benefícios distintos. Este artigo apresenta uma análise de algumas formas de redução de perdas técnicas na distribuição, utilizando uma rede de distribuição de 33 barras como exemplo prático.

Os sistemas de distribuição operam de forma radial principalmente devido à sua simplicidade e custo mais baixo de construção e manutenção. A facilidade de manutenção é outra vantagem significativa, pois a localização e o isolamento de falhas são mais diretos. Sistemas radiais permitem a implementação de

dispositivos de proteção mais simples e eficientes, com melhor coordenação. Os sistemas de transmissão operam de forma malhada, de forma que algumas das técnicas de redução de perdas para redes de distribuição não são aplicadas nas redes de transmissão.

2. REDUÇÃO DE PERDAS ELÉTRICAS

As perdas de energia em uma rede elétrica podem ser calculadas como a diferença entre a energia injetada e a retirada dela. No sistema de transmissão, essas perdas são percentualmente menores do que na distribuição devido aos maiores níveis de tensão e menores correntes e são essencialmente técnicas. A seguir são listadas formas de mitigação de perdas técnicas em sistemas de energia elétrica.

• Reconfiguração ou mudança da topologia da rede elétrica.

• Operação da rede em níveis mais elevados de tensão, gerando correntes de magnitudes menores.

• Controle da tensão da rede para redução da carga elétrica. Como algumas cargas são dependentes da tensão do sistema, como motores e cargas resistivas, a redução do nível de tensão na carga pode reduzir o consumo de potência, levando a perdas menores. Essa tecnologia pode ser utilizada otimizando o posicionamento de transformadores com comutação automática de tap ou através da aplicação de tecnologias de otimização de tensão nos pontos de conexão das cargas.

Por Haroldo de Faria Junior* e Edmarcio Antonio Belati*

• Inclusão na rede de níveis adequados de Geração Distribuída (GD).

• A presença de harmônicos na rede aumenta o aquecimento em equipamentos e condutores, aumentando as perdas elétricas e problemas de qualidade de energia. Dessa forma, estratégias de redução de harmônicos na rede auxiliam na diminuição das perdas técnicas.

• Emprego de transformadores mais novos e eficientes.

• Troca dos condutores elétricos (recabeamento). Neste aspecto pode-se realizar a troca de condutores antigos por outros mais eficientes e largos para se reduzir a resistência elétrica e as perdas.

• Instalação de equipamentos de controle de potência reativa.

Devido ao acoplamento entre a potência reativa e o nível de tensão em sistemas de potência, vários equipamentos podem ser utilizados com a finalidade de otimizar o nível de tensão da rede e, consequentemente, reduzir as perdas elétricas. Pode-se utilizar, como exemplo, bancos de capacitores, bancos de reatores e compensadores estáticos da distribuição (DSTATCOM) com este objetivo.

• Balanceamento das fases do sistema. Um sistema trifásico desequilibrado apresenta perdas maiores devido à distribuição irregular do fluxo de potência pelas fases do sistema. O desequilíbrio também provoca a circulação de corrente no fio neutro, o que aumenta as perdas. Esse problema é menos pronunciado nos sistemas de transmissão devido à diversidade das cargas.

Projetados

• Instalação de sistemas de armazenamento de energia, como os BESS (Battery Energy Storage Systems), que podem ser utilizados para reduzir perdas na rede elétrica, armazenando o excesso de energia gerada durante períodos de baixa demanda e liberando-a durante os picos de consumo, melhorando a eficiência e minimizando as perdas de transmissão e distribuição. Em [1] é apresentada uma aplicação para redução das perdas.

• Manutenção regular de cabos e equipamentos.

• Implementação de programas de resposta à demanda. Esses programas oferecem incentivos aos consumidores da rede elétrica para reduzirem o seu consumo durante os horários de pico, quando as perdas são elevadas devido às altas correntes.

Os métodos de redução de perdas apresentados podem ser empregados principalmente em sistemas de distribuição, mas nem todos podem ser aplicados na rede de transmissão, devido às características específicas desta rede.

As perdas não técnicas na distribuição compreendem o furto (ligação clandestina, desvio direto da rede), fraudes (adulterações nos medidores e desvios), erros de processamento de dados medidos e erros de faturamento e medição. Essas perdas podem ser reduzidas principalmente através da utilização de medidores inteligentes, que facilitam a detecção de fraudes e apresentam maior precisão nas medidas. A análise de dados e os algoritmos de aprendizado de

225 a 8.000 kVA

Classe 15 kV: NBI 95 kV

Classe 24,2 kV: NBI 125 kV

Classe 36,2 kV: NBI 150 kV

Frequência: 60 Hz

Os transformadores Romagnole, atendem integralmente ao Programa Brasileiro de Etiquetagem - PBR, no que tange os requisitos da Portaria Interministerial nº 104 de 22 de março de 2013.

máquina podem ser usados para identificação de padrões anormais de consumo que indiquem perdas. A segmentação da rede também é um método válido para redução de perdas, pois permite um melhor controle e monitoramento dos trechos de sistema.

Alguns métodos de redução de perdas elétricas em sistemas de potência podem ser modelados matematicamente através de um problema de otimização quando se deseja obter a solução ótima. Os métodos de alocação de equipamentos, como GD e capacitores, e o método de reconfiguração da rede estão incluídos nesta classe de métodos. Neste tipo de problema, o objetivo é reduzir o valor de uma ou várias funções, atendendo a uma série de restrições formadas por equações e/ou inequações que envolvem as variáveis do problema, e que limitam o espaço de busca da solução ótima. Esses problemas apresentam uma natureza combinatória quando existem variáveis binárias no problema. Isso dificulta a obtenção da solução ótima e é o caso da reconfiguração de redes e alocação ótima de equipamentos. Pode-se utilizar algoritmos de otimização exatos de programação linear ou não linear e/ou algoritmos aproximados, como metaheurísticas, para se determinar a melhor solução do problema. As meta-heurísticas têm sido bastante utilizadas para solucionar problemas de otimização de dimensões elevadas. Como exemplo de meta-heurísticas podemos citar os algoritmos genéticos, busca tabu, evolução diferencial, entre outros. Neste artigo, demonstra-se como algumas técnicas de redução de perdas elétricas podem ser utilizadas, mas sem a preocupação com a obtenção da solução ótima. No trabalho apresentado em [3], os autores fazem uma revisão de trabalhos que empregam a reconfiguração de redes, a alocação de GD e a alocação de capacitores para a redução de perdas elétricas. O artigo apresentado em [4] revisa os estudos que utilizam os métodos de reconfiguração de redes e alocação dos equipamentos de GD, capacitores e DSTATCOM, usados de forma individual ou combinada. As técnicas de otimização utilizadas em cada estudo também são indicadas.

3 - SIMULAÇÃO DE TÉCNICAS PARA REDUÇÃO DE PERDAS

Para ilustrar a aplicação de técnicas de redução de perdas, uma rede de distribuição de 33 barras é utilizada. Mostra-se como cada método pode ser implementado e os impactos resultantes na redução das perdas técnicas. A análise inclui simulações e comparações dos resultados, destacando a eficácia e as vantagens de cada abordagem. A rede de 33 barras e 37 linhas opera com uma tensão nominal de 12,66 kV. Ela possui 32 chaves de interconexão normalmente fechadas e 5 chaves de interconexão abertas. Os dados do sistema podem ser obtidos no banco de dados do Matpower [2]. O modelo de linha utilizado é o modelo de linha curta, em que o efeito capacitivo é desprezado, resultando apenas na impedância série. A Figura 1 apresenta o diagrama unifilar do sistema, destacando as chaves abertas na configuração inicial. Verifica-se que na configuração inicial (caso base), as chaves abertas são a 33, 34, 35, 36 e 37. O sistema operando no caso base apresenta perdas ativas de 0,202677 MW e perdas reativas de 0,135141 Mvar.

1 – Sistema de 33 barras e 37 linhas

Apresentam-se a seguir algumas técnicas que foram empregadas e simuladas no sistema teste, para demonstrar a sua eficácia na redução das perdas elétricas em relação ao caso base do sistema de 33 barras. Os resultados obtidos pela aplicação de cada uma das técnicas estão apresentados na Tabela 1.

3.1 Recabeamento da Rede

O recabeamento da rede envolve a substituição ou atualização dos cabos existentes por condutores com menor resistência elétrica. Este método reduz as perdas ôhmicas, que são proporcionais à resistência dos cabos e ao quadrado da corrente elétrica. Os parâmetros envolvidos no modelo de linha utilizado neste estudo são a resistência e a reatância indutiva. A resistência de um cabo é determinada pelo material condutor (cobre, alumínio etc.) e pela área da seção transversal. O cobre tem uma resistividade menor que o alumínio, o que resulta em menor resistência para um dado tamanho. A reatância indutiva depende da geometria do cabo, da disposição física dos condutores e da frequência da corrente. Devido a resistência do cabo ser o principal elemento relacionado com as perdas técnicas, uma simulação foi realizada considerando apenas a redução da resistência em 30%, simulando a troca dos condutores. Neste caso, as perdas ativas calculadas foram de 0,137516 MW. Comparando com o caso base, a redução foi de aproximadamente 32,15%.

Os custos de recabeamento de uma rede de distribuição variam amplamente, influenciados por fatores como o tipo e as especificações dos condutores (alumínio ou cobre), os custos de mão de obra e instalação, os equipamentos e ferramentas necessários, além das despesas com interrupções de serviço e licenças. Embora o recabeamento possa ser utilizado para minimizar perdas e aumentar a capacidade de transporte da rede, sua aplicação pode se tornar inviável devido aos altos custos envolvidos, necessitando, portanto, de uma análise aprofundada.

3.2 Alocação de Geração Distribuída

A alocação estratégica de GD permite a injeção de energia elétrica em pontos específicos da rede, reduzindo a necessidade de transportar energia por longas distâncias. A presença de GD próxima aos centros de carga pode minimizar as perdas de transmissão e distribuição, além de proporcionar maior confiabilidade e resiliência ao sistema. Ressalta-se, entretanto, que a presença de uma grande quantidade de GD na rede pode aumentar de maneira excessiva o fluxo de potência reverso, que flui dos geradores para os sistemas de distribuição e transmissão. Dessa forma, pode ocorrer um

Figura

aumento das perdas, ao invés da sua redução. Para se determinar a quantidade ótima de GD a ser inserida na rede, é necessário a definição de índices de desempenho, relacionados aos objetivos operacionais do SEP. Logo, o desempenho do sistema pode melhorar ou piorar após a conexão da GD. Uma deterioração do suprimento não é uma preocupação direta, desde que a qualidade permaneça dentro de níveis aceitáveis. Para cada índice de desempenho existe um limite que não deve ser ultrapassado. Na prática, muitos índices de desempenho são definidos de forma que valores menores correspondem a desempenhos melhores, como perdas elétricas e risco de sobrecarga. A Figura 2 ilustra como o índice de desempenho de perdas elétricas varia no sistema de distribuição em função da quantidade de GD presente na rede.

Considerando o sistema teste, a alocação de uma fonte de GD com capacidade de 2 MW na barra 10 reduz as perdas ativas para 0,1356 MW, proporcionando uma redução de 36,76%.

Vale destacar que a implantação GD na rede de distribuição envolve investimentos em equipamentos como painéis solares, turbinas eólicas e geradores de biomassa, além de custos com instalação e conexão à rede, incluindo mão de obra, infraestrutura e equipamentos de interconexão. Custos contínuos incluem manutenção, operação e conformidade regulatória. Empresas podem lucrar com a venda de energia para a rede, aproveitar incentivos fiscais, obter créditos de carbono e economizar com o autoconsumo. Além dos benefícios financeiros, a GD melhora a operação da rede ao reduzir perdas técnicas, aumentar a eficiência e fornecer uma fonte de energia complementar. A escolha estratégica do local de instalação da GD e sua capacidade é crucial para reduzir as perdas.

3.3 Alocação de Banco de Capacitores

Os bancos de capacitores são utilizados para compensar a potência reativa, melhorando o fator de potência e reduzindo

as perdas na rede elétrica. A alocação adequada de capacitores ao longo da rede de distribuição pode diminuir a corrente total demandada, resultando em menores perdas de energia e uma operação mais eficiente do sistema elétrico.

Adicionando-se na barra 15, 1 Mvar de potência reativa capacitiva, as perdas ativas são reduzidas em aproximadamente 8,7 %. O valor de perdas calculado ficou em 0,135141 MW.

A implantação de bancos de capacitores envolve um investimento inicial significativo, bem como custos contínuos de manutenção e operação. No entanto, os benefícios associados à melhoria do fator de potência, redução de perdas elétricas, estabilização da tensão e economia de energia geralmente superam os custos, resultando em um sistema elétrico mais eficiente, confiável e econômico. A análise de custo-benefício deve ser realizada com base nas condições específicas de cada sistema elétrico para determinar a viabilidade e o retorno esperado do investimento.

3.4 Reconfiguração da Rede

A reconfiguração da rede envolve a alteração da topologia radial da rede de distribuição através da abertura e fechamento de chaves seccionadoras de forma a se obter uma configuração com índice de perda menor. Esta técnica permite a redistribuição das cargas, equilibrando a corrente nas diversas seções da rede e minimizando as perdas. A reconfiguração pode ser realizada de forma periódica ou em tempo real, adaptando-se às condições operacionais e demandas de carga. A reconfiguração da rede de distribuição envolve custos em aquisição de equipamentos, como chaves seccionadoras, quando não estão disponíveis na rede. No entanto, os benefícios incluem redução de perdas técnicas, melhoria da confiabilidade, aumento da capacidade de atendimento, melhor integração de GD e melhoria da qualidade de energia. Uma análise detalhada de custo-benefício é essencial para determinar a viabilidade e a eficácia da reconfiguração da rede.

No caso teste, a rede a rede passando a operar com as chaves 7-9-14-32 e 37 abertas proporciona uma redução das perdas ativas de 31,15%, passando para 0,139551MW. A tabela 1 mostra o resultado.

3.5 Aumento da Tensão de Operação da Rede

Elevar a tensão de operação da rede é uma estratégia eficaz para reduzir as perdas técnicas. Ao aumentar a tensão, a corrente elétrica necessária para fornecer a mesma quantidade de potência é reduzida, o que, por sua vez, diminui as perdas ôhmicas. Esta técnica requer uma cuidadosa análise dos

Figura 2 – Variação das perdas em função da quantidade de GD

Casos Base

Capacitor

GD

Reconfiguração

Recabeamento

Aumento de tensão

Procedimento

Resistência de 70% do caso base 12,66 kV para 21 kV MW

1,0 MVar na barra 15

GD de 2,0 MW na barra 10

chaves abertas 7-9-14-32 e 37

equipamentos e a adequação da infraestrutura para suportar a nova tensão de operação.

Aumentando-se a tensão nominal de operação da rede teste de 12,66 kV para 21 kV, tem-se uma redução das perdas ativas de 66,86 %. Os resultados estão apresentados na Tabela 1.

Aumentar a tensão em redes de distribuição envolve custos significativos relacionados à atualização de equipamentos. No entanto, os benefícios obtidos, como a redução de perdas técnicas, aumento da capacidade de transmissão, melhoria da eficiência energética e da qualidade de energia, e vantagens econômicas à longo prazo, frequentemente superam os custos. Uma análise detalhada de custo-benefício específica para a rede em questão é essencial para determinar a viabilidade e a eficácia dessa mudança.

4.

CONCLUSÕES

Em um sistema elétrico de potência, a maior parte da potência gerada é transferida através de um sistema de transmissão até alcançar os consumidores no sistema de distribuição, que opera em níveis de tensão alta, média e baixa. As perdas elétricas na distribuição são mais elevadas do que na transmissão devido às baixas tensões, elevada relação R/X dos cabos e altas correntes. No entanto, a redução das perdas elétricas traz benefícios para todo o sistema. Esses benefícios são técnicos e econômicos e, por isso, vários métodos são utilizados e novos são pesquisados, para se conseguir reduzir as perdas totais. Através da utilização de uma rede teste, foram simuladas computacionalmente algumas técnicas de redução de perdas e os seus resultados foram apresentados. Verifica-se que as técnicas são válidas e contribuem para uma operação mais eficiente do sistema. Destaca-se que algumas das técnicas podem apresentar resultados melhores se forem modeladas

0,202677

0,184894

0,128163

0,139551 0,137516 0,067168

MVar

0,135141

0,12694

0,088953

0,102305 0,130937 0,044723 %

matematicamente através de um problema de otimização. Várias técnicas de solução podem ser usadas para se tentar obter soluções ótimas, constituindo-se em um campo de pesquisa bastante importante e ávido por soluções inovadoras.

REFERÊNCIAS

[1] da Silva, D. J., Belati E. A., and López-Lezama J. M. "A Mathematical Programming Approach for the Optimal Operation of Storage Systems, Photovoltaic and Wind Power Generation" Energies 16 (2023) https://doi.org/10.3390/en16031269

[2] Zimmerman R. D., Murillo-Sanchez C. E., and Thomas R. J., “MATPOWER: Steady-State Operations, Planning and Analysis Tools for Power Systems Research and Education”, IEEE Transactions on Power Systems, vol. 26, no. 1, 12–19, Feb. 2011. DOI:10.1109/TPWRS.2010.2051168

[3] Kalambe S., Agnihotri G. “Loss minimization techniques in distribution network: bibliographical survey”, Renewable and Sustainable Energy Reviews 29 (2014) 184-200.

[4] Sambaiah K. S., Jayabarathi T. “Loss minimization techniques for optimal operation and planning of distribution systems: A review of different methodologies”. International Transactions on Electrical Energy Systems 2019 DOI: 10.1002/2050-7038.12230

*Haroldo de Faria Junior possui doutorado em Engenharia

Elétrica pela COPPE – UFRJ e pós-doutorado pela Universidade de Liège. Atualmente é Professor Associado na Universidade Federal do ABC, no curso de Engenharia de Energia.

*Edmarcio Antonio Belati é Professor Associado na Universidade Federal do ABC, onde ministra disciplinas no curso de graduação em Engenharia de Energia e nas pósgraduações em Engenharia Elétrica e Energia. \

Tabela 1 – reSumo doS reSulTadoS

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

SEGURANÇA EM INSTALAÇÕES ELÉTRICAS

DESENERGIZADAS

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 descrito no item 10.12 Segurança Em Instalações Elétricas Desenergizadas, as ações para proceder o “desenergizamento” das instalações elétricas sendo:

10.12.1 Somente serão consideradas desenergizadas as instalações elétricas liberadas para trabalho, mediante os procedimentos apropriados, obedecida a sequência abaixo:

a) delimitação e sinalização da área de trabalho;

b) seccionamento ou desligamento;

c) constatação da ausência de tensão;

d) impedimento de reenergização;

e) constatação de ausência de tensão para a instalação de aterramento temporário com equipotencialização dos condutores dos circuitos;

f) proteção dos elementos energizados existentes nas imediações; e

g) instalação da sinalização de impedimento de reenergização.

Considerando o disposto no texto vigente referente ao processo de desenergizaçao de instalações elétricas, ocorreram alterações significativas?

Em “gênero”, o conceito existente na norma vigente foi mantido, sendo somente considerada a necessidade de delimitação e sinalização da área de trabalho especificamente para o local onde será efetuado o referido aterramento temporário.

Entretanto, é necessário avaliação quanto à efetiva garantia da proteção preconizada, quando se trata de “circuitos elétricos desenergizados”, considerando possível exposição dos trabalhadores a riscos elétricos, mesmo se adotado as premissas descritas acima, uma vez que o procedimento apresentado pode ser considerado como suficiente para proteção ao risco de choque elétrico. Entretanto, não é possível atestar essa condição para possível exposição ao risco de arco elétrico, ou seja, mesmo em circuitos “supostamente” desenergizados, o trabalhador poderá sofrer danos devido a provável ocorrência de arco elétrico em circuitos elétricos energizados na proximidade da instalação elétrica desenergizada. Dessa forma, o conceito descrito no item ‘F’ que trata da ‘proteção dos elementos energizados existentes nas imediações’, deve ser ampliado, considerando-se, além das distâncias de ZCZona controlada estabelecidas, também a distância de segurança para exposição ao risco de arco elétrico, ou seja, o LAS – Limite de Aproximação Segura para arco elétrico.

Assim, é necessário que o objetivo preconizado na adoção da medida de controle, através da desenergização das instalações elétricas, seja entendida e atendida em toda a sua essência, ou seja: garantir a proteção a riscos elétricos durante todo o processo de intervenção, sendo essa medida considerada como prioritária na hierarquia das medidas de controle, estabelecidas na NR10 e NR1, e dessa forma, deve-se, efetivamente, garantir a proteção dos trabalhadores.

INSTALAÇÕES

ELÉTRICAS DE BAIXA TENSÃO |

Por Paulo Barreto

UTILIZAÇÃO DE DISPOSITIVO DR

A utilização de dispositivo a corrente diferencial-residual (dispositivo DR) como elemento de proteção contra choques elétricos está prevista na norma ABNT NBR 5410 desde a sua edição de 1980. Nesse contexto, destacam-se os dois tipos de proteção contra choques elétricos: por contato indireto e por contato direto. Em ambos os casos, a utilização de dispositivo DR se dá como medida complementar por seccionamento automático da alimentação. A primeira medida é a isolação das partes vivas.

Pelo princípio de funcionamento do dispositivo DR, sua atuação ocorre quando uma corrente elétrica (a partir de determinado valor) circula entre um condutor vivo e a terra (ou condutor de proteção). Portanto, a circulação de corrente entre condutores vivos não faz o dispositivo DR atuar.

Para a proteção contra choques elétricos por contato indireto, a norma prevê a utilização de dispositivo de proteção a sobrecorrente (disjuntor, fusível) ou dispositivo DR – nesse caso, não importa o valor da corrente nominal de atuação (IΔn).

Já para a proteção contra choques elétricos por contato direto, a norma prevê a utilização de dispositivo DR de alta sensibilidade (IΔn ≤ 30 mA). E em 5.1.3.2.2 são previstas cinco situações nas quais essa proteção se torna exigível. Para a próxima edição da NBR 5410, a proposta da Comissão de Estudos é que, ao contrário do se tem atualmente, todos os circuitos em um local de habitação (casa, apartamento) fiquem sujeitos ao uso de dispositivo DR de alta sensibilidade, de acordo com a nova alínea “e”, abaixo:

5.1.3.2.2 Casos em que o uso de dispositivo diferencial-residual de alta sensibilidade como proteção adicional é obrigatório

Além dos casos especificados na Seção 9, e qualquer que seja o esquema de aterramento, devem ser objeto de proteção adicional por dispositivos a corrente diferencial-residual com corrente diferencial-residual nominal IΔn igual ou inferior a 30 mA:

a) os circuitos que sirvam a pontos de utilização situados em locais contendo banheira ou chuveiro (ver 9.1);

b) os circuitos que alimentem tomadas de corrente situadas em áreas externas à edificação;

c) os circuitos de tomadas de corrente situadas em áreas internas que possam vir a alimentar equipamentos portáteis ou móveis, até 32 A, nas áreas externas da edificação;

d) os circuitos que, em edificações não-residenciais, sirvam a pontos de tomada situados em cozinhas, copas-cozinhas, lavanderias, áreas de serviço, garagens e, no geral, em áreas internas molhadas em uso normal ou sujeitas a lavagens.

e) Os circuitos que sirvam a pontos de utilização em locais de habitação.

1

INSTALAÇÕES ELÉTRICAS DE MÉDIA TENSÃO

| Por Marcos Rogério

A PROTEÇÃO BÁSICA CONTRA OS CHOQUES ELÉTRICOS

O choque elétrico é definido na IEC TS 61936-0 (norma de referência para a ABNT NBR 14039) como o efeito fisiológico resultante da passagem de uma corrente elétrica através de um corpo humano ou animais. O efeito fisiológico pode ser prejudicial (como fibrilação, queimaduras, asfixia) ou não prejudicial (como reação muscular, percepção).

Uma instalação em média tensão (geralmente definida como sendo maior que 1 kV e menor do que 69 kV em c.a.) difere de uma em baixa tensão não só pelo nível de exposição ao perigo de um usuário na ocorrência de uma falha elétrica, mas também, quanto às qualificações técnicas que um usuário deve possuir para ter seu acesso à instalação.

Em razão do exposto no parágrafo acima, as regras de acessibilidade em instalações de média tensão são diferentes daquelas aplicadas em baixa tensão (menor que 1 kV c.a.) onde as pessoas comuns ou não qualificadas/advertidas podem adentrar. Nas instalações com tensão maior que 1 kV c.a., somente pessoas tecnicamente qualificadas ou instruídas podem ser admitidas e permanecer em seu interior.

Uma regra básica da proteção contra os choques elétricos é que “as partes vivas da instalação não devem ser acessíveis e que as partes condutoras acessíveis não devem tornar-se perigosas”. Isso é alcançado por dois tipos de proteções:

– Proteção básica: em condições normais, isto é, uso nas condições de utilização previstas no projeto1, (ver Guia ISO/IEC 51:2014 3.6) e ausência de falha;

– Proteção contra falhas: em condições de falha única.

Neste texto vamos nos concentrar na proteção básica ou proteção contra contato direto.

As instalações devem ser projetadas e construídas de modo que impeçam a violação involuntária da zona de perigo2 e impeçam que as estruturas ou partes acessíveis sejam energizadas devido a um acoplamento capacitivo ou indutivo.

São reconhecidas as seguintes ações para a proteção básica: proteção por isolamento básico; proteção por barreira ou invólucro; proteção por obstáculo; proteção por meio da colocação fora do alcance dos braços.

a) Isolamento básico

Quando for utilizado um isolamento básico sólido, este deve impedir o contato com partes sob tensão. No caso de instalações e equipamentos

de média tensão, devem ser consideradas precauções adicionais para evitar que a tensão esteja presente na superfície do isolamento sólido.

Quando o isolamento básico for assegurado por via aérea, o acesso às partes energizadas ou que entrem na zona de perigo deve ser impedido por obstáculos, barreiras de proteção ou invólucros ou colocando-os fora do alcance do braço.

b) Barreiras ou invólucros de proteção

As barreiras ou invólucros devem impedir a entrada na zona de perigo não permitindo qualquer contato com as partes vivas da instalação elétrica, conforme ABNT NBR IEC 605293. As partes vivas devem estar no interior de invólucros ou atrás de barreiras que confiram pelo menos o grau de proteção IP3X, conforme aquela Norma.

As superfícies superiores das barreiras ou dos invólucros horizontais que sejam facilmente acessíveis devem atender pelo menos ao grau de proteção IP4X, conforme a ABNT NBR IEC 60529.

As barreiras e invólucros de proteção devem ser fixados de forma segura e possuir robustez e durabilidade suficientes para manter os graus de proteção e a apropriada separação das partes vivas nas condições normais de serviço, levando-se em conta as condições de influências externas relevantes.

Se a concepção ou construção permitir, a remoção de barreiras de proteção, a abertura dos invólucros ou coberturas ou a retirada de partes dos invólucros ou coberturas só pode ser possível: com a utilização de uma chave ou de uma ferramenta, e após a desenergização das partes vivas protegidas por essas barreiras, invólucros ou coberturas, não podendo ser restabelecida a tensão enquanto não forem recolocadas as barreiras, invólucros ou coberturas

c) Proteção por meio de obstáculos

Os obstáculos são destinados a impedir os contatos fortuitos com partes vivas, mas não os contatos voluntários por uma tentativa deliberada de contorno do obstáculo.

Os obstáculos devem impedir:

I. Uma aproximação física não intencional das partes vivas (por exemplo, por meio de corrimões ou de telas de arame);

II. Contatos não intencionais com partes vivas por ocasião de operação de equipamentos sob tensão (por exemplo, por meio de telas ou painéis sobre os seccionadores).

Os obstáculos podem ser desmontáveis sem a ajuda de uma ferramenta ou de uma chave, entretanto, devem ser fixados de forma a impedir qualquer remoção involuntária.

d) Proteção parcial por colocação fora de alcance

A colocação fora de alcance é somente destinada a impedir os contatos fortuitos com as partes vivas.

Tensão

Quando há espaçamento, este deve ser suficiente para que evite que pessoas circulando nas proximidades das partes vivas em média tensão possam entrar em contato com essas partes, seja diretamente ou por intermédio de objetos que elas manipulem ou que transportem.

Os espaçamentos mínimos previstos em função da tensão nominal da instalação são os apresentados na Tabela 1 abaixo.

Tabela 1 - diSTânciaS mínimaS x TenSão nominal da inSTalação

suportável nominal de impulso

1) Esses afastamentos devem ser tomados entre extremidades mais próximas e não de centro a centro. Os valores de distâncias mínimas indicados podem ser

ZYGGOT Temperatura

A Varixx é pioneira

mundial em sistemas de Termografia Online sem Contato

O Zyggot Temperatura é um sistema de termografia online sem contato que foi desenvolvido para painéis de baixa e média tensão e outras aplicações com conexões elétricas críticas.

Os sensores medem a temperatura continuamente (24x7), sem contato físico, através da detecção de infravermelho. Cada sensor mede dois níveis de temperatura: do ponto monitorado e do ar ao redor, permitindo a detecção de falhas em locais geralmente não mensurados com aquecimento indireto.

Mede a temperatura do ar circundante

Evita abertura do painel

Diagnósticos preditivos

Permite até 125 sensores em uma única rede

Monitoramento contínuo

Comunicação em rede

Visite nosso site para saber mais

Prêmio Abradee 2024 é celebrado com menção honrosa por Saúde e Segurança e homenagem a eletricistas

No evento, o ministro de Minas e Energia destacou a dedicação das empresas e os investimentos firmados. Outras autoridades falaram sobre os desafios e a união para modernizar o setor de forma justa e equilibrada

O Prêmio Abradee 2024 comemorou a união do setor elétrico nacional para a modernização e a transição energética justa e acessível a todos os brasileiros, além do fortalecimento do sistema. A premiação inovou com a Menção Honrosa de Saúde e Segurança e com uma homenagem aos eletricistas, trabalhadores essenciais para o serviço de qualidade ao consumidor.

O evento foi prestigiado por autoridades do setor, que destacaram a importância do segmento e o empenho das empresas na melhoria contínua na prestação dos serviços. “Em mais de 25 anos, o Prêmio

Abradee tem sido um verdadeiro motor para o aprimoramento do setor de distribuição de energia, estimulando inovações e reconhecendo o trabalho árduo das empresas”, observou o ministro de Minas e Energia,

Alexandre Silveira, destacando os investimentos do segmento até 2027, da ordem de mais de R$ 116 bilhões.

Sobre a união dos agentes, o diretor geral da Agência Nacional de Energia Elétrica, Sandoval Feitosa, observou: “O que a gente quer é um setor elétrico equilibrado, onde os serviços sejam prestados com modicidade tarifária, com justiça, com sustentabilidade econômicofinanceira das empresas e sustentabilidade ambiental”.

O presidente da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee), Marcos Madureira, enfatizou a evolução do evento ao longo dos anos. “O Prêmio tem o propósito de ser o indutor dinâmico e permanente do aperfeiçoamento das empresas associadas da Abradee, contribuindo para a melhoria do desempenho do segmento de distribuição e das condições de vida da população brasileira”.

Resiliência do sistema - Os eventos climáticos extremos foram abordados na cerimônia como uma realidade e um novo desafio. Diante da imprevisibilidade desses fenômenos, o que se pode fazer é moldar o sistema. “Nós podemos melhorar a nossa capacidade, resiliência, melhorar a nossa forma de atuar, para que cada vez mais o impacto seja menor para os nossos consumidores”, disse Madureira. Sandoval abordou a participação da Aneel e da Abradee com a Agência de Comércio de Desenvolvimento dos Estados Unidos (USTDA) em um projeto que trata da inovação para enfrentar esses desafios.

As vencedoras – A CPFL Santa Cruz foi o destaque das empresas com mais de 500 mil consumidores na categoria Nacional e no Sudeste. A DME venceu a categoria Nacional entre as companhias com menos de 500 mil consumidores e ficou em primeiro lugar em Avaliação pelo Cliente, Gestão Operacional e na Menção Honrosa a Saúde e Segurança. Nesta última, a primeira entre as empresas de maior porte foi a Neoenergia Cosern.

Energisa Tocantins venceu no Norte e Centro-Oeste; a Neoenergia Cosern, no Nordeste; a RGE, no Sul.

Entre as empresas com mais de 500 mil consumidores, a CPFL Paulista venceu a categoria que avalia boas práticas Ambientais, Sociais e de Governança. A Energisa Sul Sudeste foi a campeã em Gestão Operacional, e a Neoenergia Elektro ficou em primeiro na Qualidade da Gestão. A Energisa MS se destacou em Gestão Econômico-financeira e a Energisa Rondônia foi a melhor na Evolução do Desempenho.

Telmo Ximenes

Aterramento e Seccionamento Elétrico de Cercas

*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.

Os mais diversos tipos de cercas podem ser afetados pelas instalações de transmissão de energia elétrica, por exemplo:

• Cercas de subestação (SE) – do pátio energizado e limite de propriedade (Figura 1);

• Cercas de usina fotovoltaica (UFV, Figura 2);

• Cercas com cruzamento ou paralelismo com linhas de transmissão (LT, Figura 3);

• Cercas radiais a eletrodos de sistemas de transmissão em corrente contínua (HVDC).

No caso de uma SE, tem-se que a cerca do pátio energizado deve ser ligada à malha de aterramento da SE, que deve projetar-se pelo menos 1 metro além da cerca, de modo que quem nela tocar, esteja posicionado dentro da malha. Já a cerca limite de propriedade, deve ter um aterramento independente da malha da SE. Eventualmente, estas duas cercas podem coincidir, parcial ou totalmente, e o projeto de aterramento da subestação deve considerar esta condição.

As cercas de UFV, idealmente, devem ser aterradas de forma independente do aterramento da UFV. Porém, nem sempre esta condição é possível, devido a postes de CFTV colados na cerca, frequentemente. Naturalmente, o projeto da UFV deve ser capaz de controlar as tensões de toque na cerca dentro dos limites toleráveis.

Uma cerca próxima a uma SE ou cruzando/paralela a LT pode sofrer dois tipos de interferências:

• Tensões induzidas quando da circulação de correntes desequilibradas na LT em virtude de faltas para a terra no sistema de transmissão;

• Tensões por acoplamento resistivo quando a cerca está próxima ao aterramento de uma torre de LT ou de uma SE próxima, sujeitas a uma falta para a terra.

Finalmente, tem-se a situação de cercas situadas dentro da

área de interferência de eletrodos HVDC, que poderão estar sujeitas à circulação de correntes contínuas quando o sistema estiver operando em condição de operação monopolar, com retorno pela terra. A área de influência de um eletrodo HVDC pode se estender por até algumas dezenas de quilômetros, dependendo da estrutura geoelétrica da crosta terrestre na região onde o eletrodo está situado. O estudo de interferências do eletrodo vai determinar o raio no entorno do eletrodo, onde as cercas precisam ser seccionadas, assim como o espaçamento entre os seccionamentos, de modo a controlar o risco de choques elétricos em pessoas e animais.

O controle das tensões de toque em uma cerca se faz de duas maneiras, com o seu aterramento e/ou com o seccionamento elétrico. O aterramento usualmente é feito por hastes de aço cobreado ou por cantoneiras de aço zincado, espaçadas regularmente ao longo da cerca, espaçamento este que deve ser objeto de especificação pelo projetista da instalação.

SECCIONAMENTO DE CERCAS PARA O CONTROLE DAS TENSÕES DE TOQUE

O seccionamento elétrico de cercas de limite de propriedade de SE e de UFV é obrigatório sob a passagem de linhas de média e de alta tensão, assim como nos dois lados de portões (Figura 4).

O seccionamento ao longo da cerca visa introduzir resistências em série com os trechos da cerca, que vão limitar a circulação das correntes elétricas, e assim limitar as tensões de toque que possam ocorrer nela.

A Figura 5 mostra uma cerca aterrada nos dois lados do seccionamento por meio de hastes, uma de cada lado do ponto de seccionamento. O circuito equivalente mostra que as duas hastes podem ser representadas por um circuito em Y com três resistências.

A resistência de aterramento parcial de cada haste (Rh) compõe com a resistência mútua entre elas (Rm), de modo que a resistência equivalente vista por cada haste é dada por Rh + Rm.

O seccionamento elétrico da cerca equivale à introdução de uma

resistência entre os dois lados da interrupção, no valor de 2Rh, resistência esta que colocada em série com a cerca, vai limitar a circulação de corrente por ela e, por consequência, as tensões de toque.

Se as hastes estiverem muito próximas, o valor de Rm vai ser mais elevado, diminuindo o valor de 2Rh, que é a resistência em série com a cerca. Por este motivo, para que a solução de seccionar a cerca seja eficiente para conter as tensões de toque, é necessário que as hastes de aterramento estejam espaçadas entre si, por pelo menos duas vezes o seu comprimento, de forma a minimizar o Rm e, assim, maximizar o 2Rh.

Figura 1: Cerca limite de propriedade seccionada e aterrada (1º plano) e cerca do pátio energizado de uma subestação (2º plano).

Figura 2: Alambrado de UFV seccionado (os aterramentos não aparecem na foto).

Figura 3: Duplo seccionamento de cerca com detalhe do dispositivo de seccionamento.

Figura 4: Seccionamento do alambrado junto ao portão de entrada de uma subestação.

Figura 5: Seccionamento de alambrado – circuito equivalente.

CIGRE-Brasil: Pioneirismo e excelência no aprimoramento do setor elétrico nacional

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)

Em seus mais de 50 anos de existência, o CIGRE-Brasil se consolidou como um think tank vocacionado para contribuir, de forma efetiva, com o desenvolvimento e evolução do setor elétrico do país. Em sua trajetória, a instituição, que tem a inovação e o aprimoramento técnico e tecnológico como vetores, coloca à disposição do país a sua capacidade de promover discussões e de aglutinar especialistas do setor.

São muitas as contribuições que emanam dos seus 16 comitês temáticos, cada um deles dedicado a estudar, com o devido aprofundamento técnico, áreas e temas específicos do setor e oferecer alternativas e soluções para superar obstáculos por meio do aprimoramento técnico. Nesses grupos, reúnem-se profissionais das empresas e instituições do setor elétrico, que, por meio da combinação de seus conhecimentos e da troca de experiências, trilham a rota da inovação e do desenvolvimento técnico e tecnológico.

Mesmo com tais características, o CIGRE-Brasil não é um clube fechado. As portas estão abertas para os estudantes e profissionais do setor que desejam unir-se a esse virtuoso compartilhamento de conhecimento, trazendo sempre novas contribuições e ideias para o think tank. Para as empresas e entidades a troca de experiências sob o guarda-chuva do CIGRE-Brasil representa uma oportunidade singular para um alinhamento às melhores práticas e para um caminho orientado pela busca da excelência.

Ao integrar-se a essa comunidade, o profissional do setor elétrico passa a contar também com alguns benefícios e facilidades. Um exemplo é o desconto de 30% nas inscrições em todos os eventos realizados pelo CIGRE-Brasil, conhecidos pelo elevado nível das discussões. Os associados também têm acesso digital às diferentes publicações técnicas produzidas pelo CIGRE-Brasil, que trazem sempre informações de interesse.

Além disso, os associados podem participar dos Comitês de Estudos do CIGRE-Brasil, passando a interagir com especialistas nacionais e estrangeiros e representantes dos diferentes agentes do setor elétrico. Outra facilidade é a participação nos working groups internacionais do seu Comitê de Estudos do CIGRE-Brasil, que permite a interação com grupos de trabalhos internacionais. É facultado também aos associados a possibilidade de realizar o download gratuito dos acervos técnicos do CIGRE-Brasil e do CIGRE Internacional. Eles também contam com apoio para a publicação de livros, brochuras e artigos técnicos.

Associar-se ao CIGRE- Brasil significa, também, passar a integrar uma comunidade global. O CIGRE é formado por uma rede de 60 Comitês Nacionais, entre os quais o brasileiro é o segundo em tamanho. Esses Comitês Nacionais atuam na busca pelo aprimoramento dos sistemas de energia de mais de 90 países. Ao todo, são mais de 250 Grupos de Trabalho que participam do programa de conhecimento global do CIGRE mundial

HIDROGÊNIO VERDE: A GRANDE APOSTA GLOBAL PARA A TRANSIÇÃO ENERGÉTICA

Em posição privilegiada, especialistas apostam que o hidrogênio verde poderá ser um divisor de águas para a descarbonização de diversos setores da economia brasileira

Por Matheus de Paula

Sancionada em agosto deste ano pelo Governo brasileiro, a expectativa é de que a Política Nacional do Hidrogênio de Baixa Emissão de Carbono estimule os investimentos e a expansão de tecnologias e novas plantas de geração de hidrogênio verde (H2V) no país. Assim como em todos os cantos do mundo, o Brasil aposta no H2V como uma alternativa acessível para a sua transição energética, gerando opções viáveis para a substituição dos combustíveis fósseis em diversas em segmentos, como a indústria, setor elétrico e, principalmente, no segmento dos transportes. Juntos, esses três representam 73,2% das emissões globais de gases do efeito estufa.

Em posição privilegiada, em 2023, o Brasil atingiu a impressionante marca de 93,1% de energia limpa, ou seja, a matriz elétrica Brasileira é de causar inveja na maioria dos países mundo afora. Com o Marco legal do Hidrogênio Verde, fontes como biomassa, etanol, biogás e biometano, passarão também a fazer parte do grupo de matérias primas para a produção de energia elétrica limpa, elevando ainda mais o percentual renovável da matriz elétrica brasileira.

“O hidrogênio verde, que pode ser armazenado, transportado diretamente, na forma de amônia, ou de outros derivados, será um vetor energético de destaque do Brasil na descarbonização de diversos setores da economia. O Marco Legal do Hidrogênio de Baixa Emissão de Carbono aprovado recentemente, trará segurança jurídica para que se concretizem os investimentos já anunciados na produção de hidrogênio verde”, afirma o consultor de Energia da Federação das Indústrias do Estado do Ceará - FIEC, Jurandir Picanço.

PROJEÇÕES PARA O HIDROGÊNIO VERDE

De acordo com Plano Decenal de Expansão de Energia 2031, elaborado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), vinculada ao Ministério de Minas e Energia (MME), o Brasil tem potencial técnico para produzir 1,8 gigatonelada de hidrogênio por ano, sendo aproximadamente 90% desse volume, a partir do uso de energias renováveis.

Um estudo feito em 2024 pela Bloomberg NEF (BNEF), empresa especializada em levantamentos e estudos estratégicos, apontou que, até 2031, o Brasil terá o hidrogênio verde mais barato do mundo, com o valor de US$1,45 por quilo. A pesquisa constatou que o Brasil possui os métodos mais baratos para a produção de (HV2) em grandes quantidades, o que pode tornar o país uma referência global na energia eólica e eletrólise alcalina.

Para o diretor da Associação Brasileira de Hidrogênio e Amônia Verdes (ABHAV), Paulo Sergio Franco Barbosa, o potencial brasileiro na produção de hidrogênio verde representa uma oportunidade adicional de desenvolvimento econômico e social, a longo prazo. “Temos uma diversidade de fontes renováveis e em quantidades expressivas que ainda podem crescer na próxima década. Adiciona-se também a isso, a existência de um Sistema Interligado Nacional (SIN) que habilita a localização de pólos de produção em muitas localidades, considerando o potencial de consumo próprio industrial ou as oportunidades de exportação”, aposta.

Para o diretor de Estudos Econômico-Energéticos e Ambientais da EPE, Giovani Machado, além de contribuir com o desenvolvimento econômico do país, a expansão da produção de H2V ajudará o Brasil no cumprimento do Acordo vde Paris, que define como meta para 2050 a neutralização das emissões de carbono na atmosfera, com o objetivo de limitar o aquecimento do planeta em 1,5º C.

“O principal fator para o alcance das metas da NDC (Contribuições Nacionalmente Determinadas) no Acordo de Paris, está relacionado à redução das emissões em uso do solo e florestas e da agropecuária, em particular à eliminação do desmatamento ilegal e à adoção da agropecuária de baixo carbono. O hidrogênio de baixa emissão, inclusive o renovável por eletrólise, pode contribuir para a redução das emissões em setores de difícil abatimento de emissões associados à energia e para a redução das emissões da agricultura relacionadas ao uso de fertilizantes”, destaca Machado.

HIDROGÊNIO VERDE, CINZA E AZUL

O hidrogênio verde é produzido por processos sem emissão de CO2 (dióxido de carbono) ou gases efeito estufa. Um dos principais

insumos na produção do H2V é a energia elétrica, que por meio da eletrólise, separa a água e o hidrogênio. Quando a produção de energia elétrica é feita por fontes renováveis, por exemplo, eólica, solar, biomassa, hidrelétrica, então o hidrogênio é denominado de verde.

Além do verde, existem outras tecnologias que produzem hidrogênio, com diferentes impactos ambientais. O hidrogênio cinza, por exemplo, é o mais comum devido ao seu baixo custo, sendo obtido a partir de combustíveis fósseis, como o gás natural ou metano.

O hidrogênio azul, por sua vez, também é produzido a partir de combustíveis fósseis, principalmente o gás natural. No entanto, a grande diferença para o hidrogênio cinza está na captura e armazenamento de dióxido de carbono liberado durante o processo, reduzindo assim a emissão de gases de efeito estufa, tendo assim, um menor impacto para o meio ambiente.

Tipo

Cinza

Azul

Verde

Produção

Combustíveis fósseis

Combustíveis

fósseis com captura de carbono

Eletrólise com energia renovável

Impacto Ambiental Alto

Moderado Baixo

Utilização Indústria Indústria, transporte Diversas aplicações

Além do verde, existem outras tecnologias que produzem hidrogênio, com diferentes impactos ambientais. O hidrogênio cinza, por exemplo, é o mais comum devido ao seu baixo custo, sendo obtido a partir de combustíveis fósseis, como o gás natural ou metano.

O hidrogênio azul, por sua vez, também é produzido a partir de combustíveis fósseis, principalmente o gás natural. No entanto, a grande diferença para o hidrogênio cinza está na captura e armazenamento de dióxido de carbono liberado durante o processo, reduzindo assim a emissão de gases de efeito estufa, tendo assim, um menor impacto para o meio ambiente.

PRODUÇÃO DE HIDROGÊNIO VERDE

TRANSIÇÃO ENERGÉTICA

O Brasil, apesar de possuir uma matriz elétrica altamente renovável, ainda tem um longo caminho para redução das emissões de gases de efeito estufa na sua matriz energética, em especial em função do setor de transportes, alimentado majoritariamente por combustíveis de origem fóssil. Em sua última amostragem, o Sistema de Estimativas de Emissões e Remoções de Gases de Efeito Estufa (SEEG) revelou que entre 2022 a 2021, as emissões de gases de efeito estufa do setor de energia caíram 5% no Brasil. Em compensação, o segmento de transportes foi na contramão, com um aumento de 6% no volume de CO2.

“O transporte pesado, com sua frota predominantemente diesel, e o transporte individual, altamente dependente da gasolina, são os principais responsáveis pelas emissões do setor de transportes no Brasil. A fim de alcançar as metas climáticas, o país precisa acelerar a transição para veículos elétricos, seguindo o exemplo de outras nações que já estabeleceram metas para banir a produção de veículos a combustão, a partir de 2035”, defende Alexandre Ramos, líder em mudanças climáticas da WWF-Brasil.

Atualmente, um dos maiores desafios do Brasil é reduzir a emissão de dióxido de carbono na atmosfera oriundo do desmatamento, causado, principalmente, pelo avanço do agronegócio. Segundo levantamento do MapBiomas Brasil, a agropecuária é responsável por 95,7% da devastação em 2022, o equivalente a 1,96 milhão de hectares.

“A agenda climática brasileira tem como um de seus pilares a eliminação do desmatamento, até 2030. Essa é uma promessa firme, repetida em diversos discursos de nossas lideranças políticas. Além disso, o país reconhece a necessidade de se adaptar às mudanças climáticas já em curso e às que ainda estão por vir”, conclui Ramos.

EMISSÕES DE CO2 EQUIVALENTE, EM GIGATONELADAS

China

Estados Unidos

Índia

Rússia

Indonésia Brasil

Japão Irã

Canadá

Arábia Saudita

Fonte: ClimateWatch dados de 2020

A ROTA DE PRODUÇÃO AINDA É UM DESAFIO PARA O HIDROGÊNIO VERDE

Apesar das estimativas de que o hidrogênio verde no Brasil será o mais barato do mundo, até 2031, ainda existe um longo caminho a ser percorrido para o barateamento desses processos. É o que explica o diretor da EPE, Giovanni Machado. “As rotas tecnológicas para a obtenção de hidrogênio de baixa emissão, incluindo o método via eletrólise da água, ainda são caras, por não terem atingido a maturidade tecnológica, ainda que sejam tecnologias conhecidas há bastante tempo.

“Assim como ocorreu com a energia elétrica a partir de biomassa, eólica, solar, o hidrogênio de baixo carbono, e em especial, o Hidrogênio verde, vai buscando alternativas de superação dos desafios atuais de armazenamento e transporte, para chegar então ao estágio de competitividade tecnológica e econômica, podendo substituir uma boa parcela dos energéticos a base de combustíveis fósseis”, afirma Paulo Sérgio Franco Barbosa, diretor da ABHAV.

Embora esteja em etapa inicial, uma das maiores preocupações no armazenamento do hidrogênio verde está relacionada ao transporte, devido à sua inflamabilidade e volatilidade. No entanto, a indústria tem explorado maneiras seguras de contornar esses desafios. “A liquefação é uma forma, bem como a produção de amônia que facilita o armazenamento e o transporte. Nas tubulações de gás natural tem havido pesquisas e aplicações reais sendo testadas em que se pode transmitir o hidrogênio diluído (entre 10% a 20% de H2 diluído no gás natural) por distâncias acima de mil km. A transmissão desse mix de energéticos nessas tubulações é dez vezes maior do que o de uma linha elétrica e a custo competitivo”, conclui Barbosa.

PROJETO PILOTO

Uma parceria entre a Celesc (Centrais Elétricas de Santa Catarina) e o Parque Ecológico de Itaipu possibilitará a produção, armazenamento e geração de energia elétrica por hidrogênio. O projeto, que conta com um investimento total de R$ 9,25 milhões, integra o Programa de Pesquisa & Desenvolvimento (P&D) da ANEEL.

“Este projeto inova e pretende otimizar a forma de gestão energética da microrrede, a qual integra uma planta fotovoltaica, sistema de armazenamento de energia por baterias, além da produção, armazenamento e geração de energia elétrica por hidrogênio. Assim, este sistema poderá ser replicado para a gestão energética nacional, oferecendo um novo meio de geração de energia limpa e renovável”, explica o gerente do departamento de operação e manutenção da Celesc e responsável do projeto, Igor Kursancew Khairalla.

A iniciativa será implantada na área rural do município de Faxinal dos Guedes. O município foi selecionado por sua alta incidência de luz solar, fator essencial para a geração de energia fotovoltaica, que será responsável pela produção de hidrogênio verde. A microrrede fornecerá energia elétrica para o serviço auxiliar da Usina Celso Ramos, garantindo a alimentação de cargas essenciais à planta geradora.

Atualmente, o projeto está 40% concluído

Inspeção em linhas de transmissão

Por Luis Felipe Guajardo Semensato, engenheiro eletricista pela UFF e possui MBA em Engenharia de Manutenção pela UFRJ. Atua no setor de transmissão de energia elétrica desde 2006 e atualmente é engenheiro Especialista de Linhas de Transmissão na TAESA e integrante do grupo técnico de linhas de transmissão (GTLT) da ABRATE

A inspeção de linhas de transmissão exige a definição de critérios técnicos para avaliar suas condições e garantir a confiabilidade do sistema elétrico. A experiência demonstra que a simples aplicação de instruções técnicas não é suficiente para a gestão adequada desses ativos.

Com base em praticamente 18 anos de análise de diversas linhas de transmissão de 69 kV a 500 kV, em variadas configurações, foi possível estabelecer padrões de defeitos e métricas para determinar o momento mais adequado para se realizar as manutenções corretivas. No entanto, para garantir a qualidade das informações levantadas em campo, é fundamental contar com equipes altamente treinadas e capacitadas.

A manutenção da confiabilidade do sistema elétrico depende diretamente da qualidade das inspeções, que serve como uma das principais bases para a tomada de decisões estratégicas. Abaixo listei quatro componentes principais a serem considerados para realização das inspeções.

1.1 - CLASSIFICAÇÃO DE DEFEITOS E DADOS DE ENTRADA

Uma boa forma para se classificar os tipos de defeitos é tomar como base a tabela do Electric

Power Research Institute (EPRI) que propõe a classificação dos defeitos e suas causas prováveis, conforme os modos de degradação indicados:

• B Biológico

• E Elétrico

• M Mecânico

• Q Químico

• T Térmico

Os critérios devem ser revisados periodicamente, considerando fatores como: desempenho, características geográficas, mudanças climáticas, evolução tecnológica e importância do ativo no SIN. O Quadro 1 mostra as categorias, as causas e modos de falha de componentes de linhas de transmissão.

Mesmo considerando esta estrutura apresentada pelo EPRI, é importante que as pessoas envolvidas no processo de inspeção e gestão de ativos conheçam as instalações de forma que as instruções de inspeção sejam estruturadas e personalizadas de acordo com as características físicas, condições climáticas, históricos de ocorrência e meio social, devendo a relação e a caracterização dos principais defeitos e interferências fazer parte das rotinas de trabalho e

Quadro 1 Defeitos, categorias e causas Fonte: EPRI, 2005 instruções técnicas.

O Quadro 2 apresenta esquematicamente os processos de entrada e tratamento das informações integrado a um sistema de gestão de ativos.

Artigo Técnico

Quadro 2 Processos e entrada de informações

Atualmente, existe um movimento crescente para desenvolvimento de soluções tecnológicas inovadoras. A Internet das Coisas (IoT) e a Inteligência Artificial (IA) surgem nesse cenário, possibilitando a melhoria nos processos de inspeção e monitoramento de LT. Sensores IoT podem ser estrategicamente instalados nos componentes, coletando dados em tempo real de parâmetros como temperatura, vibração, corrente de fuga e intensidade de atividades elétricas. Os dados podem ser processados por algoritmos de IA, capazes de identificar padrões, detectar anomalias e ajudar a estabelecer diagnósticos, mesmo em condições complexas e em locais de difícil acesso. Além deste avanço, diversas tecnologias e ferramentas de inspeção podem ser embarcadas em drones ou helicópteros, proporcionando monitoramentos específicos e ágeis.

A figura 1 apresenta uma ilustração do projeto para monitoramento de torres estaiadas utilizando sensores IoT.

Figura 1 Projeto PD - Monitoramento de estai

Fonte: Taesa

1.2 - TREINAMENTOS

Para garantir a qualidade das inspeções, as transmissoras devem oferecer treinamentos específicos e reciclagens que capacitem os profissionais a:

• Identificar e classificar defeitos

• Utilizar instrumentos de inspeção

• Analisar dados e imagens

• Aplicar técnicas de geoprocessamento para mapeamento e monitoramento

1.3. SISTEMA DE GESTÃO DE ATIVOS

A gestão da manutenção por parte das transmissoras deve priorizar a adoção de técnicas modernas e boas práticas de engenharia para garantir a conservação das instalações. Um sistema de gestão eficaz deve incluir:

• Planejamento da manutenção, com base em prioridades e riscos

• Plataforma georreferenciada contendo localização precisa dos ativos

• Mapas contendo informações sobre vegetação, clima e riscos

• Histórico de falhas para identificar padrões e tendências

• Indicadores de desempenho para monitorar a eficácia das ações

• Estratégias visando aumentar a confiabilidade dos ativos e otimizar os tempos de manutenção

1.4. LOGÍSTICA

Grande parte dos ativos está localizada em regiões de difícil acesso, distantes dos centros urbanos e rodovias pavimentadas.

A criação de um sistema georreferenciado dos ativos possibilita traçar rotas inteligentes otimizando custos relacionados aos deslocamentos, consumo de combustível, depreciação, reparo dos veículos e menor risco de incidentes com os motoristas.

2 - INSPEÇÃO E INSTRUMENTOS

2.1 - FOTOGRAFIA

São empregadas câmeras combinadas com lentes de longo alcance. Enfatiza-se a importância de treinamento nas técnicas de fotografia que também são aplicadas nas imagens feitas com drones.

Vantagens da obtenção de imagens de qualidade:

• Evidenciar defeitos em pontos de difícil visualização

• Redução de escaladas em torres

• Utilização das imagens em análises e treinamentos

2.2 - BINÓCULO

O binóculo oferece uma aproximação ótica que permite uma visualização detalhada dos componentes dos ativos. A imagem fornecida pelo equipamento deve ser estabilizada, de alta resolução e sem distorções.

Figura 2 Inspeção com fotografia Fonte: Arquivo pessoal

Figura 3 Inspeção com binóculo Fonte: Autor

A melhor escolha em baterias estacionárias para garantir a máxima eficiência em seu fornecimento de energia

A energia é essencial na vida das pessoas e tem papel estratégico na indústria e nos negócios. A Moura é especialista em soluções de energia e baterias estacionárias, garantindo confiabilidade, estabilidade e máxima eficiência nas operações de Geração, Distribuição e Transmissão de Energia Elétrica. Todo o negócio possui uma especialidade. A nossa é prover a tecnologia certa para energizar o seu.

moura.com/estacionarias/

/bateriasmoura /grupo-moura

Artigo Técnico

2.3 - DRONE

A inspeção com drones tem se mostrado cada vez mais eficiente. A tecnologia exige treinamentos para operação, regulamentações e análise de imagens. É possível verificar uma redução significativa da necessidade de inspeções com escaladas.

Figura 4 - Inspeção de esfera de sinalização com drone

Fonte: Taesa

2.4 - HIPSÔMETRO

O hipsômetro realiza medições de distâncias de obstáculos que possam influenciar a LT, tais como delimitação da faixa de servidão, travessias, tubulações, altura da vegetação, altura do cabo-solo e raio de queda de árvores.

Figura 5 - Hipsômetro

Fonte: www.hipsometro.com.br/copia-tp-360r-ltb

Figura 6 - Funções e aplicações do hipsômetro Fonte: www.hipsometro.com.br/copia-tp-360r-ltb

2.5 - MEDIDOR DE EFEITO CORONA (ULTRAVIOLETA)

A medição de efeito corona indica atividade elétrica anormal. Devem ser consideradas na análise as possíveis fontes do efeito corona, tais como pontos irregulares nas ferragens, poluição ou partículas atmosféricas e ineficiência de anéis anti-corona. A criticidade deve ser definida em conjunto com inspeção visual e, ocasionalmente, termografia.

7 Medição de efeito corona em isoladores

2.6 - TERMOGRAFIA

A termografia identifica defeitos em seus estágios iniciais através da análise de variações de temperatura. É possível diagnosticar defeitos em conexões, degradação devido à atividade elétrica, erro de projeto ou instalação inadequada.

Figura 8 - Câmera termográfica

Fonte: Taesa

2.7 - MEDIÇÃO DE TENSÃO DE ESTAIS

A tração dos estais é medida através do tensiômetro. O resultado das leituras deve ser comparado com o padrão de projeto e tolerâncias.

Figura 9 - ensiômetros

Fontes: Autor e www.engepros.com/produtos/tensiometro-paracabos-de-estai/11

2.8 - MEDIÇÃO DE RESISTÊNCIA DE ATERRAMENTO

O elevado valor de resistência pode contribuir para o desligamento de linhas por descargas atmosféricas. A inspeção dos sistemas de aterramento das estruturas verifica se os valores de resistência estão dentro dos padrões de projeto.

Figura 10 - Medição de resistência de aterramento

Fonte: TAESA

Figura

Fonte: Taesa

O M

Mantenha suas Operações com Máxima Se gurança e Proteção!

A linha de Tomadas e Plugues Industriais, Tomadas com Bloqueio Mecânico e Proteção Elétrica Mining Block STRAHL, atende os mais rigorosos padrões de qualidade e segurança exigidos nas instalações elétricas. Desenvolvidas para garantir segurança e proteção, com grau de proteção IP67, são indicadas e apropriadas para instalação e uso em ambientes extremamente agressivos, como indústrias de mineração, petroquímicas, siderúrgicas, entre outras.

Disponíveis opções com proteções adicionais contra sobrecarga/sobretensão, curto-circuito (disjuntor termomagnético) e choque elétrico (IDR), proporcionando operações seguras e eficazes. Podem ser customizadas de acordo com sua necessidade ou projeto.

Confira os principais diferenciais desta linha:

Anel de Vedação Plástico

Anel de Vedação Flexível

Buchas em Cobre Cromo com Anel

Pinos em Cobre Cromo

Pino Piloto

Prensa Cabo Tipo Pinça

*A partir de 125A contatos em cobre cromo.

Artigo Técnico

Para a identificação da existência, comprimento e profundidade dos cabos de aterramento, é utilizado o detector de metais.

Figura 11 Detector de cabo enterrado Fonte: www.fisherlab.com/industrial/manuals/TW82-SS-07.09.14.pdf

2.9 - POSITRON

O equipamento mede a distribuição do campo elétrico na cadeia de isolador, permitindo a identificação de defeitos através da análise de gráficos traçados por software. Deformações nas linhas de campo indicam o ponto de possível defeito. Existem modelos para isoladores convencionais e poliméricos.

Figura 12 Utilização do Positron Fonte: www.positronpower.com/Positron_Isulator_Testers/testers.php

2.10 - PACÔMETRO

O pacômetro permite localizar armaduras das fundações em concreto armado de forma não destrutiva. É utilizado para avaliação de conformidade e análise de patologias nas fundações.Também, é aplicado nos ensaios de ultrassom, na extração de corpos de prova de concreto.

Figura 13 Pacômetro

Fonte: www.lojaboschferramentas.com.br/detector-e-scanner-demateriais-ate-200-milimetros-d-tect-200-c/p

2.11 - VIBRÓGRAFO

Vibrações eólicas excessivas podem causar fadiga de cabos ou danificar componentes como amortecedores e espaçadores. O vibrógrafo mede o nível de vibração e softwares analisam os dados para avaliar a integridade dos cabos.

Figura 14 Vibrógrafo Fonte: www.pfisterer.com

3 - CONCLUSÃO

A inspeção em linhas de transmissão, quando realizada de forma eficiente e com o emprego de tecnologias adequadas, representa diretamente a otimização da gestão de ativos e contribui significativamente para a melhoria da confiabilidade do sistema elétrico de potência.

A qualidade das informações obtidas nas inspeções, em conjunto com a análise criteriosa, permite um planejamento assertivo das atividades de manutenção, reduzindo o risco de falhas inesperadas ou execução precoce de manutenções corretivas. Nesse sentido, a capacitação dos profissionais envolvidos em atividades de inspeção, por meio de treinamentos específicos, é fundamental para garantir a qualidade dos dados coletados e a correta classificação dos resultados.

A utilização de ferramentas tecnológicas, como drones, câmera ultravioleta, termografia, proporcionam maior confiança na forma como as inspeções são realizadas e maior precisão e agilidade na identificação de anomalias. A integração desses dados com sistemas de gestão de ativos permite a criação de modelos preditivos capazes de antecipar falhas e otimizar as atividades de manutenção. Pelo exposto, conclui-se que a inspeção em linhas de transmissão é uma atividade estratégica para as empresas de transmissão, pois contribui para garantir a confiabilidade dos ativos e do sistema elétrico, a alocação adequada de recursos operacionais e o cumprimento das obrigações dos requisitos normativos.

3 - REFERÊNCIAS

EPRI – Electric Power Research Institute. AC Transmission Line Reference Book –200 kV and Above. Third Edition. Palo Alto: EPRI, 2005.

SEMENSATO, Luis Felipe Guajardo. Panorama e diretrizes das principais técnicas de inspeção terrestre em linhas de transmissão de energia elétrica da rede básica. Monografia (MBA em Engenharia de Manutenção) – Universidade Federal do Rio de Janeiro. Rio de Janeiro, 2015.

SEMENSATO, L. G.; AUGUSTO, F.C.; ALARCON, A. R.; OLIVEIRA, J.A. Requisitos e Técnicas Essenciais de Inspeção Aplicadas em Linhas Aéreas de Transmissão de Energia Elétrica de 230 kV e 500 kV. Encontro Regional Ibero-Americano do CIGRE. XIX ERIAC, 2023.

Linha CLAMPER Front

Proteção contra surtos elétricos nos modelos:

Diversas combinações de proteção para atender à sua necessidade*

Tensão máxima de operação contínua: de 75V a 800V

Corrente máxima de descarga @ 8/20 µs: de 15kA a 100kA

Corrente de impulso @ 10/350 µs: de 12,5kA a 50kA

*Consulte as combinações de modelos existentes.

www.clamper.com.br (31) 3689.9500

Distribuidores e revendedores de materiais elétricos

O mercado de distribuidores e revendedores de materiais elétricos brasileiro é um dos mais pulverizados no país, estando presente não só nas grandes captais, como também nas pequenas cidades e comércios de bairro. Confira nesta edição a relação das principais empresas deste segmento, que é crucial para o atendimento ao consumidor final.

EMPRESA

ADEEL MATERIAIS ELÉTRICOS

ADELCO SISTEMAS DE ENERGIA

ALBERNAZ ELECTRIC

BA ELETRICA

CARMEHIL COMERCIAL ELETRICA

COMERCIAL ELÉTRICA PJ

DLIGHT

ELETRO TERRIVEL

ELETRO TRANSOL TECNOLOGIA

ELETROMIL

ELETROPOLL BANDEJAMENTOS

ELETROTIL SOLUÇÕES TÉCNICAS

GLOLANI COMERCIAL

HEILIND ELECTRONICS BRASIL

LOJA ELÉTRICA

MÉDIA TENSÃO

REYMASTER MATERIAIS ELETRICOS

SULMINAS

SUPER ENERGIE

TERMOTECNICA

TJC DE IGUAÇU COMERCIAL ELETRICA

VEXTROM INDÚSTRIA E COMERCIO

Telefone

(62) 3092-1414 (11) 4199-7500 (38) 3561-4522 (92) 2125-8000 (85) 4008-6666 (11) 3649-9800 (11) 2937-4650 (11) 3959-6855 (16) 2102-5444 (27) 3357-1000 (47) 3375-6700 (34) 3268-2033 (11) 2294-1133 (11) 3017-8797 (31) 2318-8000 (11) 2384-0155 (47) 3207-7780 (35) 3714 2660 (11) 99200-1245 (11) 5197-4000 (21) 2667-1324 (11) 3672-0506

Site www.adeel.com.br www.adelco.com.br

www.albernazelectric.com.br www.baeletrica.com.br www.carmehil.com.br www.eletricapj.com.br www.dlight.com.br www.eletroterrivel.com.br www.eletrotransol.com.br eletromil.com.br www.eletropoll.com.br www.eletrotil.com.br www.glolani.com.br www.heilind.com www.lojaeletrica.com.br www.mediatensao.com.br www.reymaster.com.br www.sulminasfiosecabos.com.br supereletrica@supereletrica.com.br www.tel.com.br eletroforconecta.com.br www.vextrom.com.br

Cidade

Goiânia

Barueri

João Pinheiro

Manaus

Fortaleza

São Paulo

Guarulhos

São Paulo

Ribeirão Preto

Vitória

Corupá

Ituiutaba

São Paulo

São Paulo

Belo Horizonte

Guarulhos

Joinville

Poços de Caldas

São Paulo

Belo Horizonte

Nova Iguaçu

São Paulo

Certificado ISO 9001 X

Certificado ISO 14001 X Material elétrico de Baixa Tensão

X

Quadros & Painéis

X

Iluminação –Lâmpadas, Luminárias, Reatores

X

Principais produtos que comercializa

Material elétrico de Média Tensão (1 a 36 kV)

Material elétrico de Alta Tensão (> 36 kV) X

Automação residencial

Automação comercial

Automação industrial

Ferramentas X

Equipamentos de proteção individual e coletiva

Importações diretas de produtos

Corpo técnico especializado para suporte ao cliente

Treinamento técnico para os clientes

Projetos de instalações elétricas, iluminação, sistemas de automação, etc

Serviços de instalação ou manutenção de instalações elétricas, iluminação, sistemas de automação, etc

Principais clientes

Concessionárias de energia elétrica X

Indústria em geral X

Construtoras X

Instaladoras X

Empresas de engenharia X

Empresas de manutenção X

Empresas públicas X

Consumidor final X

Conexão Regulatória

A era dos carros elétricos: benefícios e desafios

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.

As vendas de veículos elétricos e híbridos no Brasil estão em alta. Até julho de 2024, foram vendidos cerca de 94.616 veículos eletrificados, superando o total de 2023, que foi de 93.927 unidades.

A Associação Brasileira do Veículo Elétrico (ABVE) estima que as vendas totais em 2024 devem ultrapassar 150 mil unidades1.

Atualmente, o Brasil conta com aproximadamente 315.047 veículos leves eletrificados emplacados, representando cerca de 7% dos emplacamentos totais de veículos no país. A participação de veículos elétricos “puros” e híbridos plug-in foi de 70% das vendas nos primeiros sete meses de 20242.

No entanto, o mercado ainda enfrenta desafios importantes, como o alto custo de aquisição, a falta de infraestrutura de recarga e a ausência de incentivos fiscais adequados3.

Sob o ponto de vista regulatório, todas as regras que envolvem os veículos elétricos, e suas estações de recargas, estão disciplinadas na Resolução Normativa nº 1.000/2021 da ANEEL4

Neste sentido, a RN 1000 inclui disposições importantes, tais como (I) Instalação de Estações de Recarga. A resolução permite que qualquer interessado instale estações de recarga de veículos elétricos, inclusive para fins comerciais, bem como as distribuidoras de energia elétrica devem facilitar o acesso à rede para essas estações, garantindo a qualidade e a segurança do fornecimento; (II) Tarifação e Cobrança. A cobrança pelo serviço de recarga pode

ser feita de forma livre, permitindo que os preços sejam negociados entre o prestador do serviço e o consumidor. A resolução também menciona a possibilidade de aplicação de tarifas diferenciadas, como a Tarifa Branca, que incentiva o uso de energia fora dos horários de pico; (III) Direitos e Deveres dos Consumidores. Os consumidores têm o direito de solicitar a instalação de pontos de recarga em suas residências ou empresas, desde que atendam aos requisitos técnicos e de segurança estabelecidos pela ANEEL e as distribuidoras devem fornecer informações claras sobre os procedimentos e custos envolvidos na instalação e uso das estações de recarga.

De forma geral, essas medidas visam regulamentar e promover a expansão da infraestrutura de recarga de veículos elétricos no Brasil, visto que, apesar desse crescimento, a infraestrutura ainda é considerada insuficiente para suportar uma adoção em massa de veículos elétricos. Muitos usuários enfrentam problemas como filas longas e carregadores fora de operação, facilitando a transição para uma mobilidade mais sustentável.

Atualmente, o país conta com cerca de 4.300 estações de recarga, um número que tem crescido rapidamente. Entre janeiro e agosto de 2023, houve um aumento de 28% no número de pontos de recarga, passando de 2.955 para 3.800.

Entretanto, não é apenas a infraestrutura de carregamento de veículos elétricos que necessita atenção. A crescente adoção de

1 https://g1.globo.com/carros/dinheiro-sobre-rodas/noticia/2024/08/07/vendas-de-eletricos-e-hibridos-ja-ultrapassam-o-total-de-2023-ano-de-recorde-no-brasil.ghtml

2 https://olhardigital.com.br/2024/01/03/carros-e-tecnologia/2024-o-comeco-da-era-dos-carros-eletricos-no-brasil/

3 https://exame.com/brasil/mobilidade-sustentavel-o-crescimento-do-mercado-de-carros-eletricos-no-brasil/

4 CAPÍTULO V - DAS INSTALAÇÕES DE RECARGA DE VEÍCULOS ELÉTRICOS

SEÇÃO I - DA INSTALAÇÃO DE ESTAÇÃO DE RECARGA

Art. 550. A instalação de estação de recarga de veículos elétricos deve ser comunicada previamente à distribuidora em caso de necessidade de: I - conexão nova; II - aumento ou redução de carga; ou III - alteração do nível de tensão.

Art. 551. A responsabilidade pelos custos de adequação da rede de distribuição e do sistema de medição seguem os critérios dispostos nesta Resolução. SEÇÃO II - DOS EQUIPAMENTOS UTILIZADOS PARA A RECARGA

Art. 552. Equipamentos de recarga que não sejam exclusivos para uso privado devem ser compatíveis com protocolos abertos de domínio público para: I - comunicação; e II - supervisão e controle remotos.

Art. 553. Na unidade consumidora com estação de recarga devem ser observadas as normas e os padrões da distribuidora e as normas dos órgãos oficiais competentes, naquilo que for aplicável e não dispuser contrariamente à regulação da ANEEL.

5 https://mobilidade.estadao.com.br/resolver/infraestrutura-de-recarga-desafio-para-o-brasil/

6 https://gesel.ie.ufrj.br/app/webroot/files/publications/56_castro200.pdf

veículos elétricos traz impactos e desafios significativos na rede de distribuição de energia elétrica. Aqui estão alguns dos principais pontos a serem considerados:

1 - Aumento da Demanda de Energia:

• Com a popularização dos veículos elétricos, a demanda por energia elétrica pode aumentar significativamente, especialmente durante os horários de pico, como à noite, quando muitos usuários tendem a carregar seus veículos.

2 - Segurança e Conformidade Regulatória:

• As concessionárias precisam garantir que as estações de recarga atendam aos padrões de segurança e conformidade regulatória estabelecidos pela ANEEL e outras autoridades. Isso inclui proteção contra sobrecargas e a necessidade de comunicação prévia para novas conexões ou alterações na carga.

3 - Desgaste da Infraestrutura:

• A conexão simultânea de muitos veículos elétricos pode sobrecarregar a rede, causando desgaste acelerado dos equipamentos e potencialmente levando a falhas ou interrupções no fornecimento de energia.

4 - Necessidade de Investimentos:

• Para acomodar a nova demanda, pode ser necessário investir em melhorias na infraestrutura, como a ampliação da capacidade das subestações e a modernização das linhas de distribuição.

5 - Impacto Relativo:

• Estudos indicam que, mesmo com um aumento significativo na frota de veículos elétricos, o impacto total na rede de energia pode ser relativamente pequeno, representando entre 2% e 3% do consumo total de energia elétrica no Brasil até 2035.

6 - Soluções Inteligentes:

• A implementação de tecnologias de rede inteligente (smart grid) e a utilização de tarifas diferenciadas, como a Tarifa Branca, podem ajudar a gerenciar melhor a demanda e reduzir os impactos negativos.

Esses pontos mostram que, embora a transição para veículos elétricos traga desafios, também há oportunidades para modernizar e tornar a rede de distribuição mais eficiente e resiliente.

Diante deste cenário, concessionárias de energia no Brasil adotam várias estratégias para se preparar para o aumento da demanda causado pela crescente adoção de veículos elétricos.

Se considerarmos a necessidade de modernização da infraestrutura, concessionárias estão investindo em tecnologias avançadas, como redes inteligentes (smart grids), que permitem uma gestão mais eficiente da distribuição de energia e ajudam a evitar sobrecargas, agregando um esforço contínuo para aumentar a capacidade das subestações e modernizar as linhas de distribuição para suportar a demanda adicional.

Para além disso, a implementação de tarifas diferenciadas, como a Tarifa Branca, incentiva os consumidores a carregarem seus veículos fora dos horários de pico, ajudando a distribuir a demanda de forma mais equilibrada.

Essas iniciativas, mesmo que incipientes, mostram que as concessionárias já estão em busca de soluções e tecnologias para enfrentar os desafios e aproveitar as oportunidades econômicas trazidas pela transição para veículos elétricos.

Esses desafios destacam a complexidade da transição para uma mobilidade mais sustentável, mas também abrem oportunidades para inovação e melhorias na infraestrutura elétrica, bem como demonstram como a infraestrutura inteligente pode transformar a maneira como gerenciamos e utilizamos a energia elétrica, agora e no futuro próximo!

Aterramento de blindagem de cabos

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

OBJETIVO DO ARTIGO DESTE TEMA

O objetivo da coluna deste mês é esclarecer alguns pontos importantes sobre aterramento de blindagem de cabos, uma vez que é frequente a dúvida: devo aterrar uma extremidade ou ambas?

ALGUMAS NORMAS SOBRE O TEMA

Apresenta-se a seguir algumas normas referentes ao tema aqui discutido:

• NBR-14039

• IEEE Std 525

• IEEE Std 575

IMPLICAÇÕES DE SE ATERRAR UMA OU DUAS EXTREMIDADES

Quando se aterra apenas uma extremidade do cabo, não circula corrente induzida na blindagem. Entretanto, ainda assim, existe a circulação das correntes devido às próprias capacitâncias.

Ao se aterrar ambas as extremidades, além das correntes devidas às capacitâncias próprias, existem também as correntes induzidas devidas aos campos magnéticos que vão circular pela blindagem. A circulação de corrente pela blindagem promove um aquecimento adicional do cabo e contribui para a diminuição da capacidade do cabo.

CONDIÇÕES DE ANÁLISE

A análise do aterramento da blindagem do cabo deve ser feita em duas condições: (a) Em regime e (b) Em curto-circuito.

LIMITAÇÕES NORMATIVAS

Quando a blindagem é aterrada em apenas uma extremidade, em regime, a norma NBR-14039 limita em 50 V para instalações internas e 25 V para instalações externas. A norma IEEE Std 525 limita em 25 V. O objetivo de se limitar a este valor deve-se a problemas de faiscamento.

Durante curto-circuitos, quando aterrada em apenas uma extremidade as tensões induzidas acabam ficando muito elevadas e outras técnicas e dispositivos são comumente aplicados.

Um dispositivo comumente aplicado é o SVL (Sheath Voltage Limiter), que nada mais é do que um protetor de surto que tem a finalidade de limitar a sobretensão na blindagem/capa.

Conforme norma IEC 60229-2007, as capas suportam, 4 kV/mm limitados a 10kV – 1min (para sobretensões de 60 Hz - em regime e em curto-circuito).

ALGUNS TIPOS DE SOLUÇÕES

Podem ser citadas entre outras as soluções:

a) Aterramento em apenas uma extremidade (Figura 1)

b) Aterramento em ambas as extremidades (Figura 2)

c) Seccionamento da blindagem - Figura 3

d) Cross-bonding – Figura 4

e) Etc

As figuras seguintes ilustram esses tipos de solução.

Figura 1- Aterramento em uma extremidade

2 – Aterramento em ambas as extremidades

Figura 3 – Seccionamento da blindagem

Figura 4 – Cross-bonding

A figura 5 ilustra o perfil típico da tensão quando é utilizado o cross-bonding.

5 – Perfil da tensão na blindagem para a configuração crossbonding

CONCLUSÕES

1 - A escolha do tipo de solução depende de alguns fatores, tais como comprimento do lance, seção transversal do cabo, ampacidade (carga do circuito) e da corrente de curto-circuito.

2 – Para facilitar a aplicação, a tabela 1, extraída da norma IEEE Std 525, nos apresenta os comprimentos máximos para aterramento em apenas uma extremidade.

3 – Idealmente, deve-se modelar o sistema num software de transitórios eletromagnéticos, como por exemplo o ATP/ATPDraw, para se determinar a escolha do melhor tipo de solução.

No treinamento de transitórios eletromagnéticos, é ensinado como avaliar o aterramento da blindagem utilizando o software ATP/ATPDraw. Caso precise evoluir neste tema, entre em contato através do email treinamentos@engepower.com e você receberá as informações mais detalhadas sobre o tema.

Figura

Figura

A inaplicabilidade de uma norma de projetos pela desatualização de uma portaria

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

Seguimos no Brasil com uma clara demonstração de como a falta de atualização e agilidade na revisão técnica de uma regulamentação pode causar problemas para a sociedade. Depois de ter sido aprovada e publicada em março de 2024, a ABNT NBR 5101 – Iluminação viária –procedimentos, segue impedida de ter sua aplicabilidade plena pela falta de atualização de um regulamento técnico compulsório, prejudicando a iluminação viária como um todo e a população.

Esperava-se que com uma medida simples de adição de duas temperaturas de cor, a certificação compulsória de luminárias públicas passasse por um período de adaptação de mercado para incorporar a possibilidade de aplicação de luminárias nas temperaturas de cor de 1800K e 2200K na Portaria 62 do INMETRO, e a partir disto, seria permitido projetar de acordo com a ABNT NBR 5101, revisada. O mais curioso é que no mesmo regulamento que permite a certificação de luminárias para lâmpada a vapor de sódio que tem luz amarelada de 1800K a 2200K, esta fonte de luz convencional (lâmpada de descarga) com IRC (Índice de reprodução de cor) de 20, no ANEXO que fala de LED, não está contemplada a mesma temperatura de cor, se for emitida pelos LEDs.

Por qual motivo a tecnologia antiga é permitida e a nova não?

Ainda foi incluído em uma nota técnica do PROCEL, distribuída para os municípios, o trecho da resposta do INMETRO em ofício que diz o seguinte: “O uso da faixa entre 1.600 K (sic) e 2.700 K corresponderia a uma iluminação de cor âmbar que é menos sensível aos olhos e, portanto, promovendo uma sensação de maior escuridão nas vias e consequentemente um impacto negativo na segurança da população, incluindo as condições de trânsito de veículos.”

Como pode o órgão que regulamenta o produto luminárias públicas responder que um dos produtos regulamentados “promove sensação de maior escuridão” e tem “impacto negativo na segurança da população”? Como pode o órgão regulamentador que permite certificação de luminárias convencionais com uso de lâmpadas a vapor de sódio, questionar uma norma de projetos que estabelece limites de temperatura de cor em função de preocupação com a saúde das pessoas e o meio ambiente, sendo que, no mesmo regulamento, com a tecnologia antiga, a temperatura de cor é permitida?

Por fim, ainda está sendo levantada a hipótese de que é preciso suspender temporariamente os efeitos da norma ABNT, para que se dê tempo para uma revisão de regulamentação técnica, que pode demorar em torno de dois anos. Enfim, a iluminação viária no Brasil vive momentos difíceis, onde não estão sendo respeitadas as normas técnicas, em função de uma regulamentação desatualizada, que deveria ter sido objeto de atualizações periódicas, a fim de acompanhar e evolução tecnológica, bem como da aplicação dos conceitos e conhecimentos atuais do segmento. Suspensão de efeitos de norma em função do não cumprimento de prazos é uma afronta a diversos profissionais que dedicam seu tempo e conhecimentos para gerar documentos técnicos que viram as Normas Técnicas e tem embasamento científico e tecnológico, todas elas submetidas à consultas públicas.

Falha-se mais uma vez na organização técnica e regulamentadora, impactando a capacidade de entendimento técnico e administrativo, impedindo que se faça correções de maneira rápida para termos melhores resultados e uma evolução nos conceitos.

Soluções em Iluminação para Áreas Classificada

Em um mercado que demanda inovação constante e altos padrões de segurança, a Telbra Ex continua a expandir suas soluções com produtos de iluminação que aliam tecnologia de ponta, qualidade, segurança e eficiência energética. Neste mês, destacamos três lançamentos que prometem elevar o patamar da iluminação para áreas classificadas: as luminárias tuboled e fita de LED, modelos TLTLCEx e TLLLCEx, respectivamente, e a luminária de embutir TLEXE, com certificação Ex "e" (segurança aumentada) e Ex "t" (à prova de ingresso de poeiras combustíveis) são certificadas para uso em Zonas 1, 2, 21 ou 22.

TLTLCEx e TLLLCEx: Segurança e Eficiência Energética

Pedro Henrique Guerra Jacinto é engenheiro eletricista com MBA em gestão de negócios. Atualmente ocupa a posição de gerente de engenharia da Telbra Ex, sendo o responsável Ex.

Desenvolvidas para atender às necessidades de iluminação em áreas classificadas, as luminárias TLTLCEx e TLLLCEx são construídas com corpo em aço inoxidável 316 e difusor em policarbonato, essas luminárias são projetadas para resistir à corrosão e a impactos, garantindo uma longa vida útil, mesmo nas condições mais adversas. Disponíveis em dois tamanhos (702x185mm e 1302x193mm), elas oferecem potências máximas de 30W e 60W, respectivamente. Estas luminárias são ideais para ambientes industriais, como plantas químicas, cabines de pintura, plataformas de petróleo e refinarias, onde a confiabilidade é indispensável. A fixação e montagem são facilitadas pelas presilhas de fechamento em inox e pelos pés de fixação que garantem uma instalação segura e rápida

As luminárias tuboled e fita de LED oferecem diversas opções de fixação, permitindo uma instalação flexível e adaptável a diferentes cenários, seja em estruturas metálicas, poste, paredes ou até em locais de difícil acesso. A versatilidade das opções de montagem são facilitadas pelas presilhas de fechamento em inox e pelos pés de fixação que garantem uma instalação segura, facilitando o trabalho dos instaladores e garantindo segurança em qualquer situação.

TLEXE: Versatilidade, qualidade e segurança

A luminária de embutir TLEXE representa o que há de mais avançado em tecnologia de iluminação para áreas classificadas. Este modelo, fabricado em aço inoxidável 316 e com acabamento em pintura eletrostática na cor branca, é uma solução de segurança, confiabilidade e alta durabilidade. Com versatilidade na instalação, pode ser montada em: montagem pendente, no teto ou embutida, a TLEXE se destaca por sua flexibilidade e adaptabilidade a diferentes ambientes. A tampa, fixada ao corpo por parafusos de inox e equipada com vedação em politetrafluoretileno, assegura proteção contra poeira e umidade, garantindo a integridade da luminária mesmo em condições extremas. O modelo se destaca pela alta eficiência luminosa, atingindo 130 lm/W, e uma vida útil estimada de 50.000 horas. Além disso, a luminária foi desenvolvida com foco na praticidade de instalação e manutenção, o que a torna uma escolha eficiente e econômica para projetos industriais de grande porte.

As novas luminárias da Telbra Ex, TLTLCEx, TLLLCEx e TLEXE, reafirmam nosso compromisso com a excelência em materiais elétricos para áreas classificadas. Combinando segurança, qualidade, durabilidade e eficiência, esses produtos são ideais para indústrias que operam em ambientes severos, garantindo proteção eficaz contra riscos de explosão e contribuindo para a segurança operacional. A Telbra Ex segue à frente na inovação, oferecendo soluções que atendem às demandas mais exigentes do mercado.

Sistemas Instrumentados de Segurança (SIS) em atmosferas explosivas

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

Os Sistemas Instrumentados de Segurança (SIS) são sistemas utilizados para monitorar parâmetros de uma planta dentro dos limites funcionais e operacionais e nos casos em que houver condições de riscos, estes sistemas devem gerar alarmes e colocar a planta em uma condição segura ou mesmo na condição de parada de emergência (shutdown). As condições de segurança devem ser sempre seguidas e adotadas em plantas e as melhores práticas operacionais e de instalação são deveres dos empregadores e empregados. Vale lembrar ainda que o primeiro conceito em relação à legislação de segurança é garantir que todos os sistemas sejam instalados e operados de forma segura e o segundo é que instrumentos e alarmes envolvidos com segurança sejam operados com confiabilidade e eficiência.

Os Sistemas Instrumentados de Segurança (SIS) representam também os sistemas responsáveis pela segurança operacional e funcional, assegurando uma parada de emergência dentro dos limites considerados seguros, sempre que a operação ultrapassar estes limites. O objetivo principal do SIS é de evitar acidentes dentro e fora das fábricas, como por exemplo, proteção ao meio ambiente, incêndios, explosões, danos aos equipamentos de processo, proteção da produção e da propriedade e mais do que isto, evitar riscos de vidas ou danos à saúde pessoal e impactos catastróficos para as comunidades vizinhas das instalações industriais. Deve ser reconhecido que nenhum sistema eletrônico, digital ou eletromecânico é totalmente imune a falhas e sempre deve proporcionar uma condição segura, mesmo em casos de ocorrência de falhas.

Foi publicada pela ABNT em 14/03/2024 a Norma Técnica Brasileira adotada ABNT NBR IEC 61511-1: Segurança funcional –Sistemas instrumentados de segurança para o setor da indústria de processo - Parte 1: Estrutura, definições, sistema, hardware e requisitos de programação do aplicativo.

A Norma ABNT NBR IEC 61511-1 apresenta os requisitos para especificação, projeto, montagem, operação e manutenção de um Sistema Instrumentado de Segurança (SIS), de modo que seja confiavelmente assegurado que este sistema alcance ou mantenha

o processo em um estado seguro. Dentre diversas outras aplicações, esta Norma tem por objetivo garantir que a segurança funcional seja alcançada, utilizando-se uma ou mais funções instrumentadas de segurança, para proteção dos ativos, das pessoas, do público em geral ou do meio ambiente. Diversos setores da indústria de processos devem aplicar os requisitos e conceitos apresentados nesta Norma como forma de controle e redução de riscos de segurança de processo, por meio da segurança funcional, incluindo os setores industriais de manuseio de materiais e processamento mineral, químico, petroquímico, óleo & gás, papel e celulose, farmacêutica, alimentícia, energia elétrica, portuário, agronegócio e siderúrgico, entre outros.

Os Sistemas Instrumentados de Segurança (SIS) são utilizados para realizar Funções Instrumentadas de Segurança (SIF – Safety Instrumented Function) em diversas indústrias de processo. Se a instrumentação for efetivamente utilizada para desempenhar as SIF, é essencial que esta instrumentação apresente padrões e níveis mínimos de desempenho e de confiabilidade (SIL), especificados nas Normas da Série IEC 61508. Para o desenvolvimento da especificação dos Sistemas Instrumentados de Segurança é necessária também a avaliação de risco e perigos do processo (Hazard & Risk Analysis - H&RA).

A Norma ABNT NBR IEC 61511-1 incorpora dois conceitos fundamentais para a sua aplicação: o CICLO TOTAL DE VIDA de segurança do SIS e o nível de integridade de segurança (SIL). Esta Norma aborda a aplicação dos SIS que são baseados na utilização de tecnologia elétrica,

eletrônica e eletrônica programável, incluindo os PLC de Segurança (SPLC).

Os Sistemas Instrumentados de Segurança incluem todos os dispositivos necessários para executar cada função instrumentada de segurança, incluindo os executores das lógicas de segurança (por exemplo SPLC), bem como os sensores e os elementos finais, os quais são muito frequentemente instalados em áreas classificadas contendo gases inflamáveis ou poeiras combustíveis, incorporando tipos de proteção “Ex”, como por exemplo, instrumentos e barreiras

MARCA NÚMERO 1

SPLC) decorrentes da adequação de aplicações SIL 2 ou SIL 3

• Digitalização de ponta a ponta do loop dos circuitos SIS, incluindo marcação digital e dados de características técnicas

• Isolação, condicionamento e filtragem em segurança intrínseca para o processamento de sinais analógicos e digitais nas entradas e

• Certificações de conformidade em segurança intrínseca (Ex “i”) e SIL 3, de acordo com as respectivas normas técnicas

• Proteção “Ex” para todas as zonas e grupos de gases inflamáveis ou poeiras combustíveis, com barreiras de segurança intrínseca com um

• Alto nível de segurança operacional, com barreiras Ex “i” com certificação SIL reconhecida internacionalmente

• Integração de sinais de campo de forma segura e confiável, através

A publicação da Norma ABNT NBR IEC 61511-1 representa um importante MARCO na normalização técnica brasileira sobre INSTRUMENTAÇÃO e AUTOMAÇÃO para a indústria de processo, permitindo o acesso facilitado ao seu conteúdo, em português, aos profissionais envolvidos com serviços de projeto, especificação técnica de equipamentos, montagem, comissionamento, inspeção e manutenção de Sistemas Instrumentados de Segurança, inclusive utilizando sensores e atuadores “Ex”.

QUALIDADE & RESISTÊNCIA!

Mais diversos segmentos de terminais, grampos e conectores elétricos. Materiais elétricos de alta qualidade e durabilidade.

Usinas Eólicas, Solares e Grandes Indústrias – Rede de Média Tensão – Manter é preciso

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

Nas colunas das edições de número 201 e 203 desta publicação, tratei sobre a importância de comissionar corretamente as redes de média tensão, antes da energização das plantas, ocasião onde listei algumas abordagens que podem ser adotadas durante a operação, a fim de garantir que a vida útil desses importantes ativos seja prolongada. Nesta coluna, vamos dar continuidade ao assunto, listando outras abordagens que podem ser empregadas.

Importante lembrar que, mesmo depois de um comissionamento bem executado, os cabos isolados 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, para assegurar uma vida útil prolongada desses sistemas, é altamente recomendável aumentar a frequência de procedimentos de manutenção.

A seguir, além das estratégias run-to-failure e testagem periódica, abordadas na edição 203 dessa revista, vamos listar outras abordagens que podem ser adotadas durante a operação de forma única e global ou de forma combinada e selecionada para alguns trechos dos circuitos, de acordo com as estratégias de manutenção adaptadas para cada tipo de operação.

ENGENHARIA DE CONFIABILIDADE

Determinados gestores optam por aplicar a metodologia run-tofailure combinada a ferramentas de engenharia de confiabilidade, para identificar cabos que possivelmente devem ser substituídos. Por exemplo, se os cabos instalados em determinado período alcançarem uma determinada taxa de falhas, considera-se que todos estão em condições ruins e que devem ser substituídos. Se há uma taxa de falhas mais elevada para determinada área do parque, substitui-se os cabos sob a perspectiva de que alcançaram o fim da vida útil. Nessa abordagem, utiliza-se a inferência estatística para tomar ações baseadas em comportamentos médios do parque.

Figura 1 - Gráfico esquemático que correlaciona a condição dos cabos de um parque em função do tempo em serviço. Ao aplicar ferramentas de engenharia de confiabilidade, o comportamento médio traz informações pertinentes para tomada de decisão sobre substituição de cabos. No entanto, como ensaios de manutenção não são realizados, espera-se uma taxa de falha similar ao run-to-failure. Há certo desperdício também na etapa de fim da vida útil, devido à tomada de decisão baseada em média

É um avanço em relação à estratégia run-to-failure, melhorando a tomada de decisão para substituição dos cabos ao fim da vida útil. Mas, para que seja viável, necessita de um parque instalado considerável e informações documentadas, para viabilizar uma análise estatisticamente significativa. Aqui, como na metodologia run-to-failure, falhas eventuais são esperadas durante a operação, pois procedimentos e ensaios não são aplicados.

TESTAGEM PERIÓDICA E ENGENHARIA DE CONFIABILIDADE

Nesta metodologia, combinam-se os efeitos da testagem periódica (abordada em meu artigo publicado na edição 203 desta revista) para redução do número de falhas em operação, com a estratégia que emprega ferramentas de engenharia de confiabilidade, para identificação do momento oportuno para substituição dos cabos. Há uma notável otimização da gestão dos ativos, sendo aplicáveis os mesmos pontos favoráveis e desvantagens já indicados nos tópicos anteriores.

MANUTENÇÃO CENTRADA EM CONDIÇÃO

Na manutenção centrada em condição, ensaios preditivos são utilizados para caracterizar a condição dos ativos e direcionar ações preventivas. Por meio dos ensaios, cabos com desvios são identificados e corrigidos, reduzindo a probabilidade de falhas, sem aplicação de estresse elétrico demasiado e possível redução de vida útil. As informações obtidas pelos diagnósticos são utilizadas para determinação do momento ideal de substituição dos cabos. Há forte otimização da gestão dos ativos.

Figura 2 - Gráfico esquemático que correlaciona a condição dos cabos de um parque em função do tempo em serviço. Quando aplicados os ensaios preditivos, a condição dos cabos é inferida e a tomada de decisão, seja para direcionamento de procedimentos preventivos, ou para substituição de cabos ao fim da vida útil, torna-se mais precisa, com ganhos diversos para gestão dos ativos

A desvantagem dessa metodologia, em relação às demais apresentadas, é o investimento inicial necessário para aquisição de equipamentos, bem como os custos e dificuldades para manutenção de equipes treinadas.

Métodos de seleção de EPI para proteção contra arcos elétricos segundo a NFPA 70E 1- 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.

Aespecificação e escolha de Vestimentas AR para proteção ao risco de arco elétrico é um tema complexo que gera dúvidas, principalmente devido à falta de conhecimento específico sobre o tema, além de “interesses” comerciais, onde informações e conceitos errôneos e inadequados são frequentemente apresentados.

Não temos, no Brasil, norma técnica específica sobre o tema, sendo que a Norma NFPA70E - Norma para Segurança Elétrica no Local de Trabalho (2024), é a principal referência normativa utilizada, e, dessa forma, o objetivo deste artigo é apresentar requisitos específicos sobre método de seleção de EPI para proteção contra arcos elétricos, constantes na referida Norma.

Dois métodos de seleção de EPI para proteção contra efeitos térmicos de arcos elétricos são apresentados no capítulo 130.5 (F) da NFPA 70E:

• Seleção pelo método de análise de energia incidente 130.5 (G)

• Seleção por categoria de EPI 130.7 (C) (15)

O princípio básico dentro da NFPA 70E é que um dos métodos, mas nunca ambos os métodos, devem ser empregados na seleção. Mas vamos tentar compreender melhor o porquê dessa distinção e condição de restrição.

Para alguns colegas de engenharia de segurança, o processo é uma conjunção dos dois modelos, mas na verdade, quando compreendemos melhor as filosofias dos métodos, temos um esclarecimento lógico da sua incompatibilidade.

É importante destacar que, nenhum dos métodos dispensa uma Análise de Riscos detalhada, documentada e revisada periodicamente!

Método de Seleção pela Energia Incidente

Dentro de um processo de análise de riscos, quando falamos do perigo relacionado aos efeitos térmicos de arcos elétricos, é fundamental o levantamento da severidade deste efeito físico. A forma estabelecida para o levantamento da severidade é a estimativa, ou como mais comumente conhecemos, o cálculo da energia incidente proveniente dos arcos elétricos.

A NFPA, traz em seu anexo D, alguns métodos recomendados, mas não se restringe aos mesmos. Em função de sua complexidade, podemos inclusive utilizar softwares de simulação para orientar os passos seguintes

da análise de riscos. Dentre as recomendações, encontramos o método adaptado à fórmula teórica de Ralph Lee, para circuitos trifásicos, em corrente alternada. Também temos o método teórico de Doan, destinado a circuitos em corrente contínua, e os métodos empíricos como o de Doughty e Neil. Além desses, temos ainda o método mais empregado atualmente no ambiente industrial: a IEEE 1584.

O objetivo aqui não é detalhar os métodos, mas alguns pontos são fundamentais em cada aspecto analisado, onde há a probabilidade não nula de ocorrência de um arco elétrico, tais como: a tensão envolvida nos circuitos; a corrente de falha; a distância entre eletrodos; e o tempo de atuação da proteção e a distância de trabalho, onde, adicionalmente, podemos levar em conta ferramentas ou instrumentos que influem diretamente nessa distância de trabalho.

Com base em parâmetros, equações ou mesmo, alternativamente, softwares de simulação, é obtida então a Energia Incidente no ponto de Trabalho, e adicionalmente a Distância ou Limite de Aproximação Segura (LAS), que delimita uma área ou posição geográfica em relação ao ponto de interesse onde pode ocorrer o arco elétrico, onde a energia térmica (calor) não seria nociva ou perigosa ao ponto de gerar queimaduras de segundo grau. Essa energia é atualmente convencionada em 1,2 cal/ cm².

Estabelecido o nível de severidade, processos para mitigar essa energia devem ser adotados e, quando a energia residual ainda atinge valores perigosos, do ponto de vista das prováveis queimaduras e outros efeitos danosos do calor, se procede a seleção do EPI destinado a proteção contra efeitos térmicos de arcos elétricos.

Desta forma, a Seleção é baseada em uma energia estimada, devendo ter uma resistência ao arco elétrico igual ou superior a essa estimativa de severidade já mitigada. Como exemplo, se em um processo de estimativa, a energia em um determinado ponto de interesse, ou em um conjunto de pontos de interesse em uma instalação elétrica, foi de 6,5 cal/cm², o EPI selecionado, para a distância de trabalho envolvida, deve ser de pelo menos 6,5 cal/cm². A única ressalva é que o processo é válido para a estimativa de energia nas fronteiras do corpo humano: peito e cabeça. Em determinadas distâncias, onde as mãos podem estar sujeitas a energias incidentes superiores em função da atividade, uma análise específica sobre a proteção das mãos deve ser conduzida.

Nos próximos artigos, continuaremos a abordagem sobre a interpretação da NFPA70E.

O melhor SPDA externo custa muito pouco ou nada!

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

Quando se pensa na melhor tecnologia de proteção contra descargas atmosféricas, pode-se imaginar um alto custo de investimento, como é comum em outras áreas. No entanto, em sistemas de proteção contra descargas atmosféricas (SPDA), a melhor tecnologia pode ter um custo de implantação surpreendentemente baixo quando comparada a uma solução equivocada.

Um SPDA externo é composto por três subsistemas: captação, descidas e aterramento. O subsistema de captação intercepta a descarga atmosférica, o de descidas a conduz com segurança até o solo e o de aterramento a dispersa no solo, controlando os potenciais gerados. A seguir, exploraremos as oportunidades de baixo custo para cada subsistema do SPDA externo.

1 - Exemplo de SPDA externo natural de custo praticamente irrelevante

O subsistema de captação deve preferencialmente utilizar elementos metálicos na cobertura como captores naturais, conforme as condições estabelecidas pela NBR 5419. Esses elementos devem suportar os efeitos térmicos e mecânicos causados pela descarga atmosférica. Coberturas metálicas, como telhas metálicas suportadas por estruturas metálicas (vigas, treliças e terças), são comuns.

Figura 2 - Ilustração para o entendimento das espessuras t e t’ da tabela 3 da Parte 3 da NBR5419

Quando uma descarga atmosférica atinge uma cobertura metálica, há uma elevação da temperatura no ponto de conexão, que deve ser avaliada para garantir que seja tolerada. A NBR 5419 exige uma espessura mínima para o metal, conforme a tabela 3 da Parte 3. Geralmente, essa espessura é atendida nas coberturas mencionadas, pois, se a telha não tiver a espessura mínima, a estrutura de suporte logo abaixo provavelmente atenderá.

Casos especiais devem ser considerados ao utilizar coberturas metálicas como captores naturais, especialmente em áreas inflamáveis ou explosivas, como tanques de combustíveis. Nesses casos, é necessário avaliar se a elevação de temperatura pode causar ignição de um incêndio ou explosão. Quando não for possível avaliar os riscos, deve-se evitar o uso da cobertura metálica como elemento natural de captação.

O subsistema de descida também pode e muitas vezes deve-se utilizar elementos metálicos dos pilares como descidas naturais. Em estruturas sustentadas por pilares metálicos (como galpões metálicos) ou pilares de concreto armado, é quase impossível impedir que a corrente da descarga atmosférica desça por eles. Assim, esses pilares são naturalmente condutores de descida.

Outra condição para a utilização de elementos naturais de descida é quando a análise de risco conforme a Parte 2 da NBR 5419 impõe essa alternativa. Quando o risco de perda de vida humana (R1) é elevado e a principal causa são os riscos associados à descarga direta na estrutura (S1), é comum ser obrigatório o uso de elementos naturais de descida ou captação para mitigar R1 a níveis toleráveis.

Por último, o subsistema de aterramento deve ser preferencialmente realizado através das fundações da estrutura, conforme a NBR 5419. Antes de considerar cabos e hastes enterradas como eletrodo de aterramento, deve-se verificar a possibilidade de utilizar elementos metálicos da fundação, como a armadura de aço das vigas baldrames e blocos, como eletrodo de aterramento natural. A NBR 5419 estabelece critérios mínimos para essa utilização, que incluem a continuidade elétrica das armaduras, determinada visualmente durante a construção ou através de medição de continuidade elétrica se a estrutura já estiver existente.

Conforme a figura 1, é possível ter um SPDA externo utilizando apenas elementos naturais, sem adicionar elementos estranhos à construção. Mesmo em grandes edifícios residenciais, industriais ou comerciais, é viável utilizar elementos naturais como solução de proteção contra descargas atmosféricas, reduzindo significativamente o custo em comparação com soluções não naturais. Essa abordagem é indicada especialmente em casos de alto risco de perda de vida humana, oferecendo um baixíssimo custo e alta eficiência técnica.

Figura

A transição energética e o Big Data Quadros e painéis

Nunziante Graziano é engenheiro eletricista, e diretor da Gimi Pogliano Blindosbarra Barramentos Blindados e da GIMI Quadros elétricos. | nunziante@gimipogliano.com.br

Os desafios e oportunidades para a continuidade do desenvolvimento econômico global trazem para o teatro de operações uma nova era no que diz respeito à disponibilidade e tratamento de dados.

Nos últimos anos, temos discutido muito as diferenças entre a terceira e a quarta revolução industrial, e neste contexto, discutimos muito a indústria 4.0. Muito bem, a definição de indústria 4.0 já é bem conhecida, mas temos que considerar um fator muito importante, que vem ganhando importância e acho que devemos discutir também: o Big Data.

Essa grande, gigantesca e antes impensável quantidade de dados disponíveis trouxe a necessidade de ampliarmos, e estamos falando de muitas vezes mais, a quantidade de Datacenters ao redor do mundo, para armazenar e processar tudo isso. A reboque, veio junto a importância de se proteger esses dados contra o roubos e invasões de sistemas, via cyberattack. Tudo isso, já é de nosso pleno conhecimento.

Só como preâmbulo, minha geração, há 40 anos, fazia pesquisas para trabalhos escolares utilizando enciclopédias impressas, que ainda são imponentes e bem conservadas na casa dos meus pais, numa bela biblioteca. Hoje, meus filhos vão a esta biblioteca somente para ver fotos antigas, que à época eram impressas!

Duas gerações após a minha, utilizaram buscadores na internet para obter informações e estas, basicamente, eram a versão eletrônica daquelas belas enciclopédias as quais me referi.

Entretanto, meus filhos não estão fazendo suas pesquisas nem no papel, nem nos buscadores ou na Wikipédia. Estamos vivendo neste exato momento, mais uma transformação disruptiva, óbvia consequência de toda essa quantidade de dados disponíveis. Sim, estou falando da Inteligência artificial. Nos comunicamos com os aparelhos por voz, realizamos pesquisas por imagens captadas de todas as formas e obviamente, se meus

filhos querem sabem qualquer coisa de qualquer momento da história, basta dizer uma frase, que um sistema complexo de reconhecimento de voz transforma esta demanda em um texto, que um algoritmo busca nos arquivos e entrega a informação em menos de 4 segundos. Sensacional!!! E digo mais, trabalhos escolares são uma coisa que os professores devem substituir de alguma forma, pois não são os alunos que fazem as pesquisas, muito menos redigem o conteúdo narrativo, são motores como o ChapGPT.

Toda essa inteligência tem duas consequências práticas que são o verdadeiro escopo deste texto: consumo energético e aumento da capacidade (tráfego e processamento de dados) e potência elétrica instalada dos Data Centers, cujo sua evolução pode ser observada na Figura 1:

A evolução dos Data Centers é um reflexo direto das necessidades tecnológicas em constante mudança. A princípio, esses centros eram instalações simples e pequenas, focadas apenas em armazenamento e processamento básico de dados. Contudo, com o crescimento exponencial da quantidade de dados e a necessidade de maior segurança e disponibilidade, os data centers evoluíram em complexidade e capacidade.

A história dos Data Center começa com os mainframes na

década de 1950 e 1960. Esses computadores de grande porte eram instalados em salas controladas e exigiam condições ambientais específicas para operar corretamente. Na década de 1980, a computação distribuída trouxe uma nova abordagem. Pequenos servidores, ligados em rede, permitiram maior flexibilidade e escalabilidade. Nessa época, os Data Centers começaram a adotar padrões para melhorar a eficiência e a confiabilidade.

Na virada do milênio, teve início a terceira geração de data centers, caracterizada pela virtualização e pela computação em nuvem. A virtualização permitiu uma utilização mais eficiente dos recursos físicos, enquanto a nuvem proporciona escalabilidade quase ilimitada e acesso sob demanda aos recursos de TI. Essas tecnologias transformaram a forma como as empresas gerenciam seus dados e aplicações, oferecendo maior agilidade e redução de custos.

Atualmente, os Datacenters estão se movendo para a quarta geração, onde a ênfase está em data centers definidos por software (SDDC) e automação. Esta geração permite uma gestão ainda mais eficiente, com a capacidade de automatizar tarefas de rotina e ajustar dinamicamente os recursos conforme necessário. Além disso, a segurança cibernética se tornou uma prioridade, com a implementação de tecnologias avançadas para proteger contra ameaças cada vez mais sofisticadas. (Fonte: Century Telecom).

A classificação TIER é um tipo de certificação que visa atestar o desempenho e a confiabilidade de infraestruturas de Datacenters. Trata-se de um sistema criado e ainda aplicado pelo Uptime Institute, há mais de 25 anos. O conjunto de normas (ANSI/TIA/EIA-942) define parâmetros mecânicos, elétricos, arquitetônicos e de comunicação para a melhor execução de data centers.

A classificação TIER é independente de porte (variando de 1 a 4, em ordem crescente de performance), atestando pontos como disponibilidade e desempenho para nortear os investimentos das empresas. Entre os pontos críticos avaliados, a própria Uptime Institute elenca os principais:

• Baseado em desempenho: é preciso que o projeto atenda aos requisitos de disponibilidade, redundância e tolerância a falhas.

• Neutro em Tecnologias: a Classificação TIER não exige e nem depende de tecnologias padrões, mantendo a abertura para inovações.

• Independência de fornecedores: não há relação ou dependência do instituto com fornecedores.

• Flexível: a empresa fica livre para cumprir as normas locais.

• Ciclo de vida: a certificação busca atestar todas as necessidades por trás de um data center.

• Certificação: a certificação é independente, ministrada por engenheiros especialistas. (Fonte: Ascenty.com)

Naturalmente, quanto mais alto o TIER, mais robusta a infraestrutura dos Data Centers o que demanda instalações elétricas muito mais sofisticadas.

O fato de termos instalações desta robustez em capacidades atualmente com consumos de energia elétrica acima dos 100MW, e que demandam altíssimo nível de confiabilidade (TIER 3 e TIER 4), estamos falando de sistemas com elevados níveis de segurança, mas também com correntes nominais elevadas, níveis de curto-circuito robustos, sistemas de energia ininterrupta como nobreaks e UPS`s, além de sistemas de resfriamento para os servidores que talvez ainda nem existam. Estamos falando de muito trabalho e de muita pesquisa e desenvolvimento para prover tudo isso, ou seja, muitas oportunidades.

Além disso, estamos falando em resumo, que os Datacenters são uma grande oportunidade ao Brasil, por sermos grandes geradores de energia limpa para os Green Data Centers, ou seja, instalações que processam dados de forma sustentável e de baixo custo.

Essas e outras novidades já estão fazendo parte das mais modernas instalações pelo mundo. Quer conhecer mais dessas novidades, leia na próxima edição.

Compensação reativa de cargas alimentadas por geradores diesel: soluções, limitações, eficiência e mitigação das emissões

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

Na edição de dezembro de 2023 (https://www.osetoreletrico. com.br/geradores-diesel-solucoes-limitacoes-eficienciae-mitigacao-das-emissoes/) chamávamos a atenção da operação de geradores diesel no suprimento de cargas de missão crítica, não só como fonte de backup, mas de uso continuo, quando a rede da distribuidora possa apresentar instabilidade, em função da eminência de descargas atmosféricas ou de impactos nas redes aéreas de alimentação dos consumidores pela vegetação da circunvizinhança, aumentando assim o consumo de combustível e das emissões decorrentes. Também foram apresentados cuidados a serem tomados na operação dos geradores.

Outros aspectos a serem considerados, são a mudança da impedância das fontes, quando a carga é alimentada por geradores após transferência da alimentação da rede da distribuidora de energia, com os efeitos na regulação de tensão e a mudança da frequência de ressonância do sistema, quando capacitores compensam o fator de potência da carga. A Figura 1 apresenta o comportamento da tensão de alimentação de carga transitória com as duas fontes, onde se pode notar a perda de regulação com alimentação pelo gerador. Nesse caso, além de estudos específicos de dimensionamento, a adoção da solução da compensação estática deve ser aplicável se for desejável efetuar a operação industrial com uso dos geradores.

A solução da compensação estática é a única possível para atendimento simultâneo às curvas de capabilidade e à curva de redução de emissões, presentes na coluna de dezembro de 2023. Isso ocorre em função da necessidade de se manter o fator de potência das cargas alimentadas por geradores na região indutiva em qualquer situação de perfil de carga, mesmo quando da variação abrupta em cargas transitórias.

Figura 1 – Comportamento da tensão com rede e gerador

Sistemas de compensação reativa aplicados às cargas alimentadas por geradores consideram resposta imediata durante a variação da carga, evitando que o fator de potência permaneça na região capacitiva, mesmo por alguns segundos, causando a atuação do sistema de proteção de excitação e desligando o gerador. Sistemas estáticos de compensação reativa com resposta de um ciclo (16 milissegundos) fabricados pela Elspec e distribuídos no Brasil pela Ação Engenharia e Instalações Ltda - www.acaoengenharia.com.br são indicados para as situações de compensação reativa em cargas transitórias e não lineares (com conteúdo harmônico de corrente) e possuem aplicações comprovadas em operação com geradores.

Sistemas convencionais, manobrados com sistemas mecânicos, possuem atraso no desligamento das células capacitivas, causando sobre a compensação de energia reativa e seus efeitos citados, atuando no sistema de proteção de excitação. Essa prática leva os operadores de instalações com bancos automáticos com manobra mecânica a desligarem os capacitores, quando a fonte de suprimento de energia às cargas é efetuada com geradores.

A Figura 2 indica o efeito da compensação estática em tempo

real em carga transitória. Além da compensação plena da potência reativa, sem efeitos relacionados à sobre compensação, além do período de um ciclo, a regulação de tensão apresenta importante melhora no comportamento. Ainda os compensadores estáticos considerados possuem automação com operação em dois modos de compensação: em suprimento de energia pela distribuidora, ou por gerador, onde se pode optar por ajustes de fator de potência diferentes, para atender as duas situações. Devido à compensação instantânea, os efeitos das variações de tensão de curta duração, as VTCDs, originadas pelas cargas são compensados com suprimento pelas duas fontes, mantendo ainda a adequação da capacidade dos geradores para atendimento a picos de potência reativa, evitando os efeitos de afundamentos de tensão e fundamentalmente possibilitando a limitação da corrente da carga, adequando-a à capacidade do gerador.

Figura 2 – Impacto da compensação estática na regulação da tensão

Os sistemas antirressonantes presentes nesses compensadores funcionam de forma adequada, tanto pela rede, como por gerador no controle da circulação das correntes harmônicas. Os sistemas podem ainda ser equipados com medidores de qualidade de energia classe A, com capacidade de monitoração completa, ciclo a ciclo, e qualquer distúrbio que venha a ocorrer com monitoração em alta taxa de amostragem e integração com disponibilização de formas de onda em qualquer intervalo. A figura 3 ilustra a instalação de dois sistemas estáticos de compensação reativa em indústria alimentícia.

Proteção Completa para seus equipamentos com o DPS Compact.

O DPS Compact 15kA e 20kA

Classe II é a solução ideal para proteger circuitos de tensão de fase 220 Vca. Garanta a segurança dos seus quadros além dos equipamentos eletroeletrônicos contra descargas indiretas. Aposte na máxima eficiência e tranquilidade com o DPS

Compact, a escolha certa para proteger o que mais importa.

Vantagens:

Produto compacto. Compatível com novo padrão de disjuntores.

Suportabilidade ao TOV de 336V e 440V.

Modo EasyFix de encaixe ao trilho DIN.

3 –

estáticos

Projetos podem atender simultaneamente, premissas de confiabilidade, de eficiência energética, redução de investimentos iniciais, redução de consumo de combustíveis e de emissões. Tecnologias disponíveis e conhecidas agregam valor e confiabilidade às instalações, mantendo robustez e implementando aspectos de sustentabilidade.

Gabinete em material não propagante de chamas. Suportabilidade 850ºC. Sem polaridade.

Acesse o QR Code e conheça as linhas completas.

Figura

Sistemas

de compensação reativa instalados em indústria de alimentos

Minerais estratégicos para a transição energética –o caso do cobre

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

Aideia de transição energética que vem sendo construída, como processo crucial para mitigar as mudanças climáticas, depende fortemente de minerais estratégicos, entre os quais o cobre tem importância vital. Sua relevância é evidenciada pelo seu papel fundamental em diversas aplicações.

De forma particular, o cobre exerce uma função importante em instalações elétricas de baixa tensão, devido à sua excepcional condutividade elétrica, superando o alumínio em cerca de 40% e ficando atrás apenas da prata. Além disso, suas propriedades, como alta maleabilidade, excelente ductilidade, grande durabilidade e alta resistência à corrosão, e custo acessível (quando comparado à prata) o tornam indispensável em várias indústrias de transformação.

Conforme ilustrado, o cobre é um elemento crítico para muitas tecnologias de energia que podem ser consideradas menos impactantes quando analisado o ciclo de vida. Em especial, ele tem uma importância alta para redes elétricas, veículos elétricos e sistemas de armazenamento de baterias, e uma relevância moderada para tecnologias como energia solar fotovoltaica, eólica e hidroelétrica. A diversidade de aplicações e a alta demanda para tecnologias emergentes reforçam ainda mais a sua importância.

Dessa forma, esse metal torna-se essencial para a implementação e expansão das infraestruturas de produção/conversão de sistemas energéticos e os seus finais, sendo fundamental na transição energética para sistemas de baixo carbono.

Vale lembrar que o cobre também está presente em tubos de condução de água, sistemas de aquecimento, refrigeração, telhas e placas da construção civil. Além disso, é amplamente utilizado explorando sua capacidade de condução eficiente de calor, reduzindo as perdas e contribuindo para eficiência energética de sistemas térmicos.

Destaca-se ainda como matéria-prima essencial em diversas indústrias de transformação, sendo utilizado na fabricação de panelas, tubulações para aparelhos de ar-condicionado, encanamentos, estátuas, medalhas, adornos, eletroímãs, magnetrons de microondas, motores elétricos, transformadores elétricos, interruptores e relés, tubos de vácuo e na cunhagem de moedas, entre outros. Por essa razão, a previsão é que a demanda pelo metal aumentará entre 24% e 45% até 2040.

No contexto residencial, a eletrificação das coisas está transformando diversos aspectos do cotidiano, aumentando significativamente o uso de cobre. Sistemas de aquecimento, ventilação e ar-condicionado (HVAC) estão cada vez mais adotando tecnologias elétricas mais eficientes, como as bombas de calor elétricas, que utilizam cobre em seus sistemas de tubulação e unidades de condensação devido à sua excelente condutividade térmica e elétrica. Eletrodomésticos modernos, como geladeiras, máquinas de lavar, fornos elétricos e secadoras, dependem fortemente de componentes de cobre em seus motores elétricos, e o aumento da eficiência desses equipamentos passa pelo incremento da massa de cobre nos condutores internos. A instalação de painéis solares em residências também está se tornando mais comum, e o cobre é amplamente utilizado nos seus cabos e sistemas de conexão, facilitando a transmissão eficiente de energia solar gerada para uso doméstico.

Adicionalmente, o cobre é um componente essêncial em ligas metálicas populares, como o latão, que é uma combinação de cobre e zinco, e o bronze, que é composto de cobre e estanho. Existem evidências de que o cobre foi o primeiro metal trabalhado pelo Homo sapiens. A transição da Idade da Pedra Polida para a Idade do Bronze foi marcada pela substituição das ferramentas de pedra por aquelas feitas de cobre e suas ligas, dando início a um novo período histórico.

É de se notar que o cobre desempenha um papel estratégico na intensificação da industrialização. Recentemente, tornou-se um insumo essencial no avanço da mobilidade elétrica. Motores de combustão interna utilizam, em média, 25 quilos de cobre, enquanto carros híbridos utilizam cerca de 40 quilos, e veículos totalmente elétricos podem requerer até 70 quilos. Esse aumento na demanda motivou que o preço do minério subisse drasticamente nos últimos anos, passando de 4,4 USD/kg, em março de 2020, para 11 USD/kg, em março de 2022.

No mesmo período, o dólar também se valorizou, subindo de R$ 4,8 para R$ 5,4, e nos últimos 20 anos, a moeda norte-americana teve um incremento de mais de 300% em relação ao real. Esse cenário resultou em um aumento significativo do preço do cobre no mercado brasileiro, que passou de R$ 28.000,00/tonelada para R$ 52.000,00/ tonelada. Esse fator contribuiu para a alta nos casos de furto do metal, que tem crescido nos últimos anos.

Historicamente, o Chile tem sido o maior produtor de cobre do

Produção de Cobre (Cu) por país - 2020 (Em milhões de toneladas métricas)

mundo, representando cerca de 30% da produção global. Apesar de sua proximidade geográfica com o Brasil, o Chile tem a China como seu principal mercado consumidor. Isso se deve não apenas ao voraz apetite chinês por commodities, mas também à rota marítima facilitada pelo Oceano Pacífico.

O "Corredor Minero" é uma importante região de mineração no Peru, conhecida por concentrar diversas operações de extração de minerais, especialmente cobre. Existem graves denúncias de violações de direitos humanos e impactos ambientais severos associados à mineração na região. As comunidades locais têm sofrido com a contaminação de recursos hídricos, além de enfrentarem conflitos com empresas mineradoras devido à falta de consulta e compensação considerada justa.

A extração e o processamento do cobre requerem grandes volumes de água, o que se torna um problema crítico em regiões áridas e semiáridas onde muitas das minas estão localizadas, como no Chile e no Peru. Além disso, a diminuição da qualidade do minério de cobre implica na necessidade de processar maiores volumes de rocha para obter a mesma quantidade de metal, o que aumenta a geração de resíduos e eleva o consumo de energia e as emissões de gases de efeito estufa. A gestão inadequada de resíduos, incluindo a contenção de elementos perigosos como o arsênio, pode causar contaminação de solo e água, afetando negativamente as comunidades locais e os ecossistemas.

O processo de descoberta e implementação de novas jazidas de cobre é geralmente lento, podendo levar mais de uma década, especialmente em grandes minerações. Esse período inclui pesquisa geológica, identificação e estruturação da jazida. Mesmo com a descoberta de boas jazidas, tornar um local produtivo pode demorar anos. Tem-se como exemplo o caso de Aripuanã-MT, onde um depósito de cobre conhecido desde a década de 1990 só agora está entrando em operação. Além disso, há o desafio geológico da escassez de depósitos naturais de cobre, pois os superdepósitos estão se esgotando e os novos geralmente têm menor teor de cobre e são menores, aumentando o custo de extração.

0 2 4 6 8 Chile Peru

China

R.D. Congo

Estados Unidos

Rússia

Zâmbia

Austrália

México

Cazaquistão

Resto do mundo

5,733 (28%)

2,150 (10%) 1,719 (8%)

1,713 (8%)

1,200 (6%) 0,924 (4%) 0,882 (4%)

0,880 (4%)

0,800 (4%)

0,549 (3%)

4,238 (20%)

Paradoxalmente, o cobre é encontrado em alguns dos países de média e baixa renda, menos industrializados, que, no entanto, estão entre os mais vulneráveis às mudanças climáticas. Nações como a República Democrática do Congo e a Zâmbia, que possuem significativas reservas de cobre, enfrentam desafios econômicos e sociais profundos, agravados pelos impactos ambientais e climáticos, como secas e inundações. Além disso, a alta concentração de atividades de mineração em áreas ecologicamente sensíveis eleva o risco de degradação ambiental, intensificando ainda mais os efeitos adversos das mudanças climáticas nessas regiões.

Nesse contexto, o papel estratégico do cobre na transição energética é inegável, destacando-se como um mineral necessário para a ampliação dos sistemas de baixo carbono. Sua ampla aplicação, que abrange desde a infraestrutura elétrica até veículos elétricos, reflete sua importância em diversas indústrias. A crescente demanda por cobre, impulsionada pelo avanço tecnológico, também evidencia a necessidade de se compreenderem os desafios ambientais e geopolíticos relacionados à sua extração e processamento.

Chuveiro Elétrico

Painel Solar Fotovoltaico

Bateria de armazenamento de energia

Rede Elétrica

Carro Elétrico

Uma abordagem sobre o desafio dos investimentos em redes de alta tensão

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*

Ainfraestrutura energética global enfrenta desafios crescentes, à medida que as demandas por eletricidade aumentam e a necessidade de modernização se torna urgente. Um dos pilares fundamentais dessa infraestrutura são as redes de subtransmissão, responsáveis por transportar eletricidade de fontes de geração para centros de consumo. Para garantir a eficiência e a confiabilidade desse sistema, investimentos estratégicos são essenciais.

A modernização contínua da rede elétrica é essencial para adaptar-se às novas demandas e tecnologias emergentes. Isso inclui a implementação de sistemas avançados de monitoramento e controle que possibilitam uma operação mais eficiente e uma resposta mais rápida a eventos imprevistos. O monitoramento em tempo real, não apenas melhora a confiabilidade, como também permite a detecção precoce de problemas, reduzindo o tempo de inatividade e os custos associados.

Neste sentido, toda qualidade no fornecimento de energia está diretamente associada com a capacidade e efetividade dos

investimentos relacionados ao sistema de potência. A característica técnica dos ativos limita e dimensiona o volume de energia que se consegue distribuir em níveis menores de tensão, trazendo ainda mais desafios para os ciclos de investimento.

As redes de alta tensão formam a espinha dorsal do sistema elétrico, permitindo a transmissão eficiente e segura de eletricidade, em longas distâncias. Com o aumento da penetração de energias renováveis e a necessidade de integração de novas fontes de geração, como parques eólicos e usinas solares, a capacidade das redes de alta tensão de transportar eletricidade de maneira confiável, se torna ainda mais crítica e complexa. Maiores potências no sistema, significa maiores níveis de curto-circuito e maior exigência (mais severa) dos ativos da subtransmissão. Além de toda carga que entra como demanda de Mercado, afinal, para cada nova ligação, precisa-se de potência para alimentação, que vem do sistema de subtransmissão. Assim, como se trata de ativos de valores financeiros relevantes e um sistema que, quando comparado ao sistema de média tensão, oferece um comportamento melhor (maior disponibilidade e menos

falhas), a defesa dos investimentos se torna desafiadora. Para um sistema com essa característica, uma abordagem estratégica é o custo do risco. Afinal, embora tenha um bom comportamento, uma eventual falha no sistema de alta tensão, pode causar severas consequências, pois são grandes blocos de clientes que ficam sem energia. Compara-se, algumas vezes, a importância da confiabilidade do sistema de subtransmissão com a confiabilidade de aeronaves, onde a falha traz soturnas consequências.

GERENCIAMENTO DO RISCO OPERACIONAL

O risco operacional é uma consideração fundamental ao priorizar investimentos em infraestruturas de alta tensão. Inclui desde a manutenção preventiva regular, até a preparação para eventos climáticos extremos e outros desafios operacionais. Estratégias robustas de gerenciamento de riscos garantem que as redes elétricas possam continuar operando de maneira confiável, mesmo diante de condições adversas.

Além de condições externas, como Riscos Climáticos e Ambientais, o sistema também tem riscos intrínsecos aos equipamentos, como envelhecimento e degradação do parque. Desta forma, priorizando os ativos mais relevantes, é importante garantir o mapeamento do risco através de análises do risco operacional, como por exemplo, transformadores, linhas de transmissão e equipamentos de interrupção.

Essas características, quando medidas e projetadas, podem contribuir diretamente para priorização dos investimentos e principalmente: para definição da melhor estratégia entre investir ou manutenir um ativo.

Várias são as formas de reduzir o risco operacional:

- Manutenção preventiva e inspeções regulares: programas robustos de manutenção preventiva ajudam a identificar e corrigir problemas antes que causem falhas no sistema;

- Investimentos em ativos elétricos e projetos: além da renovação do parque, “retrofit” e mudança de tecnologias, é importante investimentos em sistemas avançados de monitoramento em tempo real, que permitem uma resposta mais rápida a anomalias e condições operacionais adversas.

- Diversificação de fontes e rotas de subtransmissão: redundância nas redes de transmissão e o uso de múltiplas fontes de energia contribuem para aumentar a resiliência do sistema contra falhas. Além da exigência em cima do ativo, uma vez que a carga pode estar melhor distribuída.

Embora os ativos de alta tensão sejam vitais para a infraestrutura energética global, eles estão sujeitos a uma variedade de riscos que exigem gestão cuidadosa e estratégias de mitigação. Ao implementar medidas preventivas e investir em tecnologias avançadas, é possível aumentar a confiabilidade e a segurança das redes de transmissão de eletricidade, garantindo, assim, um fornecimento contínuo e eficiente de energia elétrica para as comunidades e indústrias, ao redor do mundo.

Em suma, a priorização dos investimentos em redes de alta tensão é essencial para garantir uma infraestrutura energética resiliente e eficiente. A modernização contínua, o monitoramento avançado, a revisão tarifária adequada e o gerenciamento eficaz do risco operacional, são elementos-chave nesse processo. Ao enfrentar esses desafios de frente, podemos assegurar que as redes de alta tensão, não apenas atendam às demandas atuais, como também estejam preparadas para os futuros desafios da transição energética global.

Treinamentos técnicos e encontros de negócios com conteúdo da mais alta qualidade apresentado por verdadeiros mestres em suas áreas de atuação.