É com imensa satisfação que lhe entregamos estes Anais do Congresso Eletrotec+EM Power South America 2025, evento que reuniu a comunidade técnica de instalações elétricas brasileira no Expo Center Norte em São Paulo de 26 a 28 de agosto de 2025, inclusive com sua prestigiosa participação.
Este volume reúne as monografias correspondentes às 23 apresentações técnicas realizadas no segundo e terceiro dias do congresso. Diretamente das palestras do dia de abertura, nas quais profissionais que estão à frente de comissões e grupos de trabalho do Cobei/ABNT relataram a evolução do importante trabalho de normalização técnica nacional, os artigos aqui reunidos são resultados de estudos da engenharia aplicada. A engenharia de alto nível, diga-se, exemplares do que há de melhor na produção técnica nacional da área elétrica.
O Eletrotec+EM Power é realizado pela terceira vez dentro da estrutura do hub internacional de inovação The smarter E South America, ao lado dos congressos Intersolar South America, sobre energia solar, e ees, de armazenamento de energia e Power2Drive - eletromobilidade, cada um deles contando com seu respectivo feira setorial. E, agora, depois da grande turbulência provocada pela pandemia de Covid, o Eletrotec+EM Power retoma o formato que fez seu sucesso de mais de 40 anos. Explica-se: o nome Eletrotec, inserido à frente do nome da revista, EM, presta uma homenagem ao ENIE – Encontro Nacional de Instalações Elétricas, criado em 1982 pelo então editor da revista Eletricidade Moderna, engenheiro José Rubens Alves de Souza, e pelo professor Ademaro Cotrim, grande autoridade das instalações elétricas de BT no País e figura da comissão do estudo CE 003:064.001 do Cobei/ABNT, que havia pouco publicara a memorável edição de 1980 da NBR 5410 – “Instalações elétricas de baixa tensão”. O ENIE foi criado, em princípio, para explicar aos profissionais da área as grandes transformações trazidas pela “nova NBR 3”, uma norma moderna e radicalmente nova em relação à modesta edição anterior, que era de 1960. Mas o evento evoluiu a ponto de ganhar a alcunha informal de “a grande reunião dos BT do País a cada três anos”, tendo sido realizado com sucesso pela Aranda Eventos e pela revista Eletricidade Moderna em São Paulo até 2018, quando, por força de acordo com os parceiros internacionais, teve seu título alterado para Eletrotec+EM Power. Voltando ao conteúdo dos anais, vale ressaltar que os 23 trabalhos são assinados por profissionais que estão entre os mais renomados do País, atuando nas diversas áreas da engenharia nacional, nas mais diversas especialidades com ligação direta com relação às melhorias práticas e à prática de instalações. São fruto da maior qualidade que retrata pesquisas, projetos e estudos de casos que vão desde proteção contra descargas atmosféricas, instalações de média e baixa tensão e, no caso das de média e baixa tensão, em seus diversos aspectos. Particularmente, em uma das edições atualizadas, estes trabalhos publicados ganham destaque nas revistas EM – Eletricidade Moderna e FotoVolt, da Aranda Editora, como forma de expandir ao máximo o excelente conhecimento que encerram.
A você, deixamos nosso muito obrigado e nosso abraço, esperando tê-lo conosco novamente no Eletrotec+EM Power 2026.
Celso L. P. Mendes, chairman do Eletrotec+EM Power 2025
João Gilberto Cunha, coordenador técnico do Eletrotec+EM Power 2025
Mauro S. Crestani, editor das revistas EM e FotoVolt
São Paulo, agosto de 2025
PROGRAMAÇÃO
26 de Agosto
10h - Abertura dos congressos
12h00 - 13h - Almoço / Lunch
Painel de normalização técnica I - Arcos Elétricos / Technical Standardisation Panel I
13h00 - A nova norma ABNT NBR 17227 - Arco elétrico — Gerenciamento de risco de energia incidente, precauções e métodos de cálculo
Cláudio Mardegan : Diretor - Engepower Engenharia e Comércio Ltda.
Filipe Resende: Gerente Técnico - Vale SA
Márcio Bottaro: Supervisor de Serviço Técnico - Instituto de Energia e Ambiente da USP.
Painel de normalização técnica II - Incêndio em Sistemas FV / Technical Standardisation Panel II
14h30 - A nova norma ABNT NBR 17193 - Segurança contra incêndios em instalações fotovoltaicas — Requisitos e especificações de projetos — Uso em edificações
Marcos Rogério: Sócio Diretor - TECPRO SOLUÇÕES EM ENERGIA LTDA.
Celso Mendes: Consultor - Aranda Editora
15h30 - 16h - Intervalo 1 / Break 1
Painel de normalização técnica III - Proteção contra Raios / Technical Standardisation Panel III
16h00 - Revisão da norma ABNT NBR 5419 – Proteção contra descargas atmosféricas
Hélio E. Sueta: Chefe Adj. da Div. Cient. de Planejamento, Análise e Desenvolvimento Energétic - Instituto de Energia e Ambiente (IEE USP)
Jobson Modena: Diretor - Guismo Engenheria
27 de Agosto
Sessão 1 - Energia solar fotovoltaica e armazenamento de energia
Instalações de geração distribuída, soluções de armazenamento de energia e sistemas de geração sem injeção na rede, com foco em aplicações reais e modelos inovadores.
9h00 - Aterramento de instalações FV de acordo com a NBR 16690 - Proposta de revisão
João Gilberto Cunha: CEO - Instituto Mi Omega.
9h20 - Caso real de implementação de sistemas de armazenamento em usinas virtuais de energia
Paloma Greiciana de Souza Dias Costa: Analista de Inovação - Energisa SA
Julio Cesar Souza e Silva: Engenheiro Eletricista - Energisa SA
Gustavo Machado Goulart: Analista de Inovação - Energisa SA
José Eduardo Pereira da Silva: Coordenador de Desenv. Produtos e Soluções - Energisa SA
9h40 - Zero-grid – geração de energia sem injeção na rede
Rui J. F. Esteves: Diretor - TTS Energia
10h - 10h30 - Perguntas / Q&A
10h30 - 11h - Intervalo 1 / Break 1
Sessão 2 - Eficiência energética e gestão de energia
Sessão focada em tecnologias para otimização do consumo de energia, aumento da confiabilidade energética e práticas aplicadas à transição energética no setor industrial.
11h00 - Lean energy: gestão do consumo de energia elétrica, sustentabilidade e eficiência energética, com aplicação nos setores hospitalar, industrial, varejista e educacional
Francisco Glauber de Souza Cavalcante: Doutorando na Universidade Federal do Ceará - UFC
Fernando Luiz Marcelo Antunes: Professor Titular em Eletrônica de Potência - UFC
Ricardo Silva Thé Pontes: Professor - UFC
Menaouar Berrehil El Kattel: Professor - UFC
11h20 - Paralelismo de grupos geradores de energia e análise da confiabilidade com a utilização de diversos combustíveis
11h40 - A eletrotermia na transição energética industrial
Prof. Dr. Guilherme E. Filippo F. Filho: Professor - UNESP
12h - 12h30 - Perguntas / Q&A
12h30 - 14h - Almoço / Lunch
Sessão 3 - Projetos e montagens (IA e BIM)
Uso das tecnologias BIM e inteligência artificial (IA) para aprimorar projetos, modelagens e previsões no setor elétrico, promovendo maior eficiência, precisão e inovação.
14h00 - Modelagem da radiação solar com inteligência artificial: análise comparativa de técnicas para apoio à transição energética
Murilo Miceno Frigo: Professor E.B.T.T. - Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia de Mato Grosso do Sul
Dr Camila Piacitelli Tieghi: Professora - Fatec
14h20 - Aplicações da inteligência artificial (IA) em sistemas elétricos de baixa tensão para residências e comércios
José Maurício dos Santos Pinheiro: Professor Universitário - Centro Universitário de Barra Mansa (UBM)
14h40 - BIM e a evolução na extração de quantidades: modelagem inteligente para maior confiabilidade em projetos
Claudia Deslandes: CEO - Deslandes Engenharia e Consultoria LTDA
Sessão 4 - Instalação de estações para recarga de veículos elétricos
Sessão voltada ao projeto e instalação de estações para recarga de veículos elétricos, abordando desafios técnicos, normativos e cenários de aplicação.
16h00 - Recarga de veículos elétricos em condomínios – sustentabilidade e inovação na mobilidade urbana
Renan Varli: Ceo - Vox Epower
16h20 - Recarga de veículos elétricos: desafios, normas e soluções
Helio Ferraz: Ceo - Energyspot
16h40 - Consequências e soluções de adoção de sistemas de alimentação de veículos elétricos (SAVE) em larga escala em empreendimentos residenciais existentes – estudo de cenários
Vinicius Ayrão Franco: Engenheiro Eletricista - Sinergia Consultoria e Serviços Técnicos LTDA h
17h - 17h30 - Perguntas / Q&A
PROGRAMAÇÃO
28 de Agosto
Sessão 1 - Instalações elétricas de baixa tensão
Análise das normas e soluções aplicadas em instalações elétricas de BT, com foco em segurança, critérios para contratação de projetos, e especificação de medidas de proteção contra surtos.
9h00 - A evolução da situação das instalações elétricas residenciais e os acidentes de origem elétrica
Danilo Ferreira de Souza: Professor - Universidade Federal de Mato Grosso
Edson Martinho: Ceo - Abracopel
Walter Aguiar Martins Jr: Engenheiro Eletricista - Abracopel
9h20 - Critérios para contratação de projetos de sistemas elétricos prediais
Breno de Assis Oliveira: Sócio-diretor - Viabile Arquitetura + Engenharia
9h40 - A aplicação das normas técnicas na especificação dos DPS / Applying technical standards in DPS specification
Cleiton Busse: Gerente de Engenharia - Embrastec
Laís Pimentel: Analista de Engenharia de Produto - Embrastec
Sessão focada em sistemas de aterramento e proteção contra descargas atmosféricas, abordando técnicas de execução, comportamento dos eletrodos em alta frequência e atualizações normativas para instalações acima de 1 kV.
11h00 - Execução de sistemas de aterramento e proteção contra raios utilizando as armaduras do concreto armado, com análise de casos
Estudos sobre aterramento em UFV perante descargas atmosféricas, projeto de malhas de aterramento, análise da efetividade do aterramento tipo trunk cable na proteção contra sobretensões, e a avaliação das configurações de aterramento em UFV de geração distribuída.
14h00 - Projeto de malha de aterramento de usinas fotovoltaicas considerando a impedância dos condutores
Carlos Moreira Leite: CEO - Officina de Mydia LTDA
Mário Leite Pereira Filho: Consultor principal - EngSim.
14h20 - Uso de trunk cable em usinas fotovoltaicas: avaliação do aterramento em curto-circuito e descargas atmosféricas
14h40 - Avaliação de diferentes configurações de aterramento para uma usina fotovoltaica típica de geração distribuída sob efeito de descarga atmosférica
Gabriel Luiz Silva Almeida: Analista P&D - Termotécnica Para Raios e Aterramentos
João Marcos Belisário Dantas: Superintendente de Operações - Termotécnica Para Raios e AterramentosLtda.
Normando Alves: Diretor de Engenharia - Termotécnica Para Raios e Aterramentos
Wagner Costa da Silva: Engenheiro eletricista - WMF Consultoria.
15h - 15h30 - Perguntas / Q&A
15h30 - 16h - Intervalo 2 / Break 2
Sessão 4 - Aterramento e SPDA
Discussão sobre proteção contra descargas atmosféricas, incluindo alerta antecipado de queda de raios na cidade de São Paulo, estudo de pontos quentes em chapas de tanques de combustíveis atingidas por raios, e medidas de proteção contra descarga lateral em estruturas altas.
16h00 - Alerta antecipado de queda de raios sobre a cidade de São Paulo
Moacir Lacerda: CEO e Diretor Técnico e Científico - EPL Empresa Produtora de Inovações Tecnológicas & YANSA SCIENCE Pesquisa e Desenvolvimento.
16h20 - Estudo de pontos quentes em chapas utilizadas em tanques de combustíveis atingidas por raios
Hélio E. Sueta: Chefe Adj. da Div. Cient. de Planejamento, Análise e Desenvolvimento Energétic - Instituto de Energia e Ambiente (IEE USP)
Luís E. Caires: Supervisor do Serviço Técnico de Altas Potências - Instituto de Energia e Ambiente (IEE USP)
Roberto Zilles: Professor - Instituto de Energia e Ambiente - Universidade de São Paulo
Oscar Romão
16h40 - Proteção contra descarga lateral em estruturas altas
Jobson Modena: Diretor - Guismo Engenheria
Hélio E. Sueta: Chefe Adj. da Div. Cient. de Planejamento, Análise e Desenvolvimento Energétic - Instituto de Energia e Ambiente (IEE USP)
17h - 17h30 - Perguntas / Q&A
17h30 - Encerramento do congresso
ÍNDICE
AUTORES
09 Paulo Edmundo da F. Freire, Wagner Costa, João Gilberto Cunha
13 Paloma Greiciana de Souza Dias, Julio Cesar de Souza e Silva, Gustavo Machado Goulart
18 Rui J. F. Esteves
22 Francisco Glauber, Prof Dr Fernando Luiz, Prof Dr Ricardo Silva
A nova norma de aterramento de instalações acima de 1 kV
Caso Real de Implementação de Sistemas de Armazenamento em Usinas Virtuais de Energia
Zero-Grid – Geração de Energia Sem Injeção na Rede
LEAN ENERGY: gestão do consumo de energia elétrica
Paralelismo de grupos geradores de energia e análise da confiabilidade com a utilização de diversos combustíveis
A eletrotermia na transição energética industrial
Aplicações da inteligência artificial (IA) em sistemas elétricos de baixa tensão para residências e comércios
BIM e a evolução na extração de quantidades: modelagem inteligente para maior confiabilidade em projetos
47 Renan Verli Carregamento de veículos elétricos em condomínio
50 Helio Ferraz Recarga de veículos elétricos: desafios, normas e soluções
55 Vinicius Ayrão Franco
61 Danilo Ferreira de Souza, Edson Martinho, Walter Aguiar Martins Jr
68
Breno de Assis Oliveira
72 Cleiton Busse, Laís Pimentel, Sergio Santos
78 Galeno Lemos Gomes
87 José Claudio de Oliveira e Silva, Rafael Alípio
94 Carlos Moreira Leite, Mário Leite Pereira Filho
99 Wagner Costa
103 Gabriel Luiz Silva Almeida, João Marcos Belisário Dantas, Normando Alves, Wagner Costa da Silva
109 Moacir Lacerda
114
Hélio E. Sueta, Luís E. Caires, Roberto Zilles, Oscar Romão
120 Jobson Modena, Hélio E. Sueta
Consequências e soluções de adoção de sistemas de alimentação de veículos elétricos (SAVE) em larga escala em empreendimentos residenciais existentes – estudo de cenários
A evolução da situação das instalações elétricas residenciais e os acidentes de origem elétrica
Critérios para contratação de projetos de sistemas elétricos prediais
A aplicação das normas técnicas na especificação dos DPS / Applying technical standards in DPS specification
Execução de sistemas de aterramento e proteção contra raios utilizando as armaduras do concreto armado, com análise de casos
Comprimento efetivo – um aspecto interessante do comportamento de eletrodos de aterramento em alta-frequência
Projeto de malha de aterramento de usinas fotovoltaicas considerando a impedância dos condutores
Uso de trunk cable em usinas fotovoltaicas: avaliação do aterramento em curto-circuito e descargas atmosféricas
Avaliação de diferentes configurações de aterramento para uma usina fotovoltaica típica de geração distribuída sob efeito de descarga atmosférica
Alerta antecipado de queda de raios sobre a cidade de São Paulo
Estudo de pontos quentes em chapas utilizadas em tanques de combustíveis atingidas por raios
Proteção contra descarga lateral em estruturas altas
AUGUST 26-28, 2025
São Paulo – Brazil
A NOVA NORMA DE ATERRAMENTO DE INSTALAÇÕES ACIMA DE 1 kV
Paulo Edmundo da F. Freire
PAIOL Engenharia
Wagner Costa João Gilberto Cunha
WMF Consultoria Instituto Mi Omega paulofreire@paiolengenharia.com.br wagner@wmfconsultoria.com jcunha@miomega.com.br
RESUMO
Esta nova norma, em elaboração no âmbito da Comissão de Estudos Aterramentos Elétricos (ABNT/CB-003/CE 003:102.001), é inspirada na EN 50522:2022 - Earthing of power installations exceeding 1 kV a.c.
Ela abordará, de maneira geral, todo o universo de subestações de média e alta tensão, assim como as instalações a elas localmente interligadas, com o objetivo de estabelecer os critérios que o projetista deve levar em consideração no seu projeto, não restringindo-se apenas à malha da subestação, mas a de todo o complexo a ela interligado. No quesito de segurança humana há que se destacar o controle das tensões de toque no âmbito de toda a instalação, e não apenas na subestação.
O item 3.7 da EN 50522:2022 estabelece exatamente este conceito, que ele define como “Global Earthing System”. No entendimento do nosso comitê, o termo Local expressa melhor o conceito do que a palavra Global, considerando que o Sistema de Aterramento Local inclui a malha da subestação e de todas as demais instalações a ela interligadas localmente Entendemos que o Sistema de Aterramento Global é mais amplo, e inclui não somente o sistema local mais as suas interligações remotas, via cabos para-raios de linhas de transmissão e de distribuição, blindagens de cabos de energia, neutros multiaterrados de redes de distribuição e outros
Outra novidade importante é a proposta de adoção dos critérios de segurança humana que constam da normalização IEC, abandonando os tradicionais critérios da norma IEEE-80. Esta alteração exige a conceituação das tensões de contato e de contato presumida, sendo de aplicação mais complexa do que os critérios de mais simples aplicação das tensões de passo e de toque.
1 INTRODUÇÃO
A norma ABNT NBR-15751 – Aterramento de Subestações, foi elaborada com foco nas subestações de transmissão de energia. Ocorre que este tipo de subestação constitui apenas uma fração do universo das subestações existentes, que podem fazer parte das plantas de geração de energia (hidroelétricas, térmicas, fotovoltaicas e eólicas), de sistemas de transporte (ferrovias, metrô e monotrilho) e das instalações consumidoras em geral (plantas industriais ou prédios comerciais).
Muito frequentemente esta norma tem sido aplicada ao projeto de aterramentos de subestações em geral, ignorando a existência dos aterramentos das instalações a elas interligadas localmente
É o objetivo da norma estabelecer os critérios de projeto de sistemas de aterramento de instalações com tensões acima de 1 kV, das quais as subestações de transmissão são apenas um subconjunto.
2 ESTRUTURA DA NOVA NORMA
Como é de praxe, a nova norma tem os itens iniciais de Escopo, Referências Normativas e Termos e Definições, que não serão aqui abordados. Os aspectos mais relevantes desta nova norma são apresentados nos subitens a seguir.
2.1 Item 4 - Conceitos Básicos
Este item estabelece que o foco da norma é o projeto do sistema de aterramento integrado, de todo o complexo, onde a subestação é apenas parte do chamado Sistema de Aterramento Local, que pode ser bem mais amplo
São inúmeras as situações em que o Sistema de Aterramento Local frequentemente é ignorado, por exemplo:
2-1/4
usinas fotovoltaicas – projeto da malha da subestação Coletora como se a UFV não existisse, apesar de a subestação ser uma fração pequena da planta como um todo; plantas industriais – projeto de aterramento das subestações como se elas fossem completamente independentes das unidades de processo a que estão integradas
Se considerarmos que a subestação principal e as secundárias encontram-se na mesma malha de aterramento, a falta para a terra relevante para o projeto de aterramento é a que ocorre na subestação de maior nível de tensão. Neste caso, faltas para a terra em subestações secundárias , distribuídas pela instalação, não serão relevantes, pelo fato de o sistema de aterramento oferecer à corrente da falta um caminho de retorno metálico para a subestação principal, seja pela malha geral de aterramento, por estruturas (pipe-racks, por exemplo) ou pela blindagem de cabos de médiatensão (quando aterradas nas duas extremidades ).
2.2 Item 5 – Modelagem Geoelétrica
Este item chama a norma ABNT NBR-7117, lembrando que em instalações de grande área, as resistividades obtidas para a área da subestação são mais importantes do que as obtidas em áreas mais afastadas da planta, uma vez que é lá que ocorre a falta relevante para o estudo do sistema de aterramento
A NBR 7117 define uma progressão geométrica para o número de linhas de medição, variando de 2 a 16 linhas para áreas de até 20.000 m². No entanto, a norma não estabelece diretrizes para áreas maiores, o que é relevante para instalações com área superior a este valor. A nova norma sugere o seguinte critério para a quantificação das linhas de medição necessárias para caracterizar solos de áreas superiores a 20.000 m²:
até 40.000 m² → 24 linhas de medição;
até 80.000 m² → 32 linhas de medição. até 160.000 m² → 40 linhas de medição.
Para áreas superiores a 160.000 m², o projetista pode propor um critério alternativo, desde que respeite a quantidade mínima de 40 linhas de medição Neste caso, a norma também sugere (considerando o arranjo de Wenner): espaçamento máximo entre medições de 128 m, o que equivale a uma abertura AB de cerca de 400 m, para caracterizar as camadas mais superficiais do solo; e sondagens de grande abertura (até 300 m), que correspondem a uma abertura AB próxima de 1 km, para caracterizar as camadas mais profundas do solo.
Uma sondagem geoelétrica com uma abertura de 1 km exige a disponibilidade de um resistivímetro potente, que viabilize a injeção de uma corrente de medição que proporcione uma boa relação sinal/ruído. Neste caso, o ideal é seguir a indicação da ABNT NBR-7117, que recomenda a combinação de duas campanhas de sondagens geofísicas:
eletroresistividade (rasa) – utilizando os métodos Wenner ou Schlumberger para caracterizar as camadas superficiais do solo; e métodos eletromagnéticos (near-surface), com técnicas como o Audiomagnetotelúrico (AMT) e/ou Time-Domain Electromagnetic (TDEM). Essa abordagem integrada com mais de uma técnica geofísica resulta em um modelo geoelétrico mais representativo das condições médias do solo, resultando em um projeto de aterramento mais assertivo Cabe lembrar que a ABNT NBR-7117 considera que o modelo básico de solo tem 3 camadas, e que para áreas grandes, como é o caso de plantas industriais e das UFV GD e GC, os modelos geoelétricos podem ter mais de 3 camadas.
Obtida a curva média de resistividades aparentes, pode-se proceder à sua inversão, utilizando um software adequado, e assim ter-se-á um modelo geoelétrico 1D para fazer as simulações de falta para a terra na subestação, e assim proceder às simulações para o mapeamento das tensões de toque na UFV.
A modelagem geoelétrica deve seguir os critérios estabelecidos na ABNT NBR-7117, porém, algumas recomendações adicionais devem ser feitas para instalações de grande área.
A obtenção de uma curva média de resistividades aparentes de toda a área da planta pode não ser o procedimento mais adequado no caso das instalações de grande área, uma vez que é na subestação principal que vai ocorrer o evento relevante para o estudo de aterramento, que é a falta para a terra. Neste caso recomenda-se a obtenção de uma curva média de resistividades aparentes que dê um peso maior às resistividades do solo na área da SE, o que pode ser feito por meio do cálculo da curva média, ponderada pelo inverso da distância da estação de sondagem à subestação Desta maneira atribui-se maior importância às medições realizadas mais próximo da subestação e reduz-se o peso das medições feitas em estações de sondagem mais distantes.
A resistividade média para cada espaçamento de sondagem pode ser assim calculada:
onde ρi(a) é a resistividade aparente no ponto i para o espaçamento a; e di é a distância entre a estação de medição i e a subestação.
2.3 Item 6 – Geometria Básica do Aterramento
Este item aborda a separação dos conceitos de Sistema de Aterramento Global e Sistema de Aterramento Local, este último incluindo a subestação e demais instalações a ela conectadas localmente. Faz também a distinção entre os conceitos de resistência de aterramento e de impedância de aterramento, este último associado a instalações de maior porte, que não admitem a premissa de equipotencialidade do sistema de aterramento local
É ressaltada a topologia básica de anéis de aterramento no entorno das instalações que compõem o sistema de aterramento local.
Finalmente, este item restringe a utilização de ferramentas computacionais simplificadas, com premissa de equipotencialidade da malha, que resultam em resultados irrealmente otimistas para aterramentos de maior porte (com diagonal maior do que 300 m)
2.4 Item 7 – Seleção dos Condutores da Malha
Este item chama a norma ABNT NBR-16254-1, onde consta a equação de Onderdonk e os respectivos parâmetros dos materiais utilizados em aterramentos, inclusive as temperaturas máximas admissíveis pelos diferentes tipos de conexões.
É estabelecida a seção mínima de 50 mm² para condutores diretamente enterrados no solo (ainda que parcialmente, como é o caso dos rabichos), de cobre ou de aço cobreado (estes com pelo menos 30% IACS).
2.5 Item 8 – Tensões Permissíveis
Este item aborda o cálculo das tensões de passo permissíveis, uma das grandes novidades desta norma, que adota os critérios de segurança humana da normalização IEC/EM 50522. Com estes ajustes, será feita a compatibilização entre as normas ABNT NBR 15751 e NBR 14039.
Serão previstas duas tensões de passo e duas de toque, conforme ilustrado na Figura 1 as tensões de contato (toque) e passo presumida e efetiva, conforme ilustrado na Figura 1, abandonando os critérios da norma IEEE-80. Esta alteração exige a conceituação das tensões de contato e de contato presumida, sendo de aplicação mais complexa do que os critérios mais simples da IEEE-80 (tensões de passo e de toque), que hoje constam da ABNT NBR 15751. Passam a não ser mais exigidos os cálculos das tensões de passo e da tensão de choque de curta duração.
A tensão de toque (EtP) é tensão entre partes condutoras quando tocadas simultaneamente e a tensão de toque presumida ( EVtP) é a tensão entre partes condutoras acessíveis simultaneamente quando essas partes condutoras não estão sendo tocadas. A diferença fundamental entre os dois parâmetros é a tensão que aparece devido à circulação da corrente de choque pelo corpo da pessoa que está tocando as partes condutoras. A tensão de toque máxima aceitável para uma pessoa é a tensão de contato limite (o termo tensão de contato e tensão de toque são sinônimos) estabelecida na Tabela 22 da NBR 14039.
Para o cálculo da malha de aterramento o parâmetro mais importante é a tensão de toque presumida porque ela considera o recobrimento do solo que pode ser, por exemplo, brita ou asfalto, pois no cálculo da tensão de toque presumida é considerado a queda de tensão entre o solo e os pés da pessoa quando ocorre a circulação de corrente.
A diferença entre as filosofias do IEEE e do IEC é que enquanto na primeira o limite para provocar a fibrilação cardíaca é dado pela equação de Dalziel, com o cálculo da corrente considerando uma impedância fixa de 1000 , na segunda a corrente é tabelada em função do tempo e a impedância do corpo tabelada em função da tensão de toque, fazendo com que o cálculo seja iterativo.
Figura 1 – tensões de contato e passo efetivas e presumidas [EN 50522].
2.6 Item 9 – Cálculo da Corrente de Malha
Este item aborda a avaliação do sistema elétrico de potência do entorno do sistema de aterramento local, bem como as interligações com as demais instalações, sejam elas locais ou remotas.
São aqui abordados os já conhecidos conceitos de Fator de Decremento (Df), Fator de Projeção (Cp) e Fator de Divisão (Sf).
É abordada a distinção entre a corrente de falta para a terra (Ifsim) e a corrente de malha (Im), que é a que efetivamente fui para o solo localmente e dá origem à elevação de potencial do solo e a gradientes de tensão na sua superfície, que resultam nas tensões de passo e de toque
Para o cálculo do Fator de Divisão (Sf), a norma observa que deve ser considerada a impedância do sistema de aterramento vista da subestação principal, porém incluindo todo o sistema de aterramento local, e não apenas a malha da subestação.
A norma ressalta que a malha de aterramento será superdimensionada se adotar como base (Ifsim) a corrente de curto-circuito trifásica ou a corrente nominal de interrupção dos disjuntores da subestação. Esta é uma exigência que frequentemente é feita para os projetos de malhas de aterramento de subestações que fazem parte d a rede básica do SIN – Sistema Interligado Nacional.
2.7 Item 10 – Mapeamento dos Potenciais
Este item ressalta a importância do uso, se necessário, de software compatível com malhas de grande porte, em que a simulação da malha considerando um modelo equipotencial não é uma premissa que possa ser adotada.
Além disso, o software deve fazer o mapeamento das tensões de contato em toda a área do complexo abrangido pela malha geral de aterramento, e não apenas uma amostragem de pontos ou alinhamentos selecionados, como é feito pelos softwares mais simples, evitando violações dos potenciais toleráveis em áreas que não mapeadas pelas simulações
2.8 ANEXOS
O antigo item 10 - Recomendações Gerais, que aborda os critérios de aterramento de componentes específicos das subestações, deixa de ser um item normativo e passa a ser um Anexo A, não normativo.
É previsto um Anexo B, que abordará brevemente as diferenças de modelagem e simulação entre os softwares existentes no mercado, para orientação dos projetistas. Os métodos de cálculo por meio de simulações em computador no domínio da frequência (ou seja, em uma única frequência), são ordenados em função da complexidade da modelagem adotada, de maneira geral utilizando solos não-homogêneos:
malha equipotencial em solo de dupla ou tripla camada;
malha equipotencial em solo multicamada; malha não-equipotencial em solo multicamada; modelagem anterior considerando os acoplamentos indutivos entre os condutores da malha;
modelagem anterior com a inclusão das partes não enterradas.
Finalmente é previsto um Anexo C, que abordará a metodologia de cálculo simplificado da IEEE-80, enfatizando as restrições à sua utilização. As simulações mencionadas pela IEEE-80 para validar estes modelos apresentam as seguintes restrições: malhas de pequeno porte (de área limitada a 2500 m²), geometria retangular e simétrica (com a máxima relação comprimento/largura inferior a 2,5/1) e com reticulado uniforme; solos de baixas resistividades (da ordem ou inferiores a 250 Ω.m), onde a diferença entre os valores máximo e mínimo de resistividades aparentes é inferior a quatro vezes, o que permite a aproximação pela média das resistividades da curva média de resistividades aparentes)
Posteriormente, a norma ABNT NBR 15749 deverá ser revisada também pelo comitê de aterramentos elétricos da ABNT, para que os ensaios de campo fiquem de acordo com os conceitos estabelecidos na nova normalização.
3 CONCLUSÕES
A nova norma aborda a importância de que o projeto do sistema de aterramento de uma instalação com tensões acima de 1 kV inclua não somente a subestação, mas os demais aterramentos das instalações a ela conectadas localmente.
Além do conceito de Sistema de Aterramento Local, outra uma importante novidade desta norma é a adoção dos critérios de segurança humana da IEC/EN (tensões de contato efetiva e presumida), em substituição aos tradicionais critérios da IEEE-80 como atualmente são utilizados nos projetos de aterramento no Brasil
4 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] EN 50522:2022 - Earthing of power installations exceeding 1 kV a.c.
[2] ABNT NBR-15751/2013 - Sistemas de aterramento de subestações - Requisitos
[3] ABNT NBR-7117-1/2020 - Parâmetros do solo para projetos de aterramentos elétricos Parte 1: Medição da resistividade e modelagem geoelétrica
[4] IEEE-80/2013 - Guide for Safety in AC Substation Grounding
[5] ABNT NBR 15749/2009 - Medição de resistência de aterramento e de potenciais na superfície do solo em sistemas de aterramento
AUGUST 26-28, 2025
São Paulo – Brazil
Caso Real de Implementação de Sistemas de Armazenamento em Usinas Virtuais de Energia
Paloma Greiciana de Souza Dias Costa
Julio Cesar de Souza e Silva Gustavo Machado Goulart Grupo Energisa Grupo Energisa Grupo Energisa paloma.dias@reenergisa.com.br julio.silva@reenergisa.com.br gustavo.goulart@energisa.com.br
José Eduardo Pereira da Silva Grupo Energisa joseeduardo.silva@reenergisa.com.br
RESUMO
A necessidade de reestruturação da rede elétrica brasileira de baixa tensão é uma realidade, dado o crescimento da inserção de geração distribuída e alterações no perfil de carga do consumidor. Em paralelo, a ampliação da escalabilidade de sistemas de armazenamento reflete seu potencial como recurso de flexibilidade integrado ao sistema de distribuição. Nesse sentido, a integração de Recursos Energéticos Distribuídos (sistemas de geração, armazenamento e gerenciamento de energia) de forma coordenada e descentralizada se mostram como soluções viáveis no mercado de energia, dadas suas principais necessidades, e constituem as Usinas Virtuais de Energia. Dessa forma, este trabalho tem o objetivo de apresentar uma Usina Virtual de Energia implantada em circuitos de baixa tensão no Tocantins e demonstrar o modo de operação e principais benefícios advindos de sua aplicação. Os resultados obtidos demonstram a viabilidade técnica da solução e oferecem subsídios relevantes para a formulação de diretrizes regulatórias e comerciais aplicáveis a essa solução no cenário brasileiro.
1.0 – INTRODUÇÃO
Nos últimos anos, a micro e minigeração distribuída (MMGD) no Brasil tem apresentado um crescimento exponencial. Apenas em 2024, foram incorporados 8,85 GW, totalizando 35,6 GW de potência instalada em todo o país [1]. Esse rápido avanço tem imposto novos desafios ao sistema de
distribuição de energia elétrica, que precisa se adaptar para absorver essa expansão. Entre os principais problemas associados à alta penetração da geração distribuída, destacam-se sobretensões, desequilíbrios e flutuações de tensão, além do comprometimento dos sistemas de proteção, entre outros [2].
Para mitigar esses impactos, distribuidoras vêm adotando soluções tradicionais, como a divisão de circuitos e o recondutoramento de redes [3]. No entanto, destaca-se o potencial da integração de sistemas de armazenamento por baterias (BESS –Battery Energy Storage System) aos circuitos de baixa tensão. A aplicação desse recurso visa oferecer serviços de suporte à rede, contribuindo para a melhoria da qualidade da energia elétrica fornecida. Ademais, a implementação do BESS pode impulsionar a criação de novos modelos de negócio, expandindo as possibilidades de atuação no setor elétrico.
A aplicação do BESS tem apresentado crescimento escalável a nível mundial, considerando as quedas nos preços de tecnologias de armazenamento de energia, crescimento da inserção de energias renováveis, necessidade de suporte à rede e oportunidades de negócios no mercado de energia [4]. Em 2024, a implantação de BESS cresceu em 53%, considerando o cenário global [5]. Nesse contexto, destacam-se países como China, que deteve 67% das aplicações com BESS, e Estados Unidos e Canadá com 40 GWh instalados [5]. O mercado de armazenamento segue em expansão, com contínuos planos de crescimento e desenvolvimento de tecnologia. A Austrália, por
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exemplo, possui projeção de implementação de 55 GWh de sistemas de baterias até 2030 e 170 GWh até 2050 [4].
Dessa forma, a ampla escalabilidade dos sistemas de armazenamento permite a implementação de inúmeras soluções no mercado de energia, considerando as principais necessidades e interesses dos agentes envolvidos. As Usinas Virtuais de Energia (UVEs), também denominadas como Virtual Power Plants (VPP), se consolidam como uma dessas soluções, voltadas para o gerenciamento de energia, de forma coordenada, por meio da integração de Recursos Energéticos Distribuídos (REDs), como fontes de geração renovável e sistemas de armazenamento [6]. Nesse sentido, esse trabalho apresenta uma UVE implantada no estado do Tocantins, pelo Grupo Energisa, com o objetivo de analisar e validar os benefícios da operação dos REDs integrados aos circuitos de baixa tensão.
2.0 – UVE: Caso real no Tocantins
A UVE implantada no Tocantins possui 2 tipos de ativos: usinas fotovoltaicas e BESS. Esses recursos constituem usinas híbridas e usinas puramente BESS. Cada banco de baterias considerado possui 239 kWh e cada usina fotovoltaica possui 100 kWp(CC)/73 kW(CA). Essas unidades estão localizadas no mesmo alimentador. A Figura 1 apresenta uma das usinas híbridas implantadas.
O modo de operação implementado para as usinas híbridas é baseado na absorção de energia da geração fotovoltaica da própria usina e o despacho no horário de ponta, considerando restrições de tensão no ponto de conexão da usina e carregamento do transformador do circuito. Além disso, após a finalização do despacho do BESS durante o período noturno, as usinas híbridas continuam o controle de tensão com potência reativa, a partir dos inversores fotovoltaicos com a funcionalidade Q at Night, que utilizam uma fonte de alimentação interna ligada ao link CC para a realização do controle volt-var. Para as usinas puramente BESS, o banco de baterias absorve energia da rede proveniente da alta inserção de geração distribuída durante o dia e despacha durante a noite.
Dessa forma, os REDs possuem o formato de operação que agrega conceitos voltados tanto para arbitragem tarifária quanto para a prestação de serviços ancilares. As premissas desse modo englobam a definição de um ponto ótimo entre a visão do cliente, cujo principal objetivo é a maximização de receita, e a visão da distribuidora, que possui foco principal na qualidade de energia.
3.0 – Descrição e Resultados da Operação
As usinas híbridas e puramente BESS possuem peculiaridades na forma de operação no circuito de baixa tensão. Além disso, também foi possível aplicar o controle de tensão com uma usina puramente fotovoltaica, utilizando o ativo da unidade híbrida. Os tópicos a seguir apresentam os principais destaques e resultados considerados no funcionamento de cada RED.
3.1 – Operação: Híbrida
A Figura 2 apresenta o modo de operação implementado para a usina híbrida, juntamente com a descrição do sistema de controle aplicado.
Figura 2 - Descritivo da operação das usinas híbridas.
Deve-se destacar que a referência de tensão utilizada para o controle da operação é proveniente da própria Unidade Consumidora (UC), ou seja, da medição realizada no ponto de conexão da usina. Entretanto, em caso de perda de comunicação com esse medidor, o sistema passa a utilizar como referência a tensão medida no transformador. Adicionalmente, ressalta-se a flexibilidade do sistema para lidar com a perda da medição no transformador: mesmo na ausência dessa referência, a operação da usina não é interrompida, garantindo maior robustez e continuidade no funcionamento.
No que tange aos resultados da operação, a Figura 3 demonstra um determinado dia de funcionamento de uma das usinas híbridas.
Figura 1 - Usina híbrida implantada no Tocantins.
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Potência Ativa – Inversor Fotovoltaico (kW) State of Charge – Bateria (%) Figura 3 – Operação de usina híbrida implantada no Tocantins.
O gráfico apresentado exibe limites que são considerados no controle, como os de tensão da UC, cujos valores mínimo e máximo determinados para estudo são 213 V e 228 V, respectivamente, e o de potência aparente do transformador, cuja potência nominal é 45 kVA, mas a restrição na lógica de controle considera 40 kVA, contemplando um limite operacional seguro para evitar sobrecargas. Além disso, adotou-se o sentido positivo para injeção de energia e negativo para carga. A descrição detalhada do funcionamento pode ser dividida em trechos ao longo do dia:
Entre 0h e 5h:
Para o dia analisado no gráfico da Figura 2, o despacho da bateria foi realizado até 2h, aproximadamente, permitindo a manutenção dos níveis de tensão da UC e potência do transformador dentro dos limites adequados. A tensão do transformador também foi analisada, e se manteve na faixa de controle durante a operação. Com a finalização da capacidade de descarga do BESS, o inversor fotovoltaico inicia o despacho de potência reativa para controle de tensão, mantendoa em valores satisfatórios. Nota-se uma limitação da injeção de reativo, considerando que a potência aparente do transformador estava próxima ao limite permitido.
Entre 5h e 8h:
O inversor fotovoltaico encerra o controle de tensão com potência reativa, e, dessa forma, nota-se uma queda de tensão no transformador, mas sem violação do limite mínimo estabelecido. Além disso, inicia-se a geração fotovoltaica e o despacho de potência ativa pelo inversor.
Entre 8h e 10h:
O BESS inicia o processo de carga lenta, definida por uma taxa fixa reduzida para absorção de energia, que pode ser interrompida caso haja limitação de tensão.
Entre 10h e 18h:
O BESS inicia o processo de recarga variando conforme a tensão e potência aparente no transformador. Nota-se que próximo ao horário de 12h, a absorção de energia pelo PCS (inversor da bateria) é limitada pela potência no transformador. Além disso, após a finalização da recarga, próximo às 16h, há uma determinada elevação de tensão e potência no transformador, o que provoca a limitação do despacho de potência ativa pelo inversor fotovoltaico. Outro aspecto relevante na configuração híbrida é que o BESS prioriza a absorção da energia fotovoltaica gerada pela própria usina.
A partir de 18h:
No horário de ponta, o BESS inicia a injeção de energia, reduzindo o pico de demanda e aumentando a capacidade de hospedagem de carga do transformador.
Dessa forma, foi possível observar que o desempenho da usina híbrida prioriza o consumo de energia gerada pela própria UC e despacha no horário de ponta, ou seja, opera com postos horários possibilitando a aplicação de arbitragem tarifária. No entanto, há um grande potencial para a prestação de serviços ancilares, dada a efetividade no controle de tensão diurno e noturno, além da limitação de carregamento do transformador do circuito.
3.1.1 – Operação: Simulação de controle de usina puramente fotovoltaica na híbrida
A operação das usinas fotovoltaicas foi analisada utilizando o ativo das híbridas, ou seja, o banco de baterias foi desligado para essa operação. O controle é baseado na limitação de injeção de potência ativa dos inversores, com base no limiar de tensão da UC. Além disso, durante a noite, injeta-se potência reativa para manter os níveis de tensão adequados. A Figura 4 apresenta a operação de controle de geração fotovoltaica.
Figura 4 – Operação de usina puramente fotovoltaica implantada no Tocantins.
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Para este caso, a limitação de tensão máxima também é definida em 228 V e a potência nominal do transformador do circuito é 112,5 kVA.
A partir de 5h:
Nota-se que, ao longo do dia, especialmente durante o pico de geração, restringe-se constantemente a injeção de potência ativa pelos inversores fotovoltaicos, para manter a tensão da UC dentro do limite do controle. No início da manhã e no período da tarde, as limitações à injeção de energia pelo inversor são reduzidas, mas ainda ocorrem, dada a proximidade com a referência de tensão. Os níveis de carregamento se mantêm adequados durante toda a operação.
Entre 18h e 5h:
A tensão é controlada por meio de potência reativa, despachada pelo inversor.
De forma geral, o controle da injeção de potência ativa e reativa ocorreu dentro dos critérios definidos, demonstrando aderência à operação proposta.
3.2 – Operação: BESS
No cenário das usinas puramente BESS, a Figura 5 exibe o descritivo do controle aplicado na operação da UC.
5 - Descritivo da operação de usina puramente BESS.
Assim como as usinas híbridas, a absorção e injeção de energia pelo BESS considera as restrições de tensão da UC e potência do transformador. Em caso de perda de medição da UC, pode-se utilizar os valores lidos para tensão do transformador. Por fim, em situação de perda de comunicação com o medidor do transformador do circuito, o sistema prossegue a operação, com taxas fixas para carga e descarga do BESS. No que tange aos resultados da operação do BESS, a Figura 6 apresenta um dia de funcionamento de uma usina que possui apenas um banco de baterias.
6 – Operação de usina puramente BESS implantada no Tocantins.
Para essa usina apresentada, as limitações para o controle de tensão se mantêm em 213 V e 228 V. No entanto, a potência nominal do transformador do circuito é 75 kVA. Para essa configuração, têm-se os seguintes resultados:
Antes de 10h:
No período da madrugada e início da manhã, o BESS permanece fora de operação devido à indisponibilidade de energia armazenada, uma vez que o despacho de energia foi finalizado no fim do dia anterior. Nota-se que a potência aparente no transformador se aproxima da referência nominal quando o BESS não opera.
Entre 10h e 18h
Após as 10h, o BESS inicia o processo de carga, mantendo os níveis de tensão da UC e tensão e potência aparente do transformador dentro dos limites adequados. Cabe ressaltar que quando a bateria cessa o carregamento, há uma elevação de tensão no transformador.
Após 18h:
No período de alta demanda de carga, o BESS inicia o despacho de energia. Após o término da injeção de energia, nota-se uma elevação na potência aparente do transformador, atingindo valores nominais.
Dessa forma, pode-se evidenciar que durante o período de operação do BESS, os níveis de carregamento do transformador e tensão foram mantidos dentro dos limites estabelecidos pelo controle. Assim como a usina híbrida, o sistema se mostrou eficaz na operação com postos horários e suporte à rede, simultaneamente.
3.4 – Análise dos Resultados
Na visão da distribuidora, o modo de operação dos REDs possui caráter restritivo, dado o objetivo de garantir a qualidade de energia fornecida às unidades consumidoras. Em contrapartida, na visão do cliente que possui os REDs, o foco principal é a maximização de receita gerada, em detrimento dos impactos que podem ser provocados na rede. Nesse sentido, o modo de operação da Usina Virtual de Energia implantada no Tocantins constitui o ponto ótimo entre essas soluções, agregando os valores da arbitragem tarifária para geração de receita e a prestação de suporte à rede da distribuidora. A Figura 7 demonstra um comparativo em diferentes cenários de operação dos REDs.
Figura
Figura
Real de Implementação de Sistemas de Armazenamento em Usinas Virtuais de Energia
Figura 7 – Comparativo entre as diferentes visões para aplicação de REDs.
As funcionalidades voltadas para suporte à rede, como controle de tensão, carregamento e fluxo reverso, não são atendidas para o modo de operação, voltado para a maximização de receita, constituindo um modelo de negócio na visão de um cliente que investe em baterias, por exemplo. No modelo que abrange os principais interesses da distribuidora, a arbitragem tarifária não é contemplada, uma vez que o foco são as restrições dos níveis de tensão, carregamento e inversão de fluxo. Por fim, o modo de operação VPP analisado incorpora características de ambos os modelos e apresenta potencial para atender aos interesses de diferentes agentes do setor elétrico, tornando-se uma alternativa atrativa sob diversas perspectivas operacionais e comerciais.
4.0 – CONCLUSÕES
De forma geral, foi possível observar que a operação dos ativos demonstrou robustez na capacidade de atuação dentro do controle proposto. O sistema apresenta grande flexibilidade para o atendimento com serviços ancilares nas mais variadas condições elétricas da rede de distribuição. A atuação do controle de potência no transformador de distribuição consegue manter os níveis de carregamento dentro de limites aceitáveis, controlando a injeção de potência da UFV e carga e descarga do BESS. Além disso, as usinas híbridas ainda possuem o adicional de controle de tensão com potência reativa por meio dos inversores fotovoltaicos.
Em adição, deve-se destacar que, de forma simultânea à prestação de serviços ancilares, os sistemas operam em postos horários definidos, absorvendo e injetando o máximo de energia na rede, dentro dos limites de carregamento do transformador e tensão permitidos. Dessa forma, a solução desenvolvida está apta a atuar na arbitragem de preço, visando obter maior rentabilidade, dado que foi implementada com sucesso a gestão dos modos de operação.
Considerando a efetividade da operação, que concilia de forma otimizada os interesses tanto dos clientes com REDs quanto da distribuidora, é essencial avançar na consolidação de diretrizes regulatórias voltadas à prestação de serviços ancilares na rede de baixa tensão. Tal avanço é fundamental para assegurar a devida remuneração
aos agentes que prestam suporte à rede, tornando essa solução mais atrativa no contexto do setor elétrico.
Dessa forma, embora ainda existam avanços necessários no contexto brasileiro para viabilizar a aplicação dos REDs em um mercado de flexibilidade, os resultados obtidos com a Usina Virtual de Energia demonstram a viabilidade técnica da solução e oferecem bases concretas para o avanço de estratégias voltadas à sua ampliação no Brasil.
5.0
– AGRADECIMENTOS
O trabalho proposto foi viabilizado com o apoio do Grupo Energisa e utilizou o know-how do projeto de P&D 00032-2204/2022 – “Desenvolvimento de sistemas de GD fotovoltaica remota e armazenamento de energia de forma distribuída ao longo de alimentadores, com funções de arbitragem de preços (HFP-HP) e prestação de serviços ancilares locais para melhoria da qualidade da energia elétrica em circuitos secundários de distribuição”, em parceria com a Universidade Federal de Uberlândia e a Pontifícia Universidade Católica.
6.0 – REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] Agência Nacional de Energia Elétrica. Micro e minigeração distribuída de energia elétrica cresceu 8,85 GW em 2024. 2025. Disponível em: https://www.gov.br/aneel/ptbr/assuntos/noticias/2025/micro-e-minigeracaodistribuida-de-energia-eletrica-cresceu-8-84-gwem-2024. Acesso em: 15 maio 2025.
[2] GUIMARAES, Lariane Heloisa; SILVA, Katia Lopes; GAZZANI, Mauro Hemerly. Os impactos da expansão da geração distribuída nos sistemas de distribuição de energia elétrica. Caderno Pedagógico, v. 22, n. 1, p. e13451-e13451, 2025.
[3] HERNANDES, Leonardo. Custos de reforços de redes de distribuição de baixa tensão na presença de microgeração distribuída. 2024. Tese de Doutorado.
[4] ANTUNES, Fábio e STEVENS, Amber. Stevens, Understanding the BESS Market in Australia 2024.
[5] HUGHES, Iola. Global BESS deployments soared 53% in 2024. 2025. Disponível em: https://www.energy-storage.news/global-bessdeployments-soared-53-in-2024/. Acesso em: 15 maio 2025.
[6] ROUZBAHANI, Hossein Mohammadi; KARIMIPOUR, Hadis; LEI, Lei. A review on virtual power plant for energy management. Sustainable energy technologies and assessments, v. 47, p. 101370, 2021.
Caso
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Zero-Grid – Geração de Energia Sem Injeção na Rede
Rui J. F. Esteves TTS Energia rui.esteves@ttsenergia.com.br
RESUMO
Com o avanço da geração distribuída no Brasil, muitos consumidores enfrentam desafios para conectar seus sistemas às redes elétricas, especialmente em locais com risco de sobrecarga ou fluxo reverso. Além disso, quem está no Ambiente de Contratação Livre (ACL) não pode utilizar o sistema convencional de compensação de energia.
Este artigo apresenta a solução Zero-Grid, que permite ao consumidor gerar sua própria energia sem injetar excedentes na rede, garantindo autonomia e economia. Abordamos seu funcionamento, os cuidados necessários na instalação, as exigências normativas, além de trazer casos reais que mostram como essa solução tem viabilizado projetos antes inviáveis, reduzindo custos e superando limitações da rede elétrica.
1.0 – INTRODUÇÃO
O Brasil é privilegiado em recursos naturais que favorecem a geração de energia limpa, desde o potencial hídrico, passando pela abundância de luz solar até ventos constantes em algumas regiões. Esse cenário impulsiona a busca por alternativas sustentáveis e econômicas, como a geração distribuída.
A partir da publicação da Resolução Normativa (REN) nº 482/2012 [1] pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), consumidores puderam começar a gerar sua própria energia e compensar excedentes na rede, através do Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE).
Com a descentralização da geração de energia, reduziu-se as perdas em transmissão dessa energia, pois a geração passou a estar mais próxima dos centros de consumo. Porém, nem todos conseguem se beneficiar desse modelo. Consumidores do Ambiente de Contratação Livre (ACL) são impedidos de aderir ao SCEE, e em muitas regiões a rede já opera no limite, inviabilizando projetos
fotovoltaicos que poderiam gerar mais do que consomem, devido ao risco de fluxo reverso.
Este artigo explora como a arquitetura Zero-Grid surge como uma alternativa eficiente para esses casos, permitindo geração local sem exportação de energia, mantendo a operação segura, legal e financeiramente viável.
2.0 – FLUXO REVERSO
A geração distribuída cresceu de forma exponencial no Brasil após 2012. Para se ter uma ideia, em 7 anos (2012-2019) crescemos 1 GW, e dois anos depois (2020-2021) tínhamos crescido mais 9 GW. No final de 2024 tínhamos mais de 36 GW instalados [2].
Apesar dos benefícios, esse crescimento trouxe desafios técnicos por se tratar de uma fonte de energia não despachável1. A geração de energia, especialmente solar, nem sempre coincide com os picos de consumo. Assim, em certos momentos, há excesso de geração que provoca a reversão do fluxo de energia nas redes, ou seja, a energia começa a ser devolvida para a rede, que nem sempre está preparada para isso.
A infraestrutura de transmissão e distribuição já atingiu, em diversas regiões, a sua capacidade máxima de absorção da geração distribuída. Essa reversão nestas redes sobrecarregadas, gera aumento de tensão, flutuação na frequência e outros problemas que afetam a qualidade da energia.
Ciente desses desafios, a ANEEL incluiu um artigo (artigo 73) na sua Resolução Normativa (REN) 1.000/2021 [3] onde exige que cada distribuidora faça estudos de impacto das fontes de geração na qualidade de energia sempre que seja necessário. Posteriormente, complementou estes requisitos na REN 1.059/2023 [4] detalhando a forma de avaliar esses riscos e as alternativas que devem ser avaliadas. Apresentou também soluções alternativas como conexão em redes de distribuição alternativas (frequentemente em níveis
1 central geradora que não pode ser despachada por meio de um controlador local ou remoto – in: Artigo 2º da REN 1.000 de 2021 [3] 1/5
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de tensão superior), e redução ou eliminação da energia injetável de forma permanente ou limitada a certos períodos do dia.
Simultaneamente, a ANEEL incluiu excepções (artigo 73-A da REN 1.098/2024 [5]) para sistemas de geração que não injetem energia na rede (Zero-Grid), microgeração que se enquadre nos critérios de gratuidade (artigo 104), ou microgeração de até 7,5 kW na modalidade de autoconsumo local.
2.1 – PARALELISMO SEM EXPORTAÇÃO
O Zero-Grid permite que o consumidor gere sua própria energia, mas sem enviar nenhum excedente para a rede da distribuidora.
Diferente de um sistema isolado (off-grid), ele continua conectado à rede, garantindo fornecimento contínuo caso a geração própria não seja suficiente. Porém, possui mecanismos inteligentes que limitam automaticamente a geração para que ela nunca ultrapasse o consumo instantâneo.
Essa solução é válida tanto para consumidores do ACL, que por regra não podem injetar energia na rede, quanto para consumidores do mercado cativo, especialmente em locais onde a distribuidora limita a geração por risco de fluxo reverso.
2.2 – ARQUITETURA DE UM SISTEMA ZEROGRID
Um sistema Zero-Grid é formado por cinco elementos fundamentais que trabalham de forma integrada para garantir sua eficiência e segurança:
Medidor: É o responsável por monitorar tanto a quantidade quanto a direção do fluxo de energia elétrica na entrada da unidade consumidora. Esse equipamento utiliza transformadores de corrente (TC), que medem a intensidade da corrente, e transformadores de potencial (TP), que monitoram os níveis de tensão. A partir desses dados combinados, o medidor informa a potência instantânea e identifica se há consumo da rede ou exportação de energia para ela;
Controlador: Atua como o cérebro do sistema. Recebe as informações do medidor e, com base nelas, toma decisões e envia comandos tanto para os geradores quanto para os sistemas de proteção elétrica. Dependendo do modelo, pode ser configurável ou
programável, capaz de realizar desde ações simples até decisões mais complexas, como priorizar o uso da fonte de energia mais barata quando há variação nas tarifas ao longo do dia.
Geradores de Energia: São os responsáveis por atender à demanda de energia da unidade, ajustando sua produção de acordo com os comandos do controlador. É essencial que haja compatibilidade entre o controlador e os geradores. Também é importante os seus tempos de resposta para reduzir a potência (Ramp Down) ou para aumentar a potência (Ramp Up) sejam suficientemente curtos para se adaptarem às flutuações de consumo do cliente que, em algumas situações, podem ser bem significativas e dinâmicas;
Sistemas de Proteção: São indispensáveis para garantir a segurança da operação. Eles evitam que, em caso de falha no controle, o sistema Zero-Grid injete energia na rede da distribuidora. Embora algumas proteções em quadros parciais possam ser acionadas diretamente pelo controlador, a proteção principal, localizada na entrada de energia, precisa ser autônoma, realizando sua própria leitura de potência e sentido de fluxo. Ela funciona como uma barreira final, desligando o sistema sempre que for necessário para impedir a exportação de energia.
Sistema de Comunicação: É quem garante que todos os componentes estejam sincronizados e funcionando de forma integrada. Por questões de confiabilidade, não se pode utilizar redes sem fio (como Wi-Fi ou Zigbee), que são mais suscetíveis a interferências. Em distâncias maiores, a comunicação é feita por meio de cabos de fibra óptica. São adotados protocolos de comunicação padrão, como Modbus ou CAN, mas também é possível utilizar protocolos proprietários quando todos os equipamentos pertencem ao mesmo fabricante e não há previsão de expansão com dispositivos de outros fabricantes.
2.3 – SISTEMAS HÍBRIDOS
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Sistemas de geração que utilizam fontes renováveis, como a radiação solar e a força dos ventos, possuem uma limitação natural: a dependência das condições climáticas, que são imprevisíveis. No caso dos sistemas fotovoltaicos, a geração de energia diminui significativamente em dias nublados ou simplesmente cessa após o pôr do sol. Da mesma forma, os sistemas eólicos estão sujeitos à variação da intensidade dos ventos, que nem sempre são constantes.
Para contornar essa limitação e garantir o fornecimento contínuo de energia, é cada vez mais comum a utilização de bancos de baterias — conhecidos como BESS 2. Esses sistemas de armazenamento funcionam como uma reserva estratégica de energia.
Sempre que a geração excede o consumo da unidade, o controlador do sistema direciona automaticamente esse excedente para carregar as baterias, em vez de simplesmente reduzir a geração. Por outro lado, quando o consumo ultrapassa a energia instantaneamente gerada, o controlador aciona o BESS, liberando a energia armazenada. Isso evita a necessidade de recorrer à rede da distribuidora, cujo custo costuma ser mais elevado.
Além disso, muitos consumidores já contam com grupos moto geradores (GMG) que entram em operação para complementar a energia fornecida pela concessionária em momentos de maior demanda. Esses equipamentos podem operar em conjunto com o sistema Zero-Grid, desde que seus controladores estejam integrados ao controlador central do Zero-Grid. Nesse arranjo, o controlador do Zero-Grid assume o papel de “master”, coordenando as decisões e garantindo que os demais controladores — incluindo os dos GMGs — sigam suas instruções, assegurando assim o funcionamento eficiente e harmônico de todo o sistema.
2.4
– MÉTODO DE DIMENSIONAMENTO
O dimensionamento começa com a análise do histórico de consumo (como o perfil da memória de massa para clientes do grupo A).
A geração deve ser planejada para atender ao consumo médio durante os períodos de maior geração (geralmente no horário solar). Se houver baterias, é possível armazenar excedentes para uso em outros horários.
2 BESS – Battery Energy Storage System.
Além disso, é fundamental um monitoramento contínuo, que permita ajustes conforme mudanças no perfil de consumo ou de geração.
2.5
– TRATATIVAS COM A DISTRIBUIDORA
A Resolução Normativa nº 956/2021 da ANEEL [6], em seu Anexo VIII, estabelece os padrões de qualidade de energia elétrica no Brasil. De acordo com essa norma, cabe não só às distribuidoras, mas também aos consumidores e geradores, a responsabilidade por garantir que a qualidade da energia seja mantida dentro dos parâmetros exigidos.
Por esse motivo, é absolutamente natural que a distribuidora à qual se pretende conectar um sistema Zero-Grid exija garantias de que esse sistema não trará riscos operacionais ou impactos negativos à rede elétrica. Essa exigência não é apenas uma formalidade, mas uma medida essencial para assegurar a estabilidade e segurança do sistema elétrico.
Além disso, conforme determina o artigo 29 da REN nº 1.000/2021 da ANEEL [3], é obrigatório que qualquer instalação observe rigorosamente as normas e os padrões técnicos da distribuidora local. Isso torna indispensável analisar detalhadamente os requisitos específicos da concessionária antes da implementação do sistema Zero-Grid, bem como submeter o projeto para avaliação e aprovação formal.
Vale ressaltar que nem todas as distribuidoras possuem normativas específicas direcionadas aos sistemas Zero-Grid. Nesses casos, aplicam-se as regras existentes para sistemas de geração conectados em paralelo com a rede elétrica.
Por outro lado, algumas distribuidoras já dispõem de normativas bem definidas e detalhadas, contemplando tanto a arquitetura quanto os critérios de parametrização desses sistemas. Entre os exemplos, destacam-se a GED 33 da CPFL [7], a NT.00009.EQTL da Equatorial Energia [8] e a DIS-NOR-033 da Neoenergia [9], que servem como referência para o correto dimensionamento e operação de sistemas ZeroGrid dentro de suas áreas de concessão.
3.0 – ESTUDO DE CASOS
O Zero-Grid tem se mostrado uma solução prática e eficiente em diversos cenários. Os projetos que elaborámos e implementámos em Zero-Grid resolveram problemas diferentes a cada
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um dos clientes, mas sempre com grandes vantagens econômicas:
Caso 1: Um cliente precisava instalar 1,12 MW em energia fotovoltaica, mas a distribuidora informou que as obras de reforço na rede levariam 4 anos. Com o Zero-Grid, ele pôde operar imediatamente, reduzindo custos até que as obras fossem concluídas e, então, migrou para o modelo On-Grid.
Caso 2: Um complexo logístico não tinha acesso à rede, pois havia entraves no processo de desapropriação de terrenos para a rede de distribuição. Implementou-se um sistema híbrido Off-Grid com geradores a diesel e 2,5 MW em fotovoltaico. Posteriormente, ao se conectar à rede, o projeto foi convertido em Zero-Grid, otimizando o uso de energia limpa.
Caso 3: Diversos consumidores no ACL, com projetos variando entre 150 kW e 4,58 MW, implantaram sistemas Zero-Grid. Todos conseguiram reduzir, no mínimo, 20% da demanda contratada, sem depender da compensação de energia da rede.
5.0 – REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] ANEEL, “Resolução Normativa Nº 482, de 17 de Abril de 2012,” [Online]. Available: https://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2012482.pdf. [Acesso em 18 05 2025].
[2] Empresa de Pesquisa Energética - EPE, “Painel de Dados de Micro e Minigeração Distribuída,” [Online]. Available: https://dashboard.epe.gov.br/apps/pdgd/#. [Acesso em 18 05 2025].
[3] ANEEL, “Resolução Normativa nº 1.000, de 7 de Dezembro de 2021,” [Online]. Available: https://www2.aneel.gov.br/decod/ren20211000.pdf. [Acesso em 18 05 2025].
[4] ANEEL, “Resolução Normativa n° 1.059, de 7 de Fevereiro de 2023,” [Online]. Available: https://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren20231059.pdf. [Acesso em 18 05 2025].
[5] ANEEL, “Resolução Normativa n° 1.098, de 23 de Julho de 2024,” [Online]. Available: https://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren20241098.pdf. [Acesso em 18 05 2025].
[6] ANEEL, “Resolução Normativa n° 956, de 7 de Dezembro de 2021,” [Online]. Available: https://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2021956.pdf. [Acesso em 18 05 2025].
4.0
– CONCLUSÕES
O Zero-Grid se consolidou como uma alternativa extremamente viável e segura, principalmente para consumidores que enfrentam restrições na rede ou estão no mercado livre de energia.
Além de proporcionar redução de custos e mais autonomia energética, essa solução não compromete a qualidade da rede elétrica e permite que a transição para uma matriz energética mais limpa continue avançando, mesmo em regiões onde a infraestrutura não comporta mais geração distribuída convencional.
Seja como solução temporária ou definitiva, o Zero-Grid garante flexibilidade, sustentabilidade e viabilidade econômica.
[7] Equatorial Energia, “Conexão de Geradores Particulares ao Sistema Elétrico da Equatorial,” [Online]. Available: https://ma.equatorialenergia.com.br/wp-content/uplo ads/2024/09/NT.00009.EQTL-03-Conexao-deGeradores-Particulares-ao-Sistema-Eletrico-daEquatorial.pdf. [Acesso em 18 05 2025].
[8] Neoenergia, “DIS-NOR-033 – Conexão de Geradores em Paralelo com o Sistema de Distribuição de Média Tensão – REV 03,” [Online]. Available: https://www.neoenergia.com/documents/d/sp/disnor-033-03-conexao-de-geradores-em-paralelo-eminigeracao-distribuida-com-o-sistema-dedistribuicao-de-media-tensao-pdf?download=true. [Acesso em 18 05 2025].
[9] CPFL, “Ligação de Autoprodutores em Paralelo com o Sistema de Distribuição da CPFL,” [Online]. Available: https://sites.cpfl.com.br/documentostecnicos/GED-33.pdf. [Acesso em 18 05 2025].
AUGUST 26-28, 2025
São Paulo – Brazil
LEAN ENERGY: gestão do co nsumo de energia elétrica, sustentabilidade e eficiência ener gética, com aplicação nos setores hospitalar, industrial, varejista e educacional
Francisco Glauber de Souza Cavalcante
Universidade Federal do Ceará
Prof Dr Fernando Luiz Marcelo Antunes
Universidade Federal do Ceará
Prof Dr Ricardo Silva Thé Pontes
Universidade Federal do Ceará
Menaouar Berrehil El Kattel
Universidade Federal do Ceará glaubercavalcanthe@ gmail.com fantunes@dee.ufc.brricthe@dee.ufc.brberrehilelkattel@gmail. com
RESUMO
Este artigo apresenta a aplicação da metodologia LEAN ENERGY (LE) como estratégia de gestão energética em setores hospitalar, industrial, varejista e educacional. Integrando princípios do Lean Manufacturing, ISO 50001 e critérios ESG, a abordagem visa reduzir em 8% o consumo anual de energia elétrica por meio de ferramentas estatísticas e indicadores como o Consumo Médio Diário (CMD). Os resultados indicam uma redução média de 12%, sem necessidade de investimentos iniciais, validando o LE como solução eficiente, replicável e alinhada à transição energética.
Palavras-chaves: Lean Energy; Eficiência Energética; ISO 50001; ESG; Gestão de Energia; Gestão de Processos; Sustentabilidade
1.0 – INTRODUÇÃO
A gestão do consumo de energia elétrica tem se tornado cada vez mais relevante nas empresas. De acordo com um artigo publicado na revista Harvard Business Review (2017) [1], o tema está ganhando destaque na agenda corporativa, uma vez que o consumo energético é uma das áreas de maior custo para as organizações, juntamente com mão de obra, produção, instalações e equipamentos. Além disso, um estudo publicado no Journal of Cleaner Production (2016) [2] revelou que a implementação de um Sistema de Gestão Energética (SGE) [3] tem um impacto positivo na redução de emissões de carbono e custos operacionais, especialmente em empresas certificadas pela norma ISO 50001 [3].
Considerando a relevância do uso consciente de recursos energéticos no processo de descarbonização, no combate às mudanças climáticas e na transição energética, a COP 28 (2023) [4] enfatizou a necessidade de duplicar,
anualmente, a taxa de melhorias em eficiência energética até 2030.
Neste contexto, emerge a metodologia LEAN Energy (LE) [5]-[6], que adapta os princípios e ferramentas do Lean Manufacturing para otimização do consumo de energia elétrica. Segundo THOLLANDER (2012) [7], a abordagem da eficiência energética requer uma perspectiva interdisciplinar. Assim, o conceito de LE, apresentado por CAVALCANTE (2023) [6], contribui significativamente para esse propósito, ao focar na melhoria contínua da cadeia de valor do consumo sustentável de energia elétrica. Visto que o LE integra expertises nas áreas de engenharia, economia, LEAN, gestão e ESG.
Desse modo, este trabalho seguiu a proposta de introduzir o LEAN ENERGY em empresas do segmento hospitalar, industrial, varejista e educacional, sugerindo um Project Management Office (PMO) para uma meta de 8%, equivalente a 1/12 avos, de redução do consumo anual de energia elétrica.
Este artigo está organizado em sete seções, compostas por uma introdução, quatro seções de desenvolvimento, uma de conclusão e, ao final, as referências bibliográficas utilizadas. A Seção 2 apresenta a fundamentação teórica que sustenta o estudo, enquanto a Seção 3 descreve a metodologia adotada. Já na Seção 5, são analisados e discutidos os resultados obtidos a partir da aplicação da abordagem proposta.
2.0 – FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA
O consumo global de energia elétrica segue em expansão, impulsionado pelo avanço da eletrificação, pelo uso crescente de dispositivos conectados e pela incorporação de tecnologias como inteligência artificial e veículos elétricos. Segundo a Agência Internacional de Energia (IEA), em 2024, a demanda mundial de eletricidade 1/6
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aumentou 4,3% [8]. Em contrapartida, estima-se que até 2030, cerca de 645 milhões de pessoas ainda permanecerão sem acesso à eletricidade, muitas delas dependentes de fontes poluentes [9]. Nesse contexto, a eficiência energética e o enfrentamento das mudanças climáticas tornaramse prioridades globais, figurando entre os principais eixos dos 17 Objetivos de Desenvolvimento Sustentável (ODS) da Agenda 2030 das Nações Unidas [10].
Paralelamente, os critérios ESG (Environmental, Social, and Governance) consolidaram-se como elementos estratégicos nas decisões de investimento e nas práticas corporativas, avaliando o desempenho das organizações em sustentabilidade e responsabilidade socioambiental. No Brasil, a ABNT publicou em 2022 a prática recomendada ABNT PR 2030, com diretrizes de avaliação alinhadas às normas internacionais e aos compromissos do Acordo de Paris [11].
A norma ISO 50001, por sua vez, tem se destacado como referência na gestão eficiente da energia. Em entrevista, o então diretor da ABESCO, Alexandre Sedlacek Moana, destacou que empresas que dominam e otimizam seus fluxos energéticos demonstram competência, confiança e maior desempenho organizacional [12].
Nesse cenário, a gestão de processos ganha relevância como prática contínua de planejamento, monitoramento e aprimoramento dos processos organizacionais, com foco na eficiência, redução de custos e garantia da qualidade [13]. Metodologias como o Lean Six Sigma (LSS) [16], baseadas no Sistema Toyota de Produção, aliam os princípios do pensamento enxuto a métodos estatísticos, com o objetivo de eliminar desperdícios e melhorar o uso dos recursos, não apenas na produção, mas também na gestão energética e ambiental.
Diante disso, este trabalho propõe a integração dos conceitos de eficiência energética, gestão de processos, filosofia Lean e diretrizes ESG por meio da abordagem denominada LEAN ENERGY. Essa metodologia foi aplicada, de forma estruturada e replicável, em empresas dos setores hospitalar, industrial, varejista e educacional, com o propósito de contribuir para uma transição energética sustentável e menos intensiva em carbono.
2.1 – LEAN ENERGY
No livro Guía de implementación: Energía limpia y libre de desperdício [5], os autores definem o LEAN ENERGY como uma metodologia que integra os princípios do Lean Six Sigma à eficiência
energética, energias renováveis e conceitos da Indústria 4.0. Ressaltam que os profissionais envolvidos devem ter domínio técnico e visão econômica, já que são responsáveis por propor melhorias estratégicas à alta gestão.
A correta quantificação de desperdícios e a identificação dos principais consumidores de energia são pontos centrais da metodologia. Antes de investir em fontes renováveis, o LEAN ENERGY propõe a otimização dos recursos existentes, visando um retorno sobre o investimento (ROI) superior a 8%.
Em síntese, o LEAN ENERGY vai além das práticas convencionais de eficiência energética, ao aplicar princípios enxutos à gestão energética. Seu propósito é promover a sustentabilidade e o uso otimizado dos recursos, alinhando-se à visão da IEA [14], que classifica a eficiência energética como o “primeiro combustível” para a transição sustentável.
3.0 – METODOLOGIA
A filosofia Lean tem sido amplamente aplicada em processos de melhoria, inclusive no setor de saúde. Em 2017, o Ministério da Saúde do Brasil, em parceria com o Hospital Sírio-Libanês, implementou o projeto Lean nas Emergências para reduzir a superlotação em hospitais [15]. Com foco em eficiência e eliminação de desperdícios, a metodologia demonstrou resultados expressivos e agora é adaptada à gestão do consumo energético em diferentes setores.
Este estudo propõe a aplicação do LEAN ENERGY nos segmentos hospitalar, industrial, varejista e educacional, com a meta de reduzir em 8% o consumo anual de energia elétrica. A implementação é conduzida por um Project Management Office (PMO), utilizando ferramentas estatísticas e computacionais para identificar padrões de estabilidade e volatilidade no consumo. O Consumo Médio Diário (CMD), em kWh, é o principal indicador adotado para estabelecer a Linha de Base Energética (LBE) e monitorar os resultados ao longo do tempo.
A implementação do LE começa com o mapeamento energético da unidade consumidora (UC), identificando os ativos que consomem a maior quantidade de energia. A análise inicial é feita a partir da fatura de energia, que é detalhadamente observada, considerando itens como demanda, consumo em horários de ponta e fora de ponta, fator de carga e excedentes reativos.
A seguir, é realizada uma Visita Técnica de Diagnóstico (VTD) na UC para o reconhecimento
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do local, coleta de informações sobre ambientes, setores e equipamentos, medições de parâmetros elétricos e registros fotográficos.
Com a conclusão da VTD, inicia-se a análise dos dados e a elaboração do Plano de Ação –PMO, que detalhará as Ações de Eficiência Energética (AEE) com foco na redução do consumo de energia e no atendimento aos critérios ESG. As ações serão classificadas de acordo com o custo de implementação, variando entre custo zero, baixo custo e médio/alto custo. Em seguida, utiliza-se a sequência de 5 passos do método
DMAIC (Define, Measure, Analyze, Improve e Control) para orientar a implementação e justificar cada AEE.
Por fim, este estudo parte da hipótese de que a aplicação da metodologia LEAN ENERGY, estruturada em princípios de gestão de processos e eficiência energética, será capaz de promover uma redução mínima de 8% no consumo de energia elétrica nas organizações analisadas, sem necessidade de grandes investimentos. O objetivo é validar essa hipótese por meio da análise de resultados em diferentes segmentos organizacionais.
4.0 – ANÁLISE E DISCUSSÃO DE RESULTADOS
A aplicação da metodologia Lean Energy nos setores hospitalar, industrial, varejista e educacional evidenciam resultados significativos no que se refere à eficiência energética, com ênfase na identificação de desperdícios e no direcionamento estratégico da Ações de Eficiência Energética - AEE. A abordagem adotada envolveu uma combinação de análise estatística, visualização gráfica e ferramentas de gestão da qualidade com os dados de energia elétrica coletados, como o DMAIC e o SIPOC, proporcionando uma visão sistêmica do consumo energético. Destaca-se ainda que, LE é eficiência energética e não racionamento de energia elétrica. Embora a metodologia LEAN ENERGY tenha sido aplicada de forma padronizada nos quatro setores avaliados, cada um apresentou particularidades operacionais que influenciaram os resultados obtidos. A padronização metodológica permitiu garantir comparabilidade entre as unidades consumidoras (UCs), já que todas passaram pelas mesmas etapas: mapeamento energético, visita técnica de diagnóstico (VTD), definição da Linha de Base Energética, aplicação de ferramentas como CMD, SIPOC e DMAIC, e classificação das Ações de Eficiência Energética (AEE). No entanto, os impactos variaram em
função de fatores como regime de funcionamento, criticidade de operação, perfil das cargas e capacidade de ajuste dos processos. Por exemplo, enquanto o setor varejista obteve economias expressivas devido à maior flexibilidade na operação e controle dos sistemas de climatização e iluminação, o setor hospitalar apresentou resultados mais modestos, reflexo da sua alta demanda contínua e da rigidez nos protocolos assistenciais. Essa constatação reforça a robustez e adaptabilidade da abordagem LEAN ENERGY, ao mesmo tempo em que evidencia a importância de contextualizar os resultados conforme a realidade de cada segmento.
O Consumo Médio Diário (CMD) foi a métrica fundamental para padronizar a análise do consumo mensal, considerando as variações do ciclo de faturamento da distribuidora. Esse indicador permitiu comparações mais precisas entre os períodos analisados, isolando fatores sazonais e operacionais.
Corroborando com o mapeamento energético realizado nas unidades consumidoras deste trabalho, o mapa de calor da figura 1, demonstra a possibilidade de uma análise temporal do consumo, destacando horários e dias da semana com maior demanda. As áreas em vermelho apontaram picos de consumo, enquanto os tons verdes indicaram períodos de baixa atividade, permitindo o reconhecimento de padrões de comportamento energético e a identificação de possíveis excessos operacionais.
As AEEs propostas são integradas aos diversos setores das UCs, desde iluminação, passando pela hotelaria hospitalar, climatização, motores e pelas
Figura 1: Mapa de calor referente ao consumo de energia elétrica de um período de 30 dias Fonte: Autor
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mais diversas instalações e equipamentos que fazer uso da energia elétrica na UC.
A utilização do SIPOC exemplificada neste trabalho, figura 2, refere-se à implementação do LE em uma unidade hospitalar, o qual auxilia a equipe a compreender rapidamente a amplitude e o escopo do processo, destacando os pontos de entrada, promovendo alinhamento e eficiência na implementação das ações propostas.
Adicionalmente, foi realizada uma análise estatística utilizando a métrica dos Graus-Dias de Resfriamento (GDR) como variável explicativa para o consumo de energia elétrica, considerando as influências do clima na demanda por climatização conforme visto na figura 3. Os dados climatológicos foram obtidos da estação meteorológica de Fortaleza (SBFZ), com base de referência em 15,5 °C.
3: Regressão linear do consumo vs GDR Fonte: Autor
A correlação entre os GDR e o consumo mensal de energia elétrica foi avaliada por meio de regressão linear, resultando em um coeficiente de
determinação R² = 0,72. Esse valor indica que aproximadamente 72% da variação no consumo energético pode ser explicada pelas variações de temperatura externa, evidenciando a forte influência do clima nas cargas térmicas das edificações analisadas. Apesar de o valor estar levemente abaixo do ideal (R² > 0,75) recomendado em projetos de eficiência energética, os resultados reforçam a importância de considerar variáveis meteorológicas na modelagem e no planejamento de ações voltadas à redução do consumo energético em ambientes climatizados.
Finalmente, os percentuais de economia obtidos variaram conforme o segmento analisado. O setor hospitalar alcançou uma média de economia de 6,0%, enquanto o setor industrial registrou 7,0%. Esses valores, embora inferiores aos percentuais observados nos setores varejista (24,0%) e educacional (11,0%), devem ser interpretados à luz das especificidades operacionais de cada segmento. No caso das unidades hospitalares e industriais, a operação contínua e a criticidade de seus processos limitam, em parte, a aplicabilidade de medidas mais agressivas de redução de consumo. Ainda assim, a média geral entre os setores avaliados foi de 12,0%, o que valida a eficácia da abordagem Lean Energy como uma metodologia de gestão energética replicável, estratégica e de alto impacto.
5.0 – CONCLUSÕES
A aplicação da metodologia LEAN ENERGY demonstrou-se eficaz como ferramenta de gestão energética orientada à eficiência, sustentabilidade e melhoria contínua. Ao integrar conceitos do Lean Manufacturing com práticas de eficiência energética, ESG e normas como a ISO 50001, a abordagem permitiu estruturar ações estratégicas e operacionais com foco na redução do consumo de energia elétrica, sem depender de investimentos iniciais.
A utilização de ferramentas como DMAIC, SIPOC, mapeamento energético e indicadores padronizados, como o Consumo Médio Diário, viabilizou uma análise robusta e sistêmica dos dados de consumo, contribuindo para o direcionamento preciso das Ações de Eficiência Energética. A consideração de aspectos contextuais, como o perfil operacional de cada unidade consumidora, agregou valor às análises e reforçou a aplicabilidade prática da metodologia.
Os resultados obtidos confirmam a hipótese inicial: foi possível alcançar uma média de 12% de redução anual do consumo de energia elétrica, 4/6
Figura 2: Processo de Implementação de LEAN ENERGY em hospital com a ferramenta SIPOC Fonte: Autor
Figura
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superando a meta proposta de 8%. Esse desempenho foi observado em diferentes segmentos — hospitalar, industrial, varejista e educacional —, com variações proporcionais às características operacionais de cada setor. Destaca-se que tais ganhos foram alcançados por meio de intervenções no fluxo de processos internos, sem a necessidade de investimentos financeiros diretos, o que evidencia o potencial da metodologia para projetos escaláveis e de rápida implementação.
Portanto, o LEAN ENERGY é uma solução estratégica viável para organizações que buscam alinhar desempenho energético, competitividade e responsabilidade ambiental. Sua adoção contribui não apenas para a otimização do uso de recursos, mas também para o fortalecimento da cultura organizacional voltada à sustentabilidade e à inovação.
6.0 – REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] Winston, Andrew; Favaloro, George; Healy, Tim. Energy Strategy for the C-Suite. Acesso em: 5 mai. 2025. Disponível em: https://hbr.org/2017/01/energystrategy-for-the-c-suite.
[2] Bottcher, C.; Muller, M. Insights on the impact of energy management systems on carbon and corporate performance. Journal of Cleaner Production, v. 137, Elsevier, p. 1449–1457, 2016.
[3] ABNT NBR ISO 50001:2018 – Sistemas de gestão de energia: requisitos com orientação para uso. Associação Brasileira de Normas Técnicas. ABNT, 2018.
[5] Lean Energy 4.0: Guía de implementación – Energía limpia y libre de desperdício para el desarrollo sostenible. Juan Pablo Martín Gómez, Luis Socconini Pérez. Editora Marge Books, 2019.
[6] Integração da metodologia Lean Energy, norma ISO 50001, critérios ESG e análise de dados na gestão energética de um hospital universitário. Francisco Glauber de Souza Cavalcante. Universidade Federal do Ceará – PPGEE, 2023. (Dissertação de Mestrado).
[7] Improving Energy Efficiency in Industrial Energy Systems: An Interdisciplinary Perspective on Barriers, Energy Audits, Energy Management, Policies, and
[8] International Energy Agency. Electricity 2025: Analysis and forecast to 2025. Acesso em: 20 maio 2025. Disponível em: https://www.iea.org/reports/electricity-2025/demand.
[9] International Energy Agency. Access to electricity –SDG7: Data and projections. Acesso em: 20 maio 2025. Disponível em: https://www.iea.org/reports/sdg7-dataand-projections/access-to-electricity.
[10] ONU. Objetivos de Desenvolvimento Sustentável. Acesso em: 12 maio 2025. Disponível em: https://www.un.org/sustainabledevelopment/pt-br/aguasaneamento/.
[11] ABNT PR2030:2022 – Ambiental, social e governança (ESG): conceitos, diretrizes e modelo de avaliação e direcionamento para organizações. Associação Brasileira de Normas Técnicas. ABNT, 2022.
[12] APCER. ISO 50001 | Entrevista Alexandre Sedlacek Moana, Diretor da ABESCO. Acesso em: 19 abr. 2025. Disponível em: https://apcergroup.com/pt-br/newsroom/3121/iso-50001.
[13] Governo Federal. Guia Prático de Gestão de Processos – Maio 2024. Acesso em: 26 maio 2025. Disponível em: https://www.gov.br/gestao/pt-br/acessoa-informacao/estrategia-e-governanca/ gestaodeprocessos/ GuiaPrticodeGestodeProcessosv1maiode20241.pdf.
[14] IEA. Energy Efficiency. Acesso em: 2 maio 2025. Disponível em: https://www.iea.org/energy-system/energy-efficiencyand-demand/energy-efficiency.
[15] Ministério da Saúde. Projeto Lean nas Emergências. Acesso em: 15 mai. 2025. Disponível em: https://www.gov.br/saude/pt-br/acesso-a-informacao/aco es-e-programas/projeto-lean-nas-emergencias-reducaodas-superlotacoes-hospitalares.
[16] Instituto 6Sigma. Nível Sigma: Aprenda a calcular sem esforço. Acesso em: 11 maio 2025. Disponível em: https://instituto6sigma.com.br/blog/gestao-de-projetos/si x-sigma/nivel-sigma-aprenda-a-calcular-sem-esforco/.
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PARALELISMO DE GRUPOS GERADORES DE ENERGIA E ANÁLISE DA CONFIABILIDADE COM A UTILIZAÇÃO DE DIVERSOS
COMBUSTÍVEIS
Labigalini, M. R. Barreto, G. UNICAMP UNICAMP labig@unicamp.br gilmar@unicamp.br
RESUMO
O objetivo deste trabalho é encontrar maneiras para aumentar a confiabilidade no fornecimento emergencial de energia elétrica, por meio do paralelismo de grupo geradores de energia alimentados com diversos combustíveis (renováveis ou não)
1.0 – INTRODUÇÃO
Considerando-se que existe uma redução significativa da qualidade e, por consequência, da confiabilidade no fornecimento de energia emergencial utilizando-se o Diesel fóssil misturado com o Biodiesel (B14), propõe-se uma análise comparativa entre os diversos tipos de geradores com motores movidos a combustão, dentre os quais: Diesel fóssil, Diesel B14, HVO, Diesel R5, Etanol, Gasolina e Gás natural
2.0
– GERADORES DE ENERGIA
EMERGENCIAIS E A CONFIABILIDADE
Quando se trata de fornecimento de energia por um longo período, sem que se saiba quando a energia da rede elétrica vai retornar, geralmente utilizam-se geradores de energia, onde seu funcionamento é dependente do combustível que alimenta o seu motor a combustão
2.1 – PARALELISMO E INDICADOR DE RISCO
A redundância de equipamentos é uma alternativa bastante utilizada na engenharia para aumentar a confiabilidade de funcionamento Uma forma de aumentar a confiabilidade de funcionamento de um determinado gerador de energia é colocar outro (de potência similar) em paralelo. Isso faz com que o risco de falha seja reduzido.
analisando-se as possibilidades de ocorrências relacionadas ao risco de falhas nos equipamentos e
estabelecendo-se uma pontuação para cada tipo de combustível, é possível uma confirmação matemática das melhores soluções propostas, adotando-se as soluções de menores riscos, o que significa maior confiabilidade de funcionamento adequado dos geradores de energia com aquele determinado combustível.
As ocorrências selecionadas, baseando-se na experiência da equipe de trabalho com geradores da Unicamp, que poderiam resultar em altos impactos no funcionamento, em função do combustível utilizado, foram as seguintes:
1)Dificuldade de reabastecimento imediato em caso de falta do combustível para a combustão do motor do Gerador de Energia (por qualquer outro que funcione na emergência);
2)Desconfiança com a qualidade do combustível;
3)Efeito da temperatura no combustível e causa de mau funcionamento do motor com este combustível em temperatura ambiente mais elevada (maior ou igual a 30ºC);
4)Efeito da temperatura no combustível e causa de mau funcionamento do motor com este combustível em temperatura ambiente abaixo de 14º C;
5)Vapor de saturação (risco de incêndio);
6)Ponto de entupimento;
7)Dificuldades na manutenção;
8)Necessidade de troca frequente de filtros;
9)Necessidade de limpeza do sistema de injeção de combustíveis (a cada 18 meses);
10)Necessidade de troca do combustível a curto prazo (6 meses); e,
11)Necessidade de monitoramento visual do tanque de combustível.
A escolha destas ocorrências está relacionada ao alto grau de impacto que representam, pois todas foram consideradas que poderiam comprometer totalmente ou quase totalmente o funcionamento do gerador, o que resultaria na perda da sua confiabilidade.
A escala de probabilidade de ocorrência do risco previsto neste trabalho será expressa em percentagem (de 1 a 100%):
1) Muito Baixa (de 1% a 20%): acontece raramente, apenas em situações excepcionais, ou não há histórico conhecido do evento, ou não há indícios que sinalizem sua ocorrência.
2) Baixa (de 21% a 40%): situação pouco provável, onde o histórico conhecido aponta para baixa frequência de ocorrência.
3) Média (de 41% a 60%): algo provável, que se repete com frequência razoável no prazo associado, ou há indícios de que possa ocorrer nesse horizonte.
4) Alta (de 61% a 80%): algo muito provável, que se repete com elevada frequência no prazo associado ou há muitos indícios de que ocorrerá nesse horizonte.
5) Muito Alta (de 81% a 100%): algo praticamente certo, com ocorrência quase garantida no prazo associado. (Este escalonamento foi baseado no Manual de Gestão de Risco do TCU [1]).
Deve ser ressaltado que a lógica estabelecida para se obter os indicadores foi baseada em um sistema especialista, onde três profissionais (incluindo-se um dos autores), com conhecimentos específicos em geradores de energia e em combustíveis (atuais e futuros), fizeram as análises e pontuações, conforme critérios estabelecidos. Portanto, não se trata de pesquisa na literatura e sim, de tabelas de elaboração própria construídas de acordo com a experiência de especialistas da Unicamp no assunto [2]
As definições dos indicadores foram baseadas no consenso dos participantes do inquérito, que se ampararam na experiência prática com diversos tipos de motores para o estabelecimento dos valores; porém, não significa exatidão, mas sim, uma referência próxima da realidade, cujo objetivo é permitir comparação de riscos para cada tipo de combustível; portanto, o que se busca é a possibilidade de comparação referenciada e não a exatidão dos valores, que foram definidos subjetivamente (por meio de especialistas).
Para a definição destes parâmetros, houve a participação de 3 engenheiros da equipe (um eletricista, um eletrônico e um mecânico). Deve-se destacar que o Hidrogênio não foi analisado como possível combustível (tanto para combustão, como via Células a Combustível) pelo fato que a sua produção e comercialização ainda deve ser estruturada no Brasil, o que deve ocorrer a longo prazo. Em resumo, as soluções analisadas foram direcionadas para curto e médio prazos e não analisam custos dos combustíveis, pois o foco é na confiabilidade, principalmente nos casos de geradores de energia emergenciais. Quando a confiabilidade dos combustíveis apresentarem valores próximos, com uma diferença menor do que 5% do valor máximo referencial, o critério para definição da melhor opção passa a ser o de menor emissão de poluentes; ou seja, menor emissão de Gases de Efeito Estufa (GEEs).
Outra opção de Gerador de Energia não analisado, é a geração de energia por um banco de baterias, o que atualmente é possível; no entanto, neste trabalho, como se trata de geração de energia elétrica emergencial, onde o tempo de funcionamento desta geração é indefinido, pode ser que o banco de baterias não seja suficiente para manter a carga por períodos longos Para evitar este problema, em situações emergenciais, além do banco de baterias, são colocados geradores de energia a combustão que assumem a carga quando o banco de baterias não é mais suficiente Deve ser destacado que esta solução também é paralelismo (entre um banco de baterias e um gerador a combustão); no entanto, quando se coloca uma geração com baixo risco em paralelo com outra de alto risco, ocorre redução da confiabilidade, pois o risco do sistema fica acima do menor valor.
2.2 – INDICADOR DE RISCO REFERÊNCIA
A tabela 1 foi a primeira a ser elaborada e foi feita para o combustível Diesel B14 (com 14% de Biodiesel). O Indicador de Risco obtido deve ser considerado como referência e foi definido calculando-se a média das probabilidades de todas as ocorrências com aquele determinado combustível. Desta forma, comparando-se com Indicadores de Risco de outros combustíveis é possível identificar os combustíveis de menor e maior riscos de falhas.
Tabela 1 – Indicador de Risco Referência do Diesel B14 (elaboração própria).
Análise de Risco do Combustível Diesel com Biodiesel 14% (relacionados a Confiabilidade de funcionamento)
PROBABILIDADE DE OCORRÊNCIA
DESCRIÇÃO DA OCORRÊNCIA DE 1 A Probabilidade
1 Dificuldade de reabastecimento imediato em caso de falta do combustível para a combustão do motor do Gerador de Energia (por qualquer outro que funcione na emergência)
1 Muito Baixa
2 Desconfiança com a qualidade do combustível 90 Muito Alta
3 Efeito da temperatura no combustível e causa de mau funcionamento do motor com este combustível em temperatura ambiente mais elevada (maior ou igual a 30ºC) 95 Muito Alta
4 Efeito da temperatura no combustível e causa de mau funcionamento do motor com este combustível em temperatura ambiente abaixo de 14ºC 95 Muito Alta
5 Vapor de saturação (risco de incêndio) 5 Muito Baixa
6 Ponto de entupimento 80 Alta
7 Dificuldades na manutenção 90 Muito Alta
8 Necessidade de troca frequente de filtros 90 Muito Alta
9 Necessidade de limpeza do sistema de injeção de combustíveis (a cada 18 meses) 90 Muito Alta
10 Necessidade de troca do combustível a curto prazo (6 meses) 95 Muito Alta
11 Necessidade de monitoramento visual do tanque de combustível 100 Muito Alta
831 <= SOMA
75,5 <= Indicador de Risco
O Indicador de Risco Referência para utilização do combustível Diesel B14 é de 75,5%, conforme Tabela 1. Tal valor deve ser utilizado apenas para comparação com outros combustíveis; ou seja, não significa que o Risco de falhas em um gerador de energia movido a Diesel B14 é de 75,5%
2.3 – O DIESEL RENOVÁVEL E O DIESEL R5 DA PETROBRAS
Os combustíveis analisados para a geração de energia por motores a combustão para este trabalho foram os seguintes: 1) Diesel B14; 2) Diesel Fóssil; 3) HVO; 4) Diesel R5; 5) Etanol; 6) Gasolina; e, 7) Gás Natural.
Dentre as 7 opções, os itens 3 e 4, HVO e Diesel R5 serão destacados para um melhor entendimento das análises
O Diesel Renovável (ou Diesel R internacionalmente), equivocadamente ainda chamado de Diesel Verde no Brasil, é um combustível feito de gorduras e óleos (de palma, de soja, de canola, ou óleo usado) e é processado para ser quimicamente igual ao diesel fóssil O diesel R é um hidrocarboneto produzido na maioria das vezes por hidrotratamento e também por gaseificação, pirólise e outras tecnologias bioquímicas e termoquímicas O HVO (Hydrotreated Vegetable Oil) é uma das formas de se produzir o Diesel Renovável. [3]-[9]
O Diesel R5 produzido pela PETROBRAS, equivocadamente chamado de Diesel R, pois confunde com a nomenclatura internacional, uma vez que não é um diesel renovável. Na verdade, o R5 da Petrobras é obtido por um coprocessamento de diesel fóssil com 5% de matéria prima vegetal renovável. [3]-[9]
2.4 – INDICADORES PARA
DIVERSOS COMBUSTÍVEIS
Para cada combustível foi feita uma tabela individualizada, similar a tabela 1, que foram organizadas conforme a tabela 2, com o objetivo de facilitar as análises comparativas e as conclusões.
Tabela 2 – Comparativo dos Indicadores de Risco referenciais para cada tipo de Combustível (elaboração própria).
Análise de Risco do Combustível (relacionado a Confiabilidade de funcionamento do Gerador)
DESCRIÇÃO DA OCORRÊNCIA Diesel B14 Diesel Fóssil HVO Diesel R5
1 Dificuldade de reabastecimento imediato em caso de falta do combustível para a combustão do motor do Gerador de Energia (por qualquer outro que funcione na emergência) 1 1 1 1 1 1 100
2 Desconfiança com a qualidade do combustível 90 10 10 15 20 10 15
3 Efeito da temperatura no combustível e causa de mau funcionamento do motor com este combustível em temperatura ambiente mais elevada (maior ou igual a 30ºC) 95 10 10 15 20 10 15
4 Efeito da temperatura no combustível e causa de mau funcionamento do motor com este combustível em temperatura ambiente abaixo de 14ºC
5 Vapor de saturação (risco de incêndio)
6 Ponto de entupimento
7 Dificuldades na manutenção
8 Necessidade de troca frequente de filtros
9 Necessidade de limpeza do sistema de injeção de combustíveis (a cada 18 meses)
10 Necessidade de troca do combustível a curto prazo (6 meses)
11 Necessidade de monitoramento visual do tanque de combustível
O HVO é o único Diesel Renovável comercialmente disponível no Brasil (com algumas restrições regulamentares para a sua utilização
puro), apesar de ainda importado (sem produção expressiva local); por isso, a análise foi feita para esta forma de fabricação
Figura 1 – Gráfico comparativo dos Indicadores de Risco Referenciais para cada tipo de combustível em Geradores de Energia (elaboração própria).
O gráfico da Figura 1 tem o objetivo de facilitar a análise comparativa de riscos para cada combustível. Utilizando-se um sistema especialista, baseado nas pesquisas deste trabalho, pode-se concluir que o pior tipo de combustível a ser utilizado em geradores é o Diesel B14, ou seja, o diesel misturado com biodiesel a 14%, que é o diesel disponível nos postos de combustíveis atualmente no Brasil. Isso significa que este Diesel B14 é o combustível que apresenta o maior risco de falhas em geradores de energia, cujo Indicador de Risco Referencial é de 75,5%. Calculando-se a média dos outros combustíveis resulta em 15,96%, o que indica que o risco ao se utilizar o Diesel B14 ao invés dos outros citados, é 4,7 vezes maior de ocorrência de falhas nos geradores de energia.
Os menores Indicadores de risco de falhas em geradores de energia são o HVO e o Diesel Fóssil (ambos com 12,4%); portanto, apresentam a maior confiabilidade de funcionamento entre os combustíveis atualmente possíveis de serem utilizados. Neste caso, o Indicador de Confiabilidade é de 87,6%, pois é calculado pela seguinte fórmula: Indicador de Confiabilidade (%) = 100 - Indicador de Risco (%)
Uma opção seria a mistura entre o Diesel Fóssil e o HVO (ao invés do Biodiesel), o que manteria a confiabilidade no mesmo valor de 87,6%, o que seria um aumento considerável da confiabilidade (de 24,5% para 87,6%), ou seja, uma confiabilidade 3,6 vezes maior quando comparado com a utilização de Biodiesel misturado ao Diesel. No entanto, analisando-se a situação climática de aumento da temperatura do planeta e a necessidade de redução de emissão de GEEs, a melhor opção,
considerando-se a meta NET Zero 2050, é o HVO puro (Diesel R100), cuja confiabilidade seria a mesma (87,6%).
Com valores próximos aos anteriores, comparando-se o Indicador de Risco do Etanol (14,0%) com o Indicador de Risco da Gasolina (12,7%), que apresenta um indicador um pouco inferior ao Etanol, entre motores a Etanol e Gasolina, a melhor opção é o Etanol, visando a redução de GEEs, que é uma ação desejável para a mitigação das mudanças climáticas. Cabe destacar que a utilização de motores a gasolina ou etanol necessitam de substituição do equipamento.
O próximo Indicador de Risco baixo é o Diesel R5, que é produzido pela PETROBRAS; porém, similar ao HVO e ao Diesel Fóssil, a legislação brasileira não permite a sua utilização direta sem ser misturado ao Biodiesel (exigido atualmente com 14% na mistura) Independente do problema de regulamentação, o Diesel R5 apresenta um Indicador de Risco de 16,9%, acima do Diesel Fóssil, do HVO, Etanol e da Gasolina
Finalmente, o próximo Indicador de Risco é o Gás Natural (27,5%), que apresenta algumas dificuldades devido a necessidade de ponto de abastecimento próximo do gerador de energia, além de (similar ao etanol e gasolina) necessitar de substituição do equipamento para que funcione a gás. Outra desvantagem do Gás Natural em relação ao HVO e Etanol, é a emissão de poluentes, pois continua sendo um combustível de origem fóssil; porém, é menos poluente que a Gasolina e o Diesel (com ou sem Biodiesel).
A utilização de HVO e Diesel Fóssil no Brasil apresenta restrições de uso comercial, devido a legislação existente. As opções de Gasolina e Etanol exigem a troca do equipamento; porém, apesar da Gasolina apresentar um indicador de risco um pouco menor que o Etanol, a Gasolina continua sendo um combustível fóssil e poluente. Então, como melhor opção resta o Etanol, que é um biocombustível considerado como emissor neutro de poluentes.
Em resumo, atualmente, dentro das opções possíveis de utilização dos combustíveis, utilizandose o Etanol em um gerador de energia, além de ser uma solução nacional e reduzir significativamente as emissões de GEEs, reduz o Indicador de Risco de falhas mais do que 5 (cinco) vezes quando comparado com o Diesel B14. O Indicador de Confiabilidade do Etanol resulta em 86% e o do Diesel B14 referencial é de 24,5%; portanto, a confiabilidade de um Gerador a Etanol quando comparado a um Gerador a Diesel B14 é 3,5 vezes maior.
O Indicador de Confiabilidade do HVO resulta em 87,6% e o do Diesel B14 referencial é de 24,5%; portanto, a confiabilidade de um Gerador a HVO quando comparado a um Gerador a Diesel B14 é 3,6 vezes maior, bastante similar ao Etanol (3,5 vezes maior); no entanto, o HVO tem a grande vantagem de não necessitar da substituição do equipamento, uma vez que qualquer Diesel Renovável é uma
solução drop-in; ou seja, o HVO pode ser utilizado diretamente nos motores a combustão dos geradores a diesel existentes, sem necessidade de qualquer adaptação ou modificação
2.5 – INDICADORES DE RISCO E DE CONFIABILIDADE REFERENCIAIS PARA O PARALELISMO
Para se calcular o Indicador de Risco Referencial resultante do paralelismo, basta multiplicar seus valores. Por exemplo, um gerador a Diesel B14 possui um Indicador de Risco=75,5%=0,755. Portanto, colocando-se outro gerador a Diesel B14 em paralelo, resulta em um Indicador de Risco=0,755*0,755=0,57=57,0%. De forma similar, foi feita a tabela 3, que fornece o Indicador de Risco referencial para o paralelismo de 2 geradores com diversos tipos de combustíveis
Utilizando-se a tabela 3, se colocarmos um gerador a HVO (cujo Indicador de Risco é igual a 12,4%) em paralelo com o gerador a Diesel B14 (75,5%), o resultado do Indicador de Risco deste paralelismo baixa para 9,4%; ou seja, o risco é reduzido mais do que 8 (oito) vezes. Isso significa um aumento considerável da confiabilidade, cujo valor passa de 24,5% para 90,6%; ou seja, a confiabilidade de funcionamento adequado do gerador de energia aumenta cerca de 3,7 vezes.
Tabela 3 – Indicadores de Risco Referenciais (em %) para 2 geradores de energia em paralelo com diversas fontes de entrada de combustível (elaboração própria).
A tabela 4 mostra o Indicador de Confiabilidade referencial para o paralelismo de dois geradores abastecidos com diferentes combustíveis. Os cálculos dos Indicadores de Confiabilidade referenciais da tabela 4, baseando-se na tabela 3, são feitos da seguinte forma:
Indicador de Confiabilidade do Paralelismo (%) = 100Indicador de Risco do Paralelismo (%)
Tabela 4 – Indicadores de Confiabilidade Referenciais (em %) para 2 geradores de energia em paralelo com diversas fontes de entrada de combustível (elaboração própria).
Outra estratégia para aumentar ainda mais a confiabilidade é a utilização de diversos geradores em paralelo menores que a potência demandada, de modo que a soma ultrapasse este valor.
Esta solução de paralelismo com geradores menores que a potência demandada (cuja soma
ultrapasse a potência total necessária), além de aumentar ainda mais a confiabilidade de funcionamento na geração de energia local, facilita as atividades de manutenção, devido ao tamanho e peso dos geradores, que pelo de serem modulares, facilitam a instalação de um módulo substituto com agilidade.
3.0 – CONCLUSÕES
A melhor alternativa para sanar os problemas relacionados ao Biodiesel é substitui-lo pelo Diesel Renovável (ou Diesel R, ou HVO), que é uma solução drop-in, onde não há necessidade de alterações nos motores. Pode ser usado misturado ao Diesel Fóssil em qualquer quantidade, ou mesmo puro (R100=100% Diesel R). Com o objetivo de mitigação relacionada as mudanças climáticas, recomenda-se o R100. Não é recomendável a utilização de Diesel R com Biodiesel. Porém, esta solução não é possível no Brasil, pois a regulamentação atual não permite a aquisição de HVO sem Biodiesel. Caso a organização tenha como produzir seu próprio HVO, como Universidades e Centros de Pesquisa, esta é a melhor solução se substituição, reforçando-se que não há como misturado ao Diesel F óssil, cuja aquisição sem Biodiesel também não é possível.
Em locais críticos, onde não pode ocorrer interrupção de fornecimento de energia elétrica, é fortemente recomendável a utilização de dois geradores em paralelo; ou seja, se houver falha de um, o outro assume a carga total. No paralelismo, a melhor opção é não utilizar geradores de energia a combustão cuja mistura tenha Biodiesel.
Utilizando-se dois geradores de energia com HVO obtém-se o maior Indicador de Confiabilidade referencial, que é de 98,5%, cujo combustível renovável combate as emissões de GEEs e contribui como ação mitigatória para as mudanças climáticas.
A melhor solução onde ainda não está disponível o Diesel R (ou HVO) é o paralelismo do gerador a Diesel B14 existente com geradores a Etanol modulares, que são produzidos no Brasil (há vários anos) e geralmente também funcionam a Gás. Portanto, com esta solução de paralelismo com geradores a etanol e a gás, ampliam-se as possibilidades de utilização de combustíveis e aumenta-se consideravelmente a confiabilidade de funcionamento dos geradores de energia, emergenciais ou não.
O aumento de confiabilidade com a utilização de geradores de energia modulares a Etanol em paralelo com Gerador a Diesel B14 é superior a 3,5 vezes. Quanto maior a quantidade de geradores modulares a etanol acima da demanda mínima, maior é a confiabilidade do sistema de fornecimento de energia emergencial
4.0 – REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] TCU – Tribunal de Contas da União (2020). Manual de Gestão de Riscos do TCU: um passo para a eficiência Acessado em 26/04/2025 pelo endereço:
[2] Labigalini, M. R. (2024). Geradores Emergenciais de Energia: contribuições para o aumento da sua confiabilidade Dissertação de Mestrado Acessado em 26/04/2025 pelo endereço: https://repositorio.unicamp.br/Acervo/Detalhe/1489 188
[3] Labigalini, M. R.; Barreto, G. (2024). A Redução da Qualidade e a Rápida Degradação do Diesel com a Adição de Biodiesel: consequências na segurança de funcionamento de geradores emergenciais XIV Encontro de Investigadores da Qualidade da RIQUAL – Rede de Investigadores da Qualidade Portugal. Acessado em 26/04/2025 pelo endereço: https://publicacoes.riqual.org/wpcontent/uploads/2024/09/troia_xiv_206_228.pdf
[4] Labigalini, M. R.; Barreto, G. (2024). Gestão da Manutenção em Geradores de Energia Emergenciais: a Aceleração do Processo de degradação do Diesel com a Adição de Biodiesel CONEM – Congresso Nacional de Engenharia Mecânica Natal – RN Acessado em 26/04/2025 pelo endereço DOI:10.26678/ABCM.CONEM2024.CON24-1509
[5] Labigalini, M. R.; Barreto, G. (2024). A Aceleração do Processo de Degradação do Diesel com Biodiesel e as Consequentes Falhas em Geradores Emergenciais de Energia. Congresso SAE BRASIL 2024 Paper nº 36-0060 https://sites.google.com/view/saebrasilpapers/home /2024#h.4h9f7i8ss488
[6] Labigalini, M. R.; Barreto, G. (2024). Perspectivas para a utilização do Diesel Verde no Brasil e os entraves existentes. Congresso SAE BRASIL 2024. Paper nº 36-0105. https://sites.google.com/view/saebrasilpapers/home /2024#h.7ylza9xhsko1
[7] Labigalini, M. R.; Barreto, G. (2024). Analysis of Biodiesel Production Worldwide: the solutions and consequences related to its addition to diesel. Apresentação oral em 27 de outubro no Congresso SAE Brazil 2024 Paper nº 36-0101 https://www.sae.org/publications/technical-papers
[8] Labigalini, M. R.; Barreto, G. (2024). The Ethanol Solution for Power Generators in Brazil: contributions to decision-making to replace diesel added with biodiesel. Congresso Brasileiro de Ciências Térmicas e Engenharia (ENCIT), 2024, Foz do Iguaçu, Brasil DOI: 10.26678/ABCM.ENCIT2024.CIT24-0092
[9] Labigalini, M. R.; Barreto, G. (2024) Ethanol and Renewable Diesel as Agile Solutions in Emerging Countries to Achieve NET Zero ASAP. Oral presentation in the 7th edition of the International Conference on Electrical Systems for Aircraft, Railway, Ship Propulsion and Road Vehicles (ESARS) Nápoles - Itália. Paper nº 200. p. 1-12. https://www.esars.info/wpcontent/uploads/2024/11/ESARS-ITEC2024_brochure.pdf
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A ELETROTERMIA NA TRANSIÇÃO ENERGÉTICA INDUSTRIAL
GUILHERME E FILIPPO F FILHO UNESP - Guaratinguetá guilherme.filippo@unesp.br
RESUMO
As emissões de gases de efeito estufa (GEE) pelo setor industrial derivam sobretudo da queima de combustíveis fósseis nos processos de aquecimento. A substituição por aquecimento elétrico (eletrotermia) é uma das alternativas para a descarbonização da indústria. Este trabalho busca mostrar o potencial técnico dessa opção a partir de pesquisa bibliográfica junto à literatura especializada. É esperada uma redução de 40% dessas emissões até 2050 pela eletrificação em combinação com as boas práticas de eficiência energética.
1.0 – INTRODUÇÃO
O setor industrial global é grande responsável pela emissão de GEE com origem na queima de combustíveis fósseis (emissões diretas). A elas se somam as emissões da geração de energia elétrica e vapor offsite na proporção do seu consumo (emissões indiretas). Além disso, muitas indústrias geram GEE pelos próprios processos produtivos (emissões de processos), como as do aço, cimento e amônia, entre outras. Dados da Agência Internacional de Energia (AIE), [1] e [2], dão conta que o setor respondeu por 38% do total das emissões antropogênicas de GEE em 2022, exclusive as de uso e mudança de uso da terra e florestas. A partir de um conjunto de estudos publicados, [3] - [6], é possível sintetizar a natureza das emissões industriais na Europa e nos EUA, conforme mostrado na Tabela 1.
Tabela 1. Proporção das emissões industriais.
EmissãoEuropaEUA
direta50%51,5%
indireta28%33%
processos22%15,5%
O total de emissões diretas do setor industrial foi de 9,0 Gt de CO2eq em 2022. Os segmentos industriais com emissões mais significativas foram:
Ferro & Aço (2,62 Gt; i.e. 29%), Cimento (2,42 Gt; i.e. 27%), Química - inclui Refinarias e Petroquímicas (1,33 Gt; i.e. 15%), [7].
A AIE, [8], propõe trajetórias temporais de redução das emissões diretas e indiretas de GEE derivadas da queima de combustíveis (descarbonização). A mais otimista levaria ao NetZero Emission no ano de 2050 (NZE – 2050). Para o setor industrial esta trajetória de descarbonização implica na redução de 20% das emissões até 2030 e de 90% até 2050, ambas em relação a 2020, e mantendo o crescimento normal da produção.
A queima de combustíveis na indústria tem duas finalidades básicas. A primeira, e mais generalizada, é a produção de calor de processo. A segunda é a geração de energia elétrica onsite. As ações elencadas como pilares para a descarbonização das emissões diretas e indiretas são, [8]: melhoria do desempenho energético (eficiência energética e conservação de energia); eletrificação; uso de energias renováveis e biocombustíveis; emprego do hidrogênio e outros combustíveis a base de hidrogênio; e captura, utilização e armazenamento de carbono ( CCUS, em inglês).
Para atingir a meta NZE 2050 do setor, existe a expectativa de evitar 40% do consumo de energia por ações de economia de energia e eletrificação (Power - to - Heat, PtH), incluindo o comportamento consciente dos indivíduos e organizações.
2.0 – DEMANDA TÉRMICA INDUSTRIAL
Nos EUA, cerca de 51% de toda energia consumida pela indústria é usada para produzir calor de processo, [4], sendo 66% pela queima direta de combustíveis fósseis, 30% pelo uso de vapor e 4% pela eletricidade, [3]. As perdas totais dessa energia foram estimadas em 33%. Na União Europeia, o consumo de energia para calor de processo responde pelo equivalente a 47% de todo o consumo energético industrial, [6], com a seguinte composição do suprimento: combustíveis fósseis (75%), biomassa (15%), eletricidade (4%) e aquecimento distrital (6%). As emissões diretas pelos processos de aquecimento totalizaram 75% 1/6
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dos GEE, em que a queima direta de combustíveis respondeu por 51% e as caldeiras de todos os tipos por 24%.
Para a indústria norte-americana, [9], quase metade da energia para aquecimento de processo é destinada para aquecimento de fluidos em geral e destilação. Somando o consumo para secagem, fusão de metais e calcinação, o consumo chega a quase 90%. O restante (10%) se divide entre os seguintes processos: tratamento térmico de metais, fusão de não metálicos, conformação a quente, cura, e, por fim, cocção.
A AIE, [8], segrega o setor industrial em dois grupos com respeito às emissões diretas. O grupo “pesado” envolve indústrias energointensivas e com predomínio de aquecimento em altas temperaturas (> 400 °C). No grupo “leve” predomina o aquecimento em baixas (< 200 °C) e médias temperaturas. Apenas três segmentos industriais do grupo “pesado” respondem, em nível global, por 60% do consumo final de energia e 70% das emissões industriais - siderurgia, cimento e química básica. Outros segmentos desse grupo a considerar são: alumínio, papel e celulose, metais não-ferrosos, minerais não-metálicos (vidro, cerâmica etc.). No grupo “leve” podem ser listados: veículos, maquinário, alimentos e bebidas, têxtil, madeira e outros de bens de consumo. Fazem parte desse grupo a mineração e a indústria da construção.
3.0 – POTENCIAL DA ELETROTERMIA
Para um panorama geral, são resumidos alguns resultados de pesquisa bibliográfica sobre o potencial da eletrificação com vistas à descarbonização industrial. [10]: 78% da demanda de energia térmica diretamente eletrificável poderia ser atendida com tecnologias já estabelecidas, chegando a 99% com tecnologias em desenvolvimento. Essa conclusão vem da análise de 11 segmentos industriais, responsáveis por 92% das emissões industriais de GEE da Europa e 88% do consumo energético. Essa eletrificação poderia cortar 78% das emissões industriais de CO2. Os autores destacam que a expansão permanente e vigorosa da geração elétrica a partir de fontes renováveis ajuda a evitar ressalvas e riscos de outras opções tecnológicas de descarbonização, como o H2 e CCUS [6]: após a análise de sete segmentos industriais envolvendo 14 aplicações específicas de aquecimento de processos foi concluído que a tecnologia de hoje atenderia 62% da demanda térmica eletrificável. Com o desenvolvimento
tecnológico esperado, mais 20% seriam atendidas até 2030 e, mais 8%, totalizando 90%, em 2035. Cerca de 40% da energia consumida para geração de calor ocorre em processos com T < 200 °C. [7]: indica que 90% da demanda de calor pelas indústrias “leves” ocorre com T < 400 °C. No cenário NZE - 2050, 40% do calor requerido em 2030 seria atendido pela eletrificação direta. Sendo que, 7% seriam providos por bombas de calor. Este trabalho ainda destaca que mais da metade da redução das emissões das indústrias “pesadas” no cenário NZE - 2050 virão de tecnologias ainda não totalmente desenvolvidas.
[11]: foram feitos estudos envolvendo 105 processos de produção de 8 segmentos industriais alemães considerados “pesados”, a saber: Papel e Papelão, Refinaria, Química Básica e Petroquímica, Vidro e Cerâmica, Cimento Cal e Tijolos, Ferro e Aço, Metais não-ferrosos e Fundição. Foi concluído que 100% do aquecimento a vapor era tecnicamente viável para eletrificação, e 25% da queima direta de combustíveis fósseis, com as tecnologias atualmente disponíveis.
[12]: estudo sobre bombas de calor industriais estima o potencial de substituição de caldeiras a combustão, sobretudo a gás natural, até 2050. O trabalho focou em quatro segmentos industriais: Alimentos e Bebidas, Papel e Celulose, Refino de Petróleo e Químico. Foram avaliados três cenários de substituição de caldeiras por bombas de calor com resultados obtidos quantificados pelo montante energético, a saber:
1) ao fim da vida útil das caldeiras: 59% (entre 33% e 80% entre os segmentos);
2) acelerada: 66% (entre 42% e 88% entre os segmentos);
3) agressiva: 82% (entre 60% e 98% entre segmentos).
[13]: em 2020, 27% do aço bruto produzido globalmente vinham da rota eletrotérmica, sendo 21,4% da fusão de sucatas em fornos a arco elétrico (EAF, em inglês) e 5,6% da redução direta do ferro (DRI, em inglês) em EAF. A rota convencional alto-forno/conversor de oxigênio (BFBOF, em inglês) emite em torno de 1,7 t de GEE por tonelada de aço, no melhor caso. A rota eletrotérmica (DRI - EAF) poderia reduzir essa emissão em 95% com energia elétrica de fontes renováveis.
A maioria das publicações sobre o tema separa as aplicações eletrotérmicas em dois grandes grupos. O primeiro, denominado como “transversal”, engloba as eletrotecnologias de aplicação quase universal, ou seja, aquelas que 2/6
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podem ser largamente empregadas nas indústrias “leves”. Em regra, são aplicadas nos aquecimentos de baixa e média temperatura. Substituem, sobretudo, o vapor e aquecimento de fluidos.
O segundo grupo, denominado como “específico”, ou “setorial” para este trabalho, trata das aplicações em processos de alta temperatura, típicos das indústrias “pesadas”.
A descarbonização pela eletrificação só tem sentido se a geração dessa eletricidade for de fontes de baixa intensidade de carbono. A redução das emissões indiretas impõe o uso de fontes de baixa intensidade de carbono, renováveis ou não, tais como: hidráulica, eólica, solar, biomassa e nuclear, entre outras. A intensidade de carbono na geração elétrica no cenário NZE - 2050 deveria ter a seguinte trajetória: 300 gCO2/kWhe (2015); 108 gCO2/kWhe (2030) e 12 gCO2/kWhe (2050), [9] e [10]. Hoje, a geração de energia a partir do gás natural tem emissão média de 200 gCO2/kWhe, enquanto a geração a carvão chega a 380 gCO2/kWhe
A eletrificação de processos de aquecimento oferece outros benefícios além da redução das emissões e do aumento do desempenho energético. Entre essas melhorias se destacam: produtividade, qualidade, confiabilidade, ambiental, segurança, redução de rejeito, limpeza, entre outras, [9].
4.0 – APLICAÇÕES TRANSVERSAIS
A eletrotermia deve ser priorizada para a descarbonização das indústrias “leves”, [14].
Caldeira elétrica, bomba de calor e aquecimento por resistência (inclui infravermelho) são as eletrotecnologias mais destacadas. Em casos pontuais pode haver espaço para compressão mecânica do vapor, osmose reversa e ultrafiltração. O emprego delas nas indústrias “pesadas” têm alcance muito pequeno em termos de substituição.
4.1 – Caldeiras elétricas
Caldeiras elétricas são utilizadas desde o início da década de 1930. Portanto, há quase 1 século. Existem três tipos de caldeiras elétricas:
a) resistências blindadas: a fonte térmica é a resistência elétrica blindada tubular, arranjada em feixes, que dissipa o calor do efeito Joule (RI2) na água envolvente.
b) eletrodos submersos: a resistência elétrica é a própria água. A corrente elétrica circula pela água com resistividade controlada gerando calor por efeito Joule internamente na própria água. Eletrodos submersos fazem a ligação com a
alimentação elétrica. Eventualmente pode existir bomba externa para circulação da água para fins de controle.
c) eletrodos e jato: A corrente elétrica circula entre eletrodos por jatos de água produzidos por bocais que são alimentados por uma bomba externa de circulação. Também é produzido um feixe de água entre a ponta inferior dos eletrodos e os contra eletrodos.
A Tabela 2 mostra uma síntese de suas caraterísticas.
Tabela 2. Características básicas das caldeiras.
P máx (MW)3 - 430 - 4075
p máx (bar)10 - 1220 - 2510 - 12
Q máx (t/h)55090
V (kV)< 14,16 - 254 - 36
O rendimento na conversão chega a 99% para os três tipos. Todas elas apresentam controle que permite variar a descarga entre 0 ou 10% até 100%, com o rendimento mantido praticamente constante. A substituição de caldeiras a combustíveis, tipicamente a gás natural, por elétricas, não impacta a instalação de distribuição.
Existe a possibilidade de manter uma instalação híbrida, com produção de vapor alternando entre o gás natural e a eletricidade conforme o preço do energético. Outra possibilidade, especialmente para instalações industriais com longas redes de distribuição, é a instalação de caldeiras menores próximas aos pontos de consumo. Isso evitaria as enormes perdas de distribuição.
Outras vezes, a melhor opção é a pura e simples substituição do vapor. No uso final, quase sempre existe a possibilidade para aplicação de resistências elétricas blindadas diretamente no processo, como em trocadores de calor casca e tubo ou de placas, serpentinas, tubos e vasos encamisados, traceamento e outras aplicações.
Eventualmente há espaço para aquecimento por lâmpadas infravermelho. Providências desse tipo reduzem os investimentos em PtH, reduzem as perdas de distribuição e melhoram as condições de produção em todos os aspectos.
4.2 – Bombas de calor
Nas bombas de calor a energia elétrica aciona um motor elétrico que produz energia mecânica. Essa energia mecânica é aplicada na compressão de vapor que resulta no aumento da pressão e da 3/6
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temperatura do fluido e, por via de consequência, gera calor. Não existe efeito Joule no sistema.
Uma bomba de calor em ciclo fechado é uma simples máquina de refrigeração, cujo objetivo é aproveitar o calor rejeitado no condensador.
Muitas bombas de calor utilizadas para district heating retiram calor de fontes naturais, como ar ambiente e reservatórios ou cursos de água. No primeiro caso, a temperatura de condensação (fonte quente) pode chegar a 95 °C na maioria das aplicações. Para extração de calor de água, a temperatura da fonte quente pode chegar a 120 °C. Potências térmicas de até 3 MWt chegam a COP de 5,5. Para potências de 10 MW até 50 MW, em aplicações de district heating, o COP fica entre 2 e 4. As faixas de temperatura, potência e COP dependem muito do tipo de compressor e do fluido de trabalho.
No ambiente industrial, uma excelente opção é aproveitar o calor rejeitado de processos como fonte térmica para bomba de calor. É o caso típico das torres de resfriamento. Instalações de bombas de calor com extração de calor rejeitado de processos podem chegar a 165 °C no condensador, ou 150 °C para aquecimento do meio de trabalho. Outras aplicações igualmente interessantes envolvem a aplicação da bomba de calor diretamente no processo, como, por exemplo, em torres de destilação.
Como curiosidade: 1kWhelétrico equivale a 2 a 4 kWhtérmico para bomba de calor, enquanto 1 kWhe produz apenas 0,6 kWht de H2
Vale lembrar que a tecnologia de sistema de refrigeração por compressão de vapor é centenária. Já as bombas de calor de potência elevada começaram a ser instaladas na década de 1980, como resposta ao 2° choque do petróleo, sobretudo na Europa Setentrional.
4.3 – Resistências elétricas
De longe é a tecnologia eletrotérmica mais antiga e a mais empregada em número de instalações. Como quase todas as tecnologias eletrotérmicas oferecem elevado rendimento. As resistências podem ser nuas ou blindadas. A blindagem visa proteção química e mecânica do elemento resistivo em relação ao meio no qual se encontra, além de garantir isolamento elétrico. Os elementos resistivos metálicos mais comuns são as ligas Ni-Cr 80/20 e Ni-Cr-Fe, ambas para temperatura máxima de até 1.000°C no elemento. Liga de Fe-Cr-Al podem chegar a quase 1.400 °C. Acima disso, mas não muito, são utilizadas resistências não-metálicas, tais como: carbeto de
silício, grafite e cermets (compostos cerâmico metálicos). Essas resistências quando nuas (sem blindagem) são empregadas nas formas mais variadas de fornos por bateladas, intermitentes e contínuos. Fornos para fusão de materiais, tratamentos térmicos, cocção, galvanização, queima de cerâmicas e porcelanas, além de muitíssimas outras aplicações. Encontram emprego em quase todos os segmentos industriais. Também são aplicadas em diversos tipos de aquecedores de líquidos e gases, estufas e secadores, entre outros equipamentos.
Nas resistências blindadas existe um invólucro protetor para o elemento resistivo e um material de enchimento entre eles. Os materiais dependem basicamente da temperatura de trabalho e do meio envolvente da resistência. O invólucro tubular é o formato mais comum. Muito utilizado para aquecimento de fluidos, como no caso da caldeira a resistência. Para meios gasosos podem ter aletas.
As resistências são alimentadas em baixa tensão, arranjadas em série, paralelo, estrela ou triângulo. É raro uma resistência isoladamente com potência superior a 10 kW. A capacidade de dissipação de calor fica entre 1 e 16 W/cm 2 . Depende do meio, das condições de troca térmica e do material do invólucro.
Os sistemas de aquecimento a resistências permitem grande facilidade de controle da potência. Podem ser controles lineares entre 0 e 100% ou por patamares por meio de manobras de comando (série/paralelo, Y/Δ).
5.0 – APLICAÇÕES SETORIAIS
Essas aplicações são apropriadas para as indústrias do grupo “pesado”. Como citado na literatura, [7], [11] e [14], a descarbonização para esse grupo necessita do emprego de outras tecnologias, além da eletrificação direta, como H2 e CCUS, entre outras. A Figura 1, reproduzida de [8], ilustra a composição tecnológica prevista para o cenário NZE – 2050.
Entre as tecnologias eletrotérmicas destacamse: arco elétrico e indução magnética. Outras, como infravermelho, ultravioleta, plasma, radiofrequência, micro-ondas e feixe de elétrons, têm alcance limitado para fins de descarbonização por serem aplicadas muito pontualmente.
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Existem duas grandes famílias de fornos a arco: fornos de fusão e fornos de redução. Ambos são do tipo cadinho (cuba / panela). Podem ser alimentados em corrente contínua ou alternada. A maioria opera por batelada. Os fornos de fusão podem ser de arco irradiante (Pmáx de 2 MW) ou arco direto (Pmáx de 100 MW), mais comuns. Os últimos são muito utilizados para fusão de sucatas de aço. Também se aplicam para fusão do ferro. Os fornos de redução, são conhecidos como fornos a resistência ou arco submerso. Os eletrodos ficam “mergulhados” na carga. São muito utilizados na eletroquímica e eletrometalurgia. Podem chegar à potência de 50 MW.
A principal aplicação dos fornos a indução é a fundição de metais em fornos de crisol (cadinho) ou de canal. Emprega-se para fusão de aço, ferro, níquel, ligas de alumínio, magnésio, cobre e zinco, metais preciosos, entre outros. Pode, inclusive, fazer a fusão a vácuo, ou em meio específico. A temperatura pode chegar até 1600 °C. A potência máxima chega a 10 MW, porém, raramente é empregada a mais de 3 MW. Outras aplicações da indução envolvem aquecimento para conformação a quente e diversos tratamentos térmicos na indústria metalúrgica.
A literatura especializada oferece uma ampla abordagem sobre as tecnologias eletrotérmicas, [15].
5.1 – Desafios
Em regra, os equipamentos do grupo industrial “pesado” são customizados, intensivos em capital e apresentam longa vida útil. Portanto, são difíceis de
serem substituídos, inclusive sob a perspectiva econômica e financeira.
Especificamente para a Siderurgia se propõe o DRI - EAF (tecnologia ainda não comprovada). CCUS para o segmento cimenteiro e hidrogênio azul para a produção de amônia. Para o segmento de Óleo de Gás se propõe um mix dessas três tecnologias, [14]. Os investimentos necessários para substituição desses quatro segmentos são estimados pelo Fórum Econômico Mundial, [14], em € 3,95 trilhões, sendo 2,64 para Siderurgia; 0,3 para Cimento; 0,7 para a Amônia e 0,31 para Óleo e Gás, [15]. Trata-se de um enorme desafio.
Em termos globais, a AIE estima que o setor industrial será responsável pelo maior crescimento da demanda de eletricidade entre 2020 e 2050, algo em torno de 11.000 TWh. Essa demanda enfrentará a concorrência da eletrificação automotiva e dos data centers.
A participação esperada da energia elétrica no mix de energéticos para a indústria seria de 47% em 2050, com 15% voltado para produção de H2
6.0
– CONCLUSÕES
A eletrotermia apresenta um grande potencial para a descarbonização do setor industrial. Para processos de aquecimento com T < 400 °C chega beirar a 100% a possibilidade de substituição de combustíveis fósseis. Para altas temperaturas o alcance é menor, podendo chegar a 40% com um pouco mais de desenvolvimento. Os custos dos equipamentos para baixas e médias temperaturas não são muito elevados. Uma caldeira elétrica pode custar menos que uma a gás natural.
A opção eletrotérmica traz muitas outras vantagens além da descarbonização. Seu emprego é indissociável da eletricidade de fontes renováveis de baixo custo e das boas práticas de eficiência energética.
E, por fim, mas não por último, o Brasil já teve boa experiência com a eletrotermia há 40 anos (meados dos anos 1980). Havia sobra de energia elétrica e escassez de petróleo. Tarifas de energia elétrica incentivadas viabilizaram a substituição de combustíveis por eletricidade. Houve vasta aplicação de caldeiras elétricas, aquecimento por resistências, fornos de indução e outras aplicações. Tratou-se de descarbonização por escassez de petróleo e outras razões estritamente econômicas. À época não havia consciência da questão ambiental.
7.0 – REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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[1] IEA - International Energy Agency. World energy outlook - 2024. Disponível em: https://www.iea.org/reports/world-energy-outlook2024.
[2] IEA - International Energy Agency (2024). Greenhouse gas emissions from energy data explorer. Disponível em: https://www.iea.org/dataand-statistics/data-tools/greenhouse-gasemissions -from-energy-data-explorer
[3] DOE- US Department of Energy (2022). Industrial decarbonisation roadmap. DOE/EE2635. Disponível em: https://www.energy.gov/industrial-technologies/doeindustrial-decarbonization-roadmap.
[4] EIA/DOE - US. Energy Information Administration (2021). 2018 Manufacturing energy consumption survey - MECS. Disponível em: https://www.eia.gov/consumption/manufacturing/ [5] EIA/DOE - US. Energy Information Administration (2024). U.S. energy facts explained. Disponível em: https://www.eia.gov/energyexplained/us-energyfacts/.
[6] Fraunhofer ISI (2024). Direct electrification of industrial process heat. An assessment of technologies, potentials, and future prospects for the EU. Study on behalf of Agora Industry. Disponível em:
[7] IEA - International Energy Agency. Energy system - industry. Disponível em: https://www.iea.org/energy-system/industry
[8] IEA - International Energy Agency (2021). NetZero by 2050 - A roadmap for the global energy sector. Disponível em: https://www.iea.org/reports/net-zero-by-2050.
[9] Rightor, E. et all. (2020). Beneficial electrification in industry - Research Report. ACEEE - American Council for an Energy-Efficient Economy. Disponível em: https://www.aceee.org/research-report/ie2002
[10] Madeddu, S. et all. (2020). The CO2 reduction potential for the European industry via direct electrification to heat supply (power-to-heat) Environmental Research Letters, v. 15, 2020.
[11] Schuwer, D. & Schneider, C. Electrification of industrial process heat: long-term applications, potentials and impacts. ECEEE - European Council for an Energy Efficient Economy. Industrial Summer Study 2018. Panel 4. Technology, Products, and Systems. Disponível em: https://www.eceee.org/library/conference_proceedi ngs/eceee_Industrial_Summer_Study/2018/
[12] Chen, H. & Hoffmeister, A. (2024). Net-zero industry by 2050: a scenario analysis of boiler replacement with industrial heat pumps. ACEEEAmerican Council for an Energy-Efficient Economy. Disponível em: https://www.aceee.org/industrialheat-pumps
[13] OECD - Organization for Economic Cooperation and Development (2023). OECD work in support of industrial decarbonisation. Disponível em: https://www.oecd.org/en/publications/oecdwork-in-support-of-industrialdecarbonisation_cd589e4f-en.html.
[14] Bocca, R. & Ashraf, M. Net-zero industry tracker - 2023 Edition. Key takeaways. WEFWorld Economic Forum. Disponível em: https://www.weforum.org/publications/net-zeroindustry-tracker-2023/
[15] Lupi, S. FUNDAMENTALS OF ELECTROHEAT: Electrical Technologies for Process Heating. SPRINGER, 2017, 1° ed, 1021 pg.
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APLICAÇÕES DA INTELIGÊNCIA ARTIFICIAL EM SISTEMAS ELÉTRICOS DE BAIXA TENSÃO PARA RESIDÊNCIAS E COMÉRCIOS
José Maurício dos Santos Pinheiro Centro Universitário de Barra Mansa - UBM jm.pinheiro@uol.com.br
RESUMO
A eficiência energética em residências e pequenos comércios ainda enfrenta desafios significativos devido à falta de monitoramento em tempo real e controle automatizado. Este artigo propõe a integração de algoritmos de Inteligência Artificial (IA) com sensores e atuadores para criar um sistema de gestão elétrica responsivo e autônomo. As funcionalidades incluem monitoramento contínuo, manutenção preditiva, automação de cargas, integração com fontes renováveis e segurança elétrica aprimorada. A implementação dessa solução pode reduzir desperdícios, otimizar o consumo e aumentar a confiabilidade das redes elétricas.
1.0 – INTRODUÇÃO
Sistemas elétricos de baixa tensão constituem a base do fornecimento de energia em residências e estabelecimentos comerciais, sustentando desde operações cotidianas até atividades econômicas essenciais (Figura 1).
A redução do consumo de energia elétrica em uma residência pode ser alcançada através da utilização de programas de gerenciamento de
energia. Um programa gerenciador aliado a sensores e atuadores pode otimizar a utilização de todos os equipamentos [1]. Entretanto, mesmo com os avanços atuais em eficiência energética, muitas residências e pequenos comércios ainda operam com redes elétricas sem monitoramento em tempo real ou qualquer forma de controle automatizado. Essa lacuna resulta em desperdício de energia, sobrecargas frequentes nas redes de distribuição, superaquecimento de condutores e aumento das contas de energia elétrica.
A integração eficiente de fontes renováveis, como a solar fotovoltaica, enfrenta barreiras técnicas devido à falta de sistemas adaptativos capazes de gerenciar simultaneamente: (i) a intermitência da geração, (ii) os padrões de consumo em tempo real, e (iii) a capacidade limitada de armazenamento em baterias. Essa limitação resulta em subutilização da energia gerada e instabilidade na rede, especialmente em redes de baixa tensão com alta penetração de geração distribuída.
Estudos indicam que a falta de monitoramento em tempo real e automação dos sistemas leva a perdas energéticas significativas [2], degradação prematura de componentes por sobrecargas e superaquecimento, e custos operacionais elevados.
O problema se agrava com a transição energética. Qualquer fonte energética, mesmo as tradicionalmente designadas por renováveis, têm em termos ambientais, impactes significativos diretos e indiretos [3]. A integração de fontes renováveis distribuídas, como sistemas fotovoltaicos, esbarra na inflexibilidade das redes convencionais, incapazes de gerenciar dinamicamente a intermitência da geração solar, os padrões de demanda e o armazenamento em baterias.
Neste contexto, a convergência tecnológica com a Inteligência Artificial (IA) se estabelece como um divisor de águas. A proliferação de sensores de baixo custo, combinada com técnicas avançadas de aprendizado de máquina, permite transcender 1/4
Figura 1 - Sistemas elétricos de baixa tensão em residências e estabelecimentos comerciais
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as limitações dos sistemas de gestão de energia tradicionais. Este artigo propõe uma arquitetura que transforma redes elétricas passivas em sistemas cognitivos capazes de:
Automatizar decisões com base em análise preditiva
Otimizar fluxos energéticos em tempo real
Antecipar falhas antes de sua ocorrência
A abordagem representa não apenas uma nova perspectiva tecnológica, mas uma redefinição do paradigma de gestão energética em pequena escala, alinhando eficiência operacional com sustentabilidade.
2.0 – INTELIGÊNCIA ARTIFICIAL APLICADA À SUPERVISÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS
A Inteligência Artificial (IA) tem passado por transformações radicais nas últimas décadas, evoluindo de sistemas baseados em regras fixas para arquiteturas cognitivas capazes de aprendizado autônomo.
As aplicações de IA possuem características essenciais capazes de dar suporte a sistemas de energia e gerenciar operações integradas do sistema elétrico. Nos sistemas de distribuição em redes de baixa tensão (BT), algoritmos de Machine Learning analisam dados de sensores (como medidores inteligentes e dispositivos de borda) para otimizar o fluxo energético, balanceando cargas e reduzindo perdas técnicas. Sistemas preditivos detectam as anomalias em componentes (sobreaquecimento de cabos, degradação de conexões) com antecedência, enquanto modelos de Deep Learning gerenciam micro redes locais, integrando energia solar armazenada em baterias e priorizando consumidores críticos durante quedas.
A IA também viabiliza a automação avançada em BT: redes neurais reconhecem padrões de fraude (desvio de energia) com grande precisão e ajustam tarifas dinâmicas conforme o consumo em tempo real. Plataformas baseadas em digital twins simulam cenários operacionais, permitindo reconfigurações automáticas para evitar sobrecargas. No Brasil, projetos-piloto já demonstraram boa redução nas interrupções, comprovando o potencial da IA para tornar redes BT mais resilientes e eficientes.
Soluções baseadas em IA podem processar os grandes volumes de dados associados a redes de potência [4]. A Figura 2, apresenta as aplicações, desafios e funcionalidades da IA em sistemas de energia.
2 - IA em sistemas de energia elétrica
A incorporação de algoritmos de inteligência artificial no setor de energia elétrica também é essencial para seu desenvolvimento tecnológico. Atualmente, as principais técnicas de IA aplicadas em sistemas de energia são aquelas que utilizam a lógica e representação de conhecimento de sistemas especialistas, sistemas fuzzy, redes neurais artificiais (RNA) e, mais recentemente, computação evolutiva.
Ao usar os dados provenientes de sensores, medidores inteligentes e sistemas distribuídos, os algoritmos de IA pode otimizar o consumo, a distribuição e o armazenamento de energia, como ilustra a Figura 3.
A capacidade de identificar padrões de consumo e prever comportamentos da rede elétrica, permite aos sistemas inteligentes ajustarem em tempo real o fluxo da energia, equilibrando oferta e demanda com precisão. Esse nível de controle contribui não apenas para a eficiência energética, mas também para a preservação dos ativos da infraestrutura, 2/4
Figura
Figura 3 - Algoritmos de IA na otimização dos sistemas elétricos
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minimizando riscos de sobrecarga e estendendo sua vida útil.
Assim, a aplicação dos algoritmos de IA combinados com sensores e atuadores inteligentes podem permitir uma gestão elétrica responsiva e autônoma, através da análise de dados em tempo real, conforme ilustra a Figura 4.
Figura 4 - Análise de dados em tempo real
Alguns dos principais problemas em sistemas de potência aos quais métodos de inteligência artificial têm sido aplicados incluem planejamento, operação e análise de modelagem [5]. As principais funcionalidades da IA nos sistemas elétricos podem incluir:
Monitoramento em tempo real - Por meio de sensores IoT (Internet das Coisas), o sistema coleta dados contínuos de tensão, corrente e consumo. Algoritmos de Machine Learning analisam esses dados para identificar padrões e comportamentos anômalos, prevenindo falhas e permitindo ajustes em tempo real.
Manutenção Preditiva - A análise preditiva, baseada em redes neurais e modelos de séries temporais permite detectar sinais de degradação em dispositivos e conexões elétricas. Ações preventivas podem ser tomadas antes da ocorrência de falhas críticas.
Automação de Cargas - Com base na análise do perfil de consumo, o sistema pode desligar dispositivos não essenciais em horários de pico, reprogramar ciclos de operação e priorizar equipamentos críticos, promovendo economia e estabilidade da rede interna.
Integração com Fontes Renováveis - A IA gerencia dinamicamente o uso de energia proveniente de fontes renováveis, como painéis solares, e controla o carregamento e
descarregamento de baterias, maximizando a autossuficiência energética do sistema.
Segurança Elétrica - O sistema detecta eventos de risco, como curtos-circuitos, sobrecargas e variações abruptas de corrente, podendo desligar circuitos automaticamente ou emitir alertas via aplicativo, garantindo maior segurança para os usuários.
A Tabela 1, apresenta um resumo das principais funcionalidades de um sistema gerenciado por IA.
Tabela 1- Principais funcionalidades
3.0 - RESULTADOS ESPERADOS
A inteligência artificial hoje é fundamentalmente modelos estatísticos que, baseados em dados, calculam a probabilidade de eventos ocorrerem [6]. Neste sentido, a implementação de um sistema de gestão elétrica responsivo e autônomo baseado em IA pode trazer benefícios significativos em termos de eficiência energética, como a redução de custos e aumento da confiabilidade das redes elétricas em residências e pequenos comércios. Abaixo, os principais resultados esperados:
3.1. Redução no Consumo de Energia
Estudos indicam que sistemas inteligentes de monitoramento e automação podem reduzir o consumo energético. Isso ocorre devido a:
Otimização dinâmica de cargas, desligando dispositivos não essenciais em horários de pico.
Detecção de desperdícios, como equipamentos em standby ou mal dimensionados.
Ajuste automático da operação de eletrodomésticos conforme tarifação horária.
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3.2. Diminuição de Falhas e Aumento da Vida Útil dos Equipamentos
A manutenção preditiva baseada em IA pode reduzir falhas elétricas, pois:
Identifica sinais precoces de degradação em fios, disjuntores e conexões.
Evita superaquecimento e sobrecargas antes que causem danos permanentes.
Prolonga a vida útil de dispositivos elétricos, reduzindo custos com substituições.
3.3. Melhor Integração de Fontes Renováveis
A gestão inteligente de energia solar fotovoltaica e armazenamento em baterias pode aumentar a autossuficiência energética graças a:
Alocação adaptativa da energia gerada, priorizando consumo imediato ou armazenamento.
Otimização do uso de baterias, evitando ciclos desnecessários e maximizando sua eficiência.
Redução da dependência da rede convencional, especialmente em horários de alta tarifação.
3.4. Segurança Elétrica Aprimorada
O sistema pode reduzir em mais de 50% os incidentes relacionados a curtos-circuitos e sobrecargas, pois:
Detecta anomalias em tempo real e age preventivamente.
Desliga circuitos automaticamente em situações de risco.
Emite alertas para usuários e técnicos, permitindo ações rápidas.
3.5. Retorno Financeiro e Sustentabilidade
Considerando a redução no consumo e os custos evitados com manutenções corretivas, estima-se que o retorno sobre o investimento (ROI) ocorra em 2 a 5 anos, dependendo da escala de implementação. Além disso, a diminuição no desperdício de energia contribui para a redução da pegada de carbono, alinhando-se com metas globais de sustentabilidade.
4.0 – CONCLUSÕES
A introdução de Inteligência Artificial na gestão de sistemas elétricos de baixa tensão representa mais um passo rumo à eficiência energética e à sustentabilidade. A proposta discutida neste artigo oferece uma abordagem viável e escalável para residências e comércios, com potencial de redução
de custos, aumento da confiabilidade elétrica e maior integração com fontes renováveis.
A aplicação de IA na gestão elétrica residencial e comercial pode trazer ganhos expressivos em eficiência, segurança e integração de energias renováveis. Além disso, a aplicação de IA abre caminhos para cidades inteligentes e redes elétricas autônomas, promovendo uma transição energética digital com forte impacto social e ambiental.
5.0
– REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] Residências inteligentes: um curso de domótica Bolzani, Caio Augustus M. São Paulo: Editora Livraria da Física, 2004.
[2] The Smart Grid: Enabling Energy Efficiency and Demand Response. Gellings, Clark W. River Publishers, 2024.
[3] Eficiência Energética e a ISO 50001. Soares, Iolanda. Lisboa: Edições Silabo, 2015.
[4] Artificial Intelligence Techniques in Power Systems Operations and Analysis. Singh, Nagendra et al. CRC Press, 2024
[5] Articial Intelligence in Power System Optimization. Ongsaku, Weerakorn; Vo, Dieu Ngoc. CRC Press, 2013.
BIM E A EVOLUÇÃO NA EXTRAÇÃO DE QUANTIDADES: MODELAGEM INTELIGENTE PARA MAIOR CONFIABILIDADE EM PROJETOS
Claudia Deslandes
Deslandes Enga. e Consultoria
Maurício Torres
Conceito Engenharia
Erika Esteves Lasmar
Esteves Lasmar Eng. e Consultoria claudia@deslandes.com.brmauricio.torres@conceitoprojetos.comerika_lasmar@yahoo.com.br
Resumo
O Building Information Modeling (BIM) tem sido aplicado na indústria da construção civil, integrando informações multidisciplinares. Entre suas diversas dimensões, o BIM 5D refere-se aos dados de custos a partir do modelo 3D, o que permite maior confiabilidade na extração de quantitativos e automação de processos. Essa abordagem não só otimiza a gestão orçamentária, mas também estabelece bases para integração com dimensões posteriores, como a 6D (sustentabilidade), 7D (operação e manutenção) e 8D (segurança no ciclo de vida) e demais, ampliando a eficiência do empreendimento. Esse artigo analisa a aplicação do BIM 5D na engenharia elétrica, demonstrando sua contribuição para a previsibilidade de custos, redução de perdas de materiais, otimização de recursos e sustentabilidade. Como estudo de caso, apresenta um refeitório industrial modelado em LOD/LOI 400, utilizando parametrizações e vinculações com a base de custo do SINAPI. Os resultados evidenciam que, mesmo empresas sem experiência prévia em BIM, podem alcançar ganhos significativos em precisão, controle financeiro e estratégia de gestão.
1.0 – Introdução
O setor da construção civil tem passado por uma série de mudanças importantes, principalmente ligadas a adoção de tecnologias digitais. Nesse contexto, o uso do BIM tem se mostrado cada vez mais presente nos projetos e nas obras, por oferecer uma forma mais integrada de desenvolvimento e coordenação entre as disciplinas técnicas.
Mais do que um modelo 3D da edificação, o BIM funciona como uma base de dados conectada à geometria, onde é possível planejar, orçar, executar e até mesmo operar os sistemas da construção. A partir da evolução das suas aplicações, novas dimensões do BIM ampliam o seu potencial. O BIM 5D, que é o foco desse artigo,
conecta o modelo às informações de custos, permitindo extrair orçamentos e quantitativos diretamente do projeto.
Essa abordagem tem um impacto relevante em sistemas técnicos que possuem alta complexidade e relação direta com custos, como é o caso das instalações elétricas. Pequenas variações nos layouts ou nos tipos de equipamentos podem alterar significativamente os quantitativos de cabos, eletrodutos, quadros, entre outros. Quando o modelo está bem construído e os elementos são parametrizados corretamente, é possível obter dados confiáveis que sirvam de base para as dimensões: cronograma, custos, planejamento, construção, manutenção e por fim, a sustentabilidade.
Nesse sentido, a proposta deste trabalho é apresentar uma abordagem prática sobre como o BIM 5D pode ser aplicado na disciplina de elétrica, trazendo um estudo de caso real que evidencia os ganhos obtidos na extração de quantitativos e na integração com orçamento e cronograma. O objetivo é mostrar que, no contexto de projetos é possível alcançar melhorias significativas na gestão.
2.0 – Integração BIM 5D: Como a modelagem inteligente potencializa a confiabilidade
A aplicação do BIM não se limita à criação de modelos em 3D. Quando os elementos do projeto recebem parâmetros bem definidos, atributos, metadados organizados, padronização e prioridades estabelecidas, passam a formar uma base de dados técnica que pode ser utilizada de forma a beneficiar etapas posteriores.
Quando se é utilizado um modelo com elementos paramétricos adequados, é possível calcular quantitativos com alta precisão e definir regras de perdas previsíveis, como as relacionadas ao consumo de cabeamento elétrico e eletroduto. O uso adequado do BIM minimiza essas perdas e reduz divergências entre orçamentos e a realidade da construção, proporcionando o mínimo de desperdícios na obra. 1/5
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Os benefícios do BIM são potencializados quando temos a integração do modelo a uma Estrutura Analítica de Projetos (EAP) o que leva à permissão e ao controle mais preciso das atividades e a organização de tarefas e subtarefas de maneira hierárquica. Isso facilita a gestão do projeto, melhora a coordenação entre equipes e minimiza o retrabalho.
No contexto das instalações elétricas, cuja extração correta de quantitativos também é essencial, um modelo parametrizado e bem estruturado facilita a alocação de recursos de forma mais precisa.
Tradicionalmente, essa extração era feita de forma manual, com base em desenhos 2D. Estes processos, além de serem lentos e sujeitos a erros, conforme as ideias de Monteiro e Martins (2013) [1], geravam confusões frequentes, como omissão de elementos ou medições que acabava prejudicando o orçamento da obra e o cronograma também.
Nas instalações elétrica, esses erros podem causar grandes prejuízos. Como salientaram Eastman et al. (2011) [2], sem critérios claros de perdas técnicas o orçamento tende a ficar fora da realidade do canteiro.
É exatamente por isso que o uso do BIM vem ganhando espaço. O modelo deixa de ser só um desenho digital, e passa a funcionar como um banco de dados técnico. No entendimento de Succar (2009) [3], os quantitativos deixam de ser uma consequência do desenho, e passam a ser um atributo direto do projeto.
Quando o modelo está integrado com plataformas de orçamento (como SINAPI, TCPO ou bases próprias), é possível simular cenários financeiros em tempo real. Alterou um circuito? O valor da mudança é lançado na planilha de custos. Reposicionou um quadro? Os metros de eletroduto são recalculados automaticamente, o que permite uma capacidade de planejamento que não existe na abordagem convencional.
Além disso, o BIM 5D permite acompanhar essas mudanças dentro da EAP, organizando os custos por sistemas, pavimentos ou ambientes. Ou seja, não é só a precisão que melhora, a forma de enxergar o projeto também fica mais estruturada.
3.0 - Extração de quantitativos no BIM 5D
Mudanças de layout, troca de equipamentos, ajustes de percursos ou compatibilizações entre disciplinas interferem diretamente nos quantitativos. O BIM 5D permite que essas mudanças sejam refletidas quase que
imediatamente no orçamento e no cronograma, sem precisar revisar planilhas paralelas ou fazer ajustes manuais em documentos separados.
Tais afirmações vão de encontro com o pensamento de Goucher e Thurairajah (2013, tradução nossa) [4], “Um dos benefícios mais relevantes do BIM para orçamentistas é a capacidade de vincular os componentes do modelo aos dados de custo, permitindo estimativas mais rápidas e precisas.”
No caso da elétrica, os parâmetros podem ser tipo de circuito (iluminação, tomadas, cargas específicas), seção de cabos, dimensionamento do eletroduto, método de instalação, tensão de operação, agrupamento em calhas, entre outros, sendo importante, também, definir regras de perdas, como folgas técnicas e sobras por corte, que são inevitáveis na obra, mas que muitas vezes não são previstas corretamente na fase de orçamento.
Assim como Eastman et al. (2011) [2], entendese que o sucesso do BIM 5D depende diretamente da maturidade da informação inserida no modelo. Em projetos executivos, os elementos precisam estar em um LOD/LOI compatível com a complexidade do sistema projetado. Isso significa não só ter o objeto modelado em 3D, mas também todas as informações que ele precisa agregar para ser utilizado na obra ou no orçamento.
As especificações dos materiais são incluídas no modelo 3D e extraídas automaticamente na montagem das planilhas de quantitativos. Assim, desde a etapa da modelagem do projeto, pode-se identificar o nome do elemento, as dimensões, componentes, normas técnicas de referência, ou seja, a especificação completa do material.
No Brasil, a ABNT NBR 15965 - Sistema de classificação da informação da construção –, teve a intenção de padronizar os códigos e termos utilizados nos projetos.
A interoperabilidade entre softwares é outro passo que faz toda diferença. Quando isso acontece, o modelo vira o centro da gestão do projeto, alimentando curva de desembolso, cronogramas, relatórios automáticos entre outros.
Usar o BIM 5D de forma eficiente exige mais do que software: exige método. É essencial que haja investimento em bibliotecas bem-feitas compatíveis com normas técnicas como a ABNT NBR 5410; definição de níveis de desenvolvimento (LOD e LOI); softwares; uma equipe treinada para modelar com lógica de orçamento e fluxo de revisão e validação que garantam que o que está no modelo condiz com o que será executado.
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4.0 – Estudo de caso: BIM 5D aplicado ao projeto elétrico de um refeitório industrial
O estudo de caso trata-se da elaboração do projeto executivo de um refeitório industrial com área de aproximadamente 500 metros quadrados, localizado no município de Antônio Dias, em Minas Gerais. A obra faz parte do complexo da Mineração Baratinha e envolveu várias disciplinas além da elétrica, como estrutura metálica, arquitetura, incêndio, climatização, hidráulica, SPDA, cabeamento estruturado, gás e planejamento.
Mesmo o cliente não tendo nenhum histórico com o uso da metodologia BIM, optou-se por aplicar a modelagem desde o início do processo. Essa decisão veio pela necessidade de garantir maior controle sobre os custos, reduzir o risco de erros durante a execução e pela possibilidade de ter um orçamento mais confiável já na fase de projeto. A resistência inicial por parte do contratante foi superada quando começaram a ser apresentados os primeiros resultados em forma de modelo visual e quantitativos automáticos. Isso ajudou a consolidar a metodologia como algo prático e acessível.
A modelagem da instalação elétrica foi realizada no nível de maturidade LOD / LOI 400, decisão de projeto, que significou que os objetos modelados continham tanto a representação geométrica fiel quanto os dados técnicos necessários para a extração de quantitativos e vinculação com o orçamento. Os softwares utilizados foram o AltoQI Builder (para modelagem), o Visus Cost (para orçamento e vinculação à base SINAPI) e o MS Project (para estruturação do cronograma físicofinanceiro).
Foram modelados mais de cem dispositivos elétricos entre pontos de luz, tomadas, quadros de distribuição, condutores, calhas e eletrodutos. Todos esses elementos foram parametrizados com base nas normas ABNT NBR 5410 e NBR 13534 e associados diretamente a itens da base SINAPI, facilitando a leitura orçamentária e a montagem da EAP.
Um dos maiores diferenciais do projeto foi a criação de índices personalizados de perdas técnicas, principalmente em materiais lineares como condutores e eletrodutos. Foram aplicadas regras que consideravam número de curvas, folgas técnicas de instalação, sobreposição com outros sistemas e perdas por corte. Assim, dois cenários orçamentários foram gerados: um baseado na quantidade exata da geometria do modelo e outro com ajustes de fatores de perda, arredondamento
para compras o que representa a realidade de execução no canteiro de obras.
Esses dados permitiram, por exemplo, fazer a segmentação dos quantitativos por ambiente (cozinha, salão de refeições, sanitários, áreas técnicas) e por tipo de sistema. Com isso, a previsão de compras foi feita por etapa e os cronogramas puderam ser alimentados com informações mais realistas, incluindo curvas de desembolso e planejamento de aquisições de materiais com base no andamento previsto da obra.
Durante a compatibilização entre disciplinas, o modelo ajudou a identificar interferências entre os eletrodutos e estruturas metálicas, além de corrigir sobredimensionamentos em circuitos secundários. Essas revisões, feitas ainda na fase de projeto, evitaram retrabalhos que poderiam ter elevado os custos de forma significativa.
No geral, o uso do BIM 5D nesse projeto comprovou que é possível implantar um processo de modelagem paramétrica e obter resultados reais e mensuráveis. O modelo deixou de ser um “desenho bonito” e passou a ser uma ferramenta central de planejamento, orçamento e controle técnico da execução.
A figura 1 mostra a modelagem do refeitório industrial contendo eletrodutos, caixa de tomadas, interruptores, caixas de passagens internas e externas, pontos de iluminação, quadro de cargas, entre outros elementos, sem a arquitetura, propositalmente, para ilustrar o “esqueleto” da elétrica. Ou seja, os componentes que foram realmente vinculados à base SINAPI e que compuseram a lista de quantitativos.
Figura 1 – Modelagem de elétrica do refeitório industrial. Fonte: Conceito Engenharia
Na figura 2 ilustra-se a tabela de materiais extraída do modelo da figura 1, com sua classificação conforme a Curva ABC, base SINAPI. Com essa informação, pode-se concentrar em otimizar 3/5
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caminhos e processos para os elementos mais significativos em termos de custos da planilha.
Figura 2 – Quantitativo de elétrica do refeitório industrial, Curva ABC / SINAPI. Fonte: Conceito Engenharia
A Curva de Pareto, apresentada na figura 3, facilita a visualização da Curva ABC. A curva foca na maioria dos problemas, na qual pode-se afirmar que 80% dos efeitos vêm de 20% das causas.
Figura 3 – Curva de Pareto / Curva ABC / SINAPI. Fonte: Conceito Engenharia
5.0 –Reflexões sobre o projeto
A aplicação do BIM 5D no projeto elétrico do refeitório industrial trouxe várias lições que valem a pena destacar: o uso da modelagem parametrizada associada ao orçamento e ao cronograma não é algo automático, exige preparo, estruturação e, principalmente, uma mudança de mentalidade por parte das equipes envolvidas. No entanto, os ganhos compensam o esforço inicial. Outra questão importante observada foi a maturidade da informação. Nem sempre ter um modelo 3D significa que ele está pronto para gerar quantitativos confiáveis. Foi preciso garantir que os elementos do modelo estivessem com seus parâmetros corretamente preenchidos, como o tipo de circuito, as bitolas, o método de instalação, entre outras características técnicas que não estão
visíveis na geometria, mas que fazem toda a diferença no orçamento. Mais um ponto decisivo foi a integração entre as diferentes disciplinas e as ferramentas. Ainda é comum encontrar situações em que cada profissional trabalha isoladamente, fazendo a compatibilização na fase final do processo. Porém, quando se trata de BIM 5D, esse tipo de abordagem torna-se um limitador de seus benefícios. Só foi possível alcançar os resultados apresentados porque existiu uma coordenação multidisciplinar ativa, reuniões de revisão e um fluxo de comunicação claro entre os modeladores, orçamentistas e planejadores.
A questão das perdas técnicas também merece atenção especial. Muitos projetos ainda trabalham com margens arbitrárias: 10% a mais de eletroduto, 15% de cabo etc., o que pode tanto superestimar os custos quanto gerar déficit de material. No caso do refeitório, as perdas foram calculadas com base no modelo e com critérios técnicos, como comprimento dos trechos, número de curvas e folgas obrigatórias por norma. Essa abordagem trouxe maior precisão orçamentária e mais segurança para o executor.
Do ponto de vista da gestão, ficou claro que o BIM 5D reposiciona o papel do projeto dentro da cadeia de valor. O projeto deixou de ser apenas um documento técnico e tornou-se um mecanismo de decisão. Passou a ter impacto direto no cronograma, no fluxo de caixa e na compra de materiais. Isso exigiu que os escritórios assumissem uma postura mais ativa, quase como consultores estratégicos dentro da obra.
Percebe-se que a falta de familiaridade do cliente com BIM não é um impeditivo real. Com entregas objetivas, visualizações claras e resultados que mostraram ganhos de eficiência, o convencimento é construído naturalmente. O importante é que a equipe técnica esteja preparada para traduzir os benefícios do modelo em ações práticas e entregas palpáveis.
Indica-se que escritórios que desejam aplicar BIM 5D iniciem com projetos piloto, softwares, invistam na estruturação de bibliotecas próprias, definam um processo claro de validação da informação e mantenham um canal de comunicação contínuo com o cliente e entre as disciplinas. A modelagem inteligente não resolve tudo sozinha — ela precisa estar inserida em um contexto técnico e organizacional coerente.
6.0 – Conclusão
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A experiência com o uso do BIM 5D no projeto elétrico do refeitório industrial demonstrou que a metodologia tem potencial real para transformar a forma como se projeta e se gerencia obras. Mais do que uma inovação tecnológica, o BIM 5D representa uma mudança na lógica de trabalho: o projeto deixa de ser um conjunto de desenhos estáticos para se tornar uma base ativa de informação que apoia decisões em todas as fases do empreendimento.
Além disso, o modelo permitiu antecipar interferências, corrigir sobredimensionamentos e subdimensionamentos e proporcionar mais segurança para o processo como um todo.
Mesmo que o cliente não tenha experiência anterior com BIM, é possível demonstrar os benefícios de forma clara e prática. Isso reforça a ideia de que a resistência ao novo pode ser superada quando os resultados são objetivos, bem comunicados e alinhados com as expectativas da obra.
Também ficou evidente que o sucesso da metodologia depende de uma base bem construída: bibliotecas parametrizadas, processos definidos, interoperabilidade entre softwares e uma estrutura colaborativa entre os envolvidos. Sem isso, o BIM corre o risco de virar apenas uma representação gráfica mais bonita, mas sem utilidade real para a gestão.
Portanto, ao olhar para a frente, é possível afirmar que o BIM 5D não deve mais ser tratado como uma tendência futurista ou algo “avançado demais”. Ele já é uma realidade viável, replicável e com impactos diretos na eficiência das obras. Projetar com dados, simular cenários e tomar decisões com base em modelos vivos e conectados é mais do que um diferencial, é uma necessidade para quem quer atuar de forma inteligente, competitiva e sustentável na engenharia atual.
7.0 – Referências Bibliográficas
[1] – MONTEIRO, A., MARTINS, J.P., A survey on modeling guidelines for quantity takeofforiented BIM-based design, Automation in Construction, vol. 35, 2013, pag. 238-253, ISSN 0926-5805, https://doi.org/10.1016/j.autcon.2013.05.005. Acesso em maio, 2025. Disponível em: https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/ S0926580513000721
[2] EASTMAN, C.; TEICHOLZ, P.; SACKS, R.; LISTON, K., BIM Handbook: A Guide to Building Information Modeling for Owners, Managers,
Designers, Engineers and Contractors, John Wiley & Sons, Inc., Hoboken, 2. ed., ISBN: 978-0470-18528-5, Acesso em maio, 2025. Disponível em: www.iqytechnicalcollege.com
[3] – SUCCAR, B., Building information modelling framework: A research and delivery foundation for industry stakeholders, Automation in Construction, vol.18, 2009, pag. 357-375, ISSN 0926-5805, https://doi.org/10.1016/j.autcon.2008.10.003. Acesso em maio, 2025. Disponível em https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/ S0926580508001568
[4] - THURAIRAJAH, N, GOUCHER, D., Advantages and Challenges of Using BIM: a Cost Consultant’s Perspective. 49th ASC Annual International Conference Proceedings, 2013. Acesso em: maio, 2025. Disponível em https://www.researchgate.net/publication/3327973 77_Advantages_and_Challenges_of_Using_BIM_ a_Cost_Consultant's_Perspective
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Carregamento de veículos elétricos em condomínio
Sustentabilidade e Inovação na Mobilidade Urbana
Renan Verli VOX EPOWER renan.verli@voxepower.com
RESUMO
A eletrificação da mobilidade urbana exige infraestrutura adequada para suportar o crescimento dos veículos elétricos (VEs). Este artigo apresenta os benefícios, os desafios e as soluções técnicas para a implantação de eletropostos em condomínios, bem como o impacto da modernização das redes elétricas e das normativas de segurança.
1.0 INTRODUÇÃO
Vivemos um momento de transformação no setor de mobilidade, com a eletrificação dos transportes desempenhando um papel crucial na sustentabilidade urbana. Condomínios residenciais e comerciais são locais estratégicos para a implantação de soluções de carregamento de veículos elétricos. Este artigo não apenas retrata o cenário atual da eletromobilidade condominia l e com as suas anuências técnicas e legais , bem como aponta para um futuro em que a integração entre eletromobilidade e espaços coletivos será tão natural quanto indispensável.
2.0 — O CENÁRIO DA MOBILIDADE ELÉTRICA
Segundo a Associação Brasileira do Veículo Elétrico (ABVE), o mercado de veículos eletrificados leves no Brasil registrou crescimento de 89% entre 2023 e 2024, com 177.358 emplacamentos em 2024 contra 93.927 no ano anterior [1]. Com esse crescimento, aumenta a necessidade de infraestrutura de recarga eficiente, onde os condomínios se tornam potenciais polos de instalações devido à demanda constante e à disponibilidade de vagas eletrificadas. A expansão da frota de veículos elétricos no Brasil acompanha tendências globais de descarbonização, e o setor imobiliário precisa estar preparado para atender essa nova realidade. A ausência de infraestrutura
adequada poderá impactar a atratividade e a valorização dos empreendimentos imobiliários, especialmente em áreas urbanas densas.
3.0 BENEFÍCIOS PARA CONDOMÍNIOS
A instalação de carregadores em condomínios vai além de um diferencial de mercado: trata-se de uma necessidade crescente. A possibilidade de recarregar o veículo no próprio local de residência oferece uma experiência muito mais conveniente ao usuário, estimulando ainda mais a adoção dos veículos elétricos. Além disso, a infraestrutura de recarga: valoriza o imóvel, tornando-o mais atrativo para locação ou revenda; contribui para metas de ESG ( Environmental, Social and Governance), sendo bem vista por investidores e fundos imobiliários; reduz a pegada de carbono da comunidade condominial; pode ser integrada a fontes renováveis como sistemas fotovoltaicos, potencializando a economia e a sustentabilidade; promove o senso de comunidade, ao envolver condôminos em projetos inovadores de eficiência energética.
4.0 DESAFIOS DA IMPLANTAÇÃO
Apesar das vantagens, a instalação de eletropostos enfrenta desafios técnicos, normativos e administrativos. O primeiro desafio técnico é a adequação da infraestrutura elétrica. Um número crescente de municípios já exige que novos empreendimentos imobiliários incorporem vagas com infraestrutura para carregamento veicular, mas as infraestruturas prediais existentes não foram projetadas para a demanda adicional imposta pelos carregadores. A sobrecarga dos quadros de distribuição, a ausência de dimensionamento específico e a limitação da entrada de energia são barreiras comuns.
Outro ponto sensível é a gestão de custos. A implantação exige investimento em infraestrutura
elétrica, equipamentos homologados, além da contratação de mão de obra especializada. Modelos de rateio, cobrança individualizada por consumo e até parcerias com operadores de eletropostos são alternativas para viabilizar financeiramente o projeto.
Além disso, o aspecto social é igualmente relevante: a aprovação em assembleia condominial pode representar um desafio, especialmente quando há falta de informação clara sobre os benefícios e os custos envolvidos. O tão comentado 'consenso' nas assembleias condominiais frequentemente se revela um eufemismo elegante para as inevitáveis resistências à mudança e os embates sobre novas tecnologias. Por trás dessa retórica harmoniosa, escondem-se as tensões entre o status quo e a inovação, onde síndicos e administradoras desempenham o delicado papel de mediadores entre os interesses coletivos e a adoção tecnológica.
Por fim, normas de segurança ganham cada vez mais protagonismo, com a iminente publicação da diretriz nacional pelos Corpos de Bombeiros [2], que exigirá que as instalações estejam conforme padrões mais rigorosos.
5.0 SOLUÇÕES DE CARREGAMENTO
A implantação bem-sucedida de estações de carregamento em condomínios requer planejamento e soluções técnicas apropriadas. Há duas possibilidades principais de abordagem:
A primeira é a instalação de carregadores coletivos, controlados por um sistema centralizado de gerenciamento. Neste modelo, os pontos de carregamento são compartilhados e administrados por um software que distribui a energia de maneira balanceada, evita sobrecargas e permite cobrança individualizada. Essa solução oferece mais flexibilidade e segurança elétrica ao condomínio, otimizando o uso da capacidade instalada e prevenindo o acionamento simultâneo de vários carregadores além do limite suportado. Vale destacar que os custos operacionais dessa modalidade tendem a ser mais elevados, pois podem englobar tanto o serviço de gestão quanto o consumo de energia elétrica (kWh) Do ponto de vista legal, essas operações estão amparadas pelo Art. 554 da Resolução ANEEL, que permite a recarga de veículos elétricos de terceiros na unidade consumidora, inclusive para fins comerciais, com valores livremente negociados entre as partes. Quando se trata de gestão e pagamento, as soluções em nuvem se mostram particularmente eficientes, oferecendo monitoramento em tempo real, histórico de uso e cobrança automatizada por usuário. A transparência nesses processos é crucial para prevenir conflitos e fortalecer a confiança entre os moradores Neste sentido, é fundamental verificar se a empresa responsável pelo gerenciamento possui registro no conselho regional de engenharia (CREA) e mantém em dia as Anotações de Responsabilidade Técnica (ARTs)
referentes à manutenção do sistema, garantindo segurança e responsabilidade legal à operação.
A segunda alternativa consiste na instalação de carregadores individuais conectados diretamente aos medidores de cada unidade, com limitadores de corrente ajustados à capacidade do disjuntor geral. Esta solução apresenta um risco crítico de pico de carga coincidente, pois o fator de carga tenderá a se aproximar de 1 quando múltiplos usuários realizarem a recarga simultaneamente no período noturno, situação em que a demanda média se iguala à demanda máxima. Este cenário ultrapassa os critérios de dimensionamento convencional de edifícios, que não consideram a possibilidade de operação simultânea em plena capacidade por todas as unidades consumidoras. O sistema elétrico predial, projetado para fatores de carga tipicamente inferiores a 0,5 em condições normais, fica vulnerável a sobrecargas nessa condição extrema de operação. Além disso, esse modelo pode não contar com acompanhamento técnico contínuo após a instalação, o que representa um risco adicional à segurança e confiabilidade do sistema. Assim, esse modelo exige um estudo técnico rigoroso e, idealmente, um sistema inteligente de controle de demanda para mitigar os riscos.
Particularmente, defendo que o mais importante e adequado é contratar uma empresa especializada para realizar a manutenção contínua desses sistemas de carregamento, à semelhança do que já ocorre com os elevadores nos edifícios. Afinal, ninguém gostaria de descobrir que o elevador do seu prédio opera sem uma empresa de manutenção responsável. O mesmo princípio de segurança preventiva deve ser aplicado aos sistemas de recarga elétrica.
A análise técnica prévia, que envolve vistoria da infraestrutura existente, cálculo da demanda, avaliação da necessidade de aumento de carga e a elaboração de um projeto executivo, deve ser conduzida por profissional habilitado e qualificado
A escolha dos equipamentos também é determinante. É fundamental optar por carregadores com certificações nacionais, com proteção contra sobrecarga, curto-circuito e falhas térmicas.
A instalação deve seguir as orientações da ABNT NBR 17019:2022 (Instalações elétricas de baixa tensão - Requisitos para instalações em locais especiais - Alimentação de veículos elétricos), ABNT NBR IEC 61851-24:2021 (Sistema de recarga condutiva para veículos elétricos), ABNT NBR IEC 62196 1-2:2021 (Plugues, tomadas, tomadas móveis para veículos elétricos e plugues fixos para veículos elétricos - Recarga condutiva para veículos elétricos), além disso, é obrigatório cumprir as normas das concessionárias de energia locais Conforme estabelece a Resolução ANEEL 1000, Art. 550, a instalação de estações de recarga deve ser formalmente comunicada à distribuidora nos casos de necessidade de nova conexão, aumento
ou redução de carga, ou ainda quando houver alteração do nível de tensão.
Outro ponto importante é a integração com fontes renováveis. Muitos condomínios já contam com painéis solares que, aliados a sistemas de recarga inteligentes, permitem maior autonomia energética e redução das contas de luz. A implementação de baterias estacionárias pode complementar o sistema, ampliando a estabilidade e reduzindo picos de demanda.
6.0 A INFRAESTRUTURA ELÉTRICA COMO ELEMENTO CRÍTICO
A realidade da infraestrutura elétrica urbana é heterogênea, o que exige abordagens distintas para cada região. Bairros como Copacabana (RJ), com edificação vertical antiga, enfrentam limitações estruturais graves: transformadores sobrecarregados, ausência de projeto “as built” e elevadores obsoletos compõem um cenário que dificulta qualquer tipo de modernização.
Por outro lado, áreas como Barra da Tijuca (RJ) e Itaim Bibi (SP), com desenvolvimento urbano mais recente, oferecem condições muito mais favoráveis. A presença de sistemas de distribuição automatizados, cabines de média tensão com chave a gás (SF₆), caixas transformadoras modernas e documentação técnica atualizada são fatores que reduzem os riscos e os custos da instalação de eletropostos. Essa comparação evidencia que o avanço da eletromobilidade depende diretamente da infraestrutura urbana existente e da sinergia com as concessionárias locais.
7.0
A CONTRIBUIÇÃO
DOS CORPOS DE BOMBEIROS
Em decisões que podem inviabilizar o modelo de negócio de eletropostos em condomínios, a premissa de que “direção é mais importante que velocidade” se aplica perfeitamente. Após um período de incertezas causadas por interpretações divergentes, o setor de eletromobilidade foi afetado por desinformações que prejudicaram a adesão de condomínios. Por um breve momento, muitos consideraram o Corpo de Bombeiros como a antítese do avanço da eletromobilidade em condomínios. No entanto, essas alegações são infundadas, uma vez que o Corpo de Bombeiros, instituição reconhecida e comprometida com a segurança, sempre atua com base em normas técnicas e boas práticas Neste contexto, o diálogo construtivo entre o Corpo de Bombeiros e entidades como a ABVE reflete maturidade institucional e a busca por soluções equilibradas que preservem a viabilidade do setor.
Durante o Workshop Internacional “Eletromobilidade & Segurança nas Edificações”, o Corpo de Bombeiros anunciou a finalização da diretriz nacional para a instalação de estações de recarga em edificações. Foi informado que a nova regulamentação prioriza a segurança das
instalações sem comprometer a viabilidade econômica, sendo desenvolvida com base em aprendizados práticos e ampla interlocução com fabricantes, entidades da construção civil e especialistas em energia [2]
Diferente de propostas iniciais que sugeriam medidas como distanciamento rígido entre veículos e construção de compartimentos isolados, a diretriz nacional adotará critérios mais razoáveis.
É fundamental que síndicos, administradoras e moradores atentem para a possível necessidade de atualização do projeto de prevenção e combate a incêndios, que deverá ser reavaliado conforme as novas exigências regulatórias Em paralelo, observa-se que alguns condomínios já estão adotando, de forma proativa, a instalação de extintores específicos para combate a incêndios envolvendo baterias de lítio, mesmo antes da exigência formal por norma.
8.0 CONCLUSÕES
A transição para a mobilidade elétrica é irreversível, e os condomínios podem desempenhar papel essencial nesse avanço. Soluções bem planejadas agregam valor, convêm aos moradores e promovem a sustentabilidade. A chave está na colaboração entre condôminos, administradoras, empresas instaladoras, concessionárias e os Corpos de Bombeiros, garantindo segurança e conformidade regulatória.
Nesse processo de modernização, assim como um novo asfalto exige máquinas e desvios temporários, a inovação também traz os seus transtornos para abrir caminho ao novo. Mas, ao final, ela corrige as falhas do trajeto antigo, substitui o que é obsoleto e nos conduz a um futuro mais moderno, seguro e sinalizado. No final, a inovação transformadora sempre vai trazer economia, praticidade, tecnologia e sustentabilidade, e a eletromobilidade é uma das avenidas mais tangíveis dessa transformação.
9.0 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] ABVE. Eletrificados passam de 170 mil e batem todos os recordes – 2024. Acesso em: junho de 2025. Disponível em: https://www.abve.org.br\ [2] MORELLI, Rubens. Norma para estações de recarga em edificações está pronta. Canal VE, 6 de junho de 2025. Acesso em: junho de 2025. Disponível em: https://canalve.com.br/normaestacoes-recarga-edificacoes-esta-pronta/
No Brasil já existem perto de 500.000 veículos elétricos em circulação.
Estima-se que em 2030 serão mais de 2 milhões de veículos e 2040 mais de 11 milhões.
Portanto, o veículo elétrico é inevitável devido a sua modernidade, sua economia e eficiência energética.
No entanto, a mobilidade elétrica demanda desafios de muitas naturezas e tipos.
Perguntas do tipo:
Os condomínios estão preparados para esse aumento de carga?
A geração e distribuição de energia será capaz de atender esse aumento de demanda?
Os profissionais que atuam no mercado serão capazes de atender a essa nova demanda?
Quais os riscos envolvidos associados aos veículos elétricos?
Os Órgãos Reguladores estão acompanhando essa evolução tecnológica associada à mobilidade elétrica?
Esse material trata dos desafios envolvidos, as normas existentes no momento e as melhores soluções para as dores desse mercado.
INTRODUÇÃO
Com o crescimento da frota de veículos elétricos no Brasil, cresce também a demanda por estações de recarga em condomínios. Porém, antes de instalar esses sistemas, é essencial que síndicos e gestores de condomínios estejam atentos às normas, em especial à NBR17019, e regulamentações vigentes nas esferas federal, estadual e municipal, garantindo que o condomínio esteja em conformidade com todas as exigências legais, incluindo ao que é exigido pelo Corpo de Bombeiros.
Além das questões técnicas, síndicos e gestores enfrentam o desafio de atender às demandas dos proprietários de veículos elétricos
sem prejudicar o condomínio e os demais condôminos. A instalação de estações de recarga pode afetar o consumo de energia, a infraestrutura elétrica e o equilíbrio dos custos, o que exige um planejamento cuidadoso para que o serviço atenda a todos de maneira justa e sem comprometer a isonomia entre todos.
Diante de tantos desafios, esse artigo visa organizar o entendimento sobre as problemáticas associadas ao assunto e endereçar de forma objetiva como tratá-las.
O DESAFIO DA DEMANDA
Os condomínios verticais, sejam residenciais ou comerciais, foram projetados para uma determinada carga.
Com a eletrificação das coisas, haja vista que cada vez mais fazemos uso de aparelhos eletrônicos, a demanda de energia só cresce.
Nos últimos 50 anos, o consumo de energia elétrica per capita no Brasil apresentou um crescimento significativo, refletindo o desenvolvimento econômico, a urbanização e a ampliação do acesso à eletricidade.
Evolução do Consumo de Energia Elétrica per Capita no Brasil:
AnoConsumo per capita (kWh/habitante)
1970~500
1980~1.000
1990~1.500
2000~2.000
2010~2.500
2020~2.600
20232.874,2
*Fonte: Banco Mundial e Empresa de Pesquisa Energética (EPE).
Fatores que Influenciaram o Crescimento do consumo: 1.Crescimento Econômico e Urbanização: O aumento da renda e a migração
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para áreas urbanas elevaram a demanda por energia elétrica, especialmente no setor residencial.
2.Universalização do Acesso: Programas como o “Luz para Todos” ampliaram significativamente o acesso à eletricidade em áreas rurais, contribuindo para o aumento do consumo per capita.
3.Expansão da Infraestrutura Energética: O Brasil investiu na ampliação de sua capacidade de geração e transmissão de energia, com destaque para a construção de grandes usinas hidrelétricas, como Itaipu.
4.Aumento da Posse de Eletrodomésticos: A maior aquisição de aparelhos elétricos pelas famílias brasileiras impulsionou o consumo residencial de energia.
O consumo de energia elétrica per capita no Brasil aumentou aproximadamente seis vezes nas últimas cinco décadas, passando de cerca de 500 kWh/habitante em 1970 para 2.874,2 kWh/habitante em 2023. Esse crescimento reflete não apenas o desenvolvimento econômico e social do país, mas também os desafios e oportunidades na gestão sustentável dos recursos energéticos.
A mobilidade elétrica poderá multiplicar esse consumo em determinadas classes sociais, pressionando por uma geração e distribuição de energia maior e mais eficiente.
O DESAFIO DA INFRAESTRUTURA INTERNA
DOS CONDOMÍNIOS
Dados do Censo 2022 do IBGE revelam que 12,4% dos endereços no Brasil estão localizados dentro de condomínios, totalizando cerca de 13,3 milhões de unidades. Além disso, a verticalização das moradias tem sido uma tendência crescente nas últimas décadas. Entre 1984 e 2019, o número de apartamentos no país aumentou 321%, passando de aproximadamente 2,4 milhões para mais de 10 milhões.
A cidade de São Paulo exemplifica essa tendência: em 2022, a capital paulista registrou 746 novos condomínios verticais apenas no primeiro semestre, elevando o total para cerca de 28 mil edifícios residenciais e comerciais.
Portanto, embora não haja um número exato disponível, é evidente que os condomínios verticais representam uma parte substancial do mercado imobiliário brasileiro, especialmente nas grandes
cidades, refletindo a crescente urbanização e a demanda por moradias em áreas metropolitanas.
Estimativas indicam que o Brasil possui mais de 420 mil condomínios, com aproximadamente 80% sendo residenciais. Embora não haja dados específicos sobre o número exato de condomínios verticais (edifícios de apartamentos), é possível inferir que uma parcela significativa desses condomínios se enquadra nessa categoria, especialmente em áreas urbanas densamente povoadas.
O consumo médio de energia elétrica de uma família residente em um condomínio residencial vertical no Brasil varia conforme a localização, número de moradores, padrão de vida e equipamentos utilizados. No entanto, com base em dados da ANEEL, EPE e concessionárias, é possível estimar os seguintes valores:
Consumo Médio Mensal em kWh/família:
Tipo de Família / PadrãoEstimativade Consumo Mensal
Baixa renda (1-2 pessoas)120 – 180 kWh
Média renda (2-4 pessoas)200 – 300 kWh
Alta renda (3-5 pessoas)400 – 600+ kWh
Média Geral em Condomínios Verticais Urbanos por região:
•Sudeste: ~250 a 350 kWh/mês por unidade
•Sul: ~300 a 400 kWh/mês
•Nordeste/Norte: ~180 a 280 kWh/mês
Considerando-se que um veículo elétrico consome entre 15KWh e 20KWh para cada 100km e levando-se em consideração a média de 1.000km/mês de rodagem, podemos considerar que o brasileiro que possuir um carro elétrico consumirá em média 200KWh/mês.
Isso significa um aumento significativo da demanda de energia, a depender do número de veículos elétricos que uma família possuirá.
Considerando-se que os edifícios residenciais são projetados para um determinado nível de consumo, essa infraestrutura não suportará um volume grande de veículos elétricos. Se muitos condomínios sequer suportam a instalação de equipamentos de ar-condicionado em suas unidades, quanto mais veículos elétricos.
Diante disso, ainda que houvesse demanda de energia disponível por parte das distribuidoras, a capacidade e limitação da infraestrutura interna dos condomínios é um grande desafio.
DOS RISCOS ENVOLVIDOS
Além dos desafios de demanda e infraestrutura, os veículos elétricos trazem um desafio adicional relacionado com os riscos inerentes às baterias de “íons de lítio”.
Segundo dados estatísticos, os veículos elétricos são muito mais seguros do que os veículos à combustão. No entanto, quando entram em combustão, são muito mais difíceis de serem combatidos.
As baterias de íons de lítio dos veículos elétricos (VEs) oferecem alta densidade energética e desempenho eficiente, mas também apresentam riscos importantes que devem ser conhecidos e gerenciados adequadamente.
O risco de incêndio e explosão, também chamada de fuga térmica, pode estar associado a curto-circuito interno, superaquecimento, sobrecarga, impacto físico, defeitos de fabricação ou exposição a altas temperaturas.
A fuga térmica é uma reação em cadeia onde o aumento de temperatura acelera reações químicas internas, gerando ainda mais calor, podendo levar ao incêndio e até explosão.
Quando uma bateria de íons de lítio atinge o ponto de fuga térmica e entra em combustão, o fogo gerado é de alta temperatura e há a liberação de gases tóxicos como HF e CO. Além da difícil extinção, há o risco de reignição após horas do incêndio ter sido extinto.
Portanto, os veículos elétricos à base de baterias de íons de lítio trazem um desafio adicional aos condomínios.
NORMAS E REGULAÇÕES
As normas, legislações e regulações existentes estabelecem critérios de segurança, de instalação, e certificação associados aos veículos elétricos.
ABNT NBR 17019:2022 – Infraestrutura para recarga de veículos elétricos
•Abrangência: Áreas públicas e privadas, como condomínios, edifícios comerciais, estacionamentos e vias públicas.
•Define requisitos técnicos mínimos para infraestrutura de recarga, incluindo pontos de conexão, dimensionamento, segurança elétrica e acessibilidade.
•Baseia-se em normas internacionais IEC e referencia a NBR 5410, NBR IEC 61851 e outras.
ABNT NBR 5410: Instalações elétricas de baixa tensão
• Requisitos de segurança, dimensionamento e proteção aplicáveis aos circuitos de recarga.
• ABNT NBR IEC 61851 (partes 1, 22 e 23): Sistemas de carregamento condutivo
•Parte 1: Requisitos gerais (modos de carregamento, comunicação, segurança)
•Parte 22: Estações de recarga em corrente alternada
•Parte 23: Estações de recarga em corrente contínua
ABNT NBR IEC 62196: Conectores, plugues e tomadas para recarga de veículos elétricos
•Especifica os tipos de conectores (Tipo 1, Tipo 2, Combo etc.)
•ABNT NBR ISO 6469 (Partes 1 a 3): Segurança funcional de veículos elétricos
•Parte 1: Segurança elétrica
•Parte 2: Segurança operacional
•Parte 3: Proteção contra choque elétrico
IT-44/2022 – Instrução Técnica do Corpo de Bombeiros (SP):
•Trata da segurança contra incêndios em áreas com estações de recarga de VEs.
•Exige documentação técnica, ventilação adequada, sinalização, botão de desligamento de emergência e posicionamento estratégico dos carregadores.
•Pode ser adotada por analogia em outros estados sem norma específica.
NBR 17240: Sistemas de detecção e alarme de incêndio
•Recomendável em garagens com infraestrutura de recarga.
Resolução CONTRAN nº 716/2017: Homologação de veículos elétricos e híbridos. 3/5
Resolução CONTRAN nº 807/2020: Procedimentos de registro, emplacamento e identificação de VEs.
Portaria INMETRO nº 440/2021: Requisitos de certificação para carregadores de VEs (EVSEs). •Abrange segurança, eficiência energética, compatibilidade eletromagnética, proteção contra sobrecorrente, sobretensão e falhas térmicas.
Portaria INMETRO nº 10/2023: Certificação de baterias de lítio quanto à segurança e rastreabilidade.
RECOMENDAÇÕES GERAIS
Levando-se em consideração os desafios apresentados, as normas e regulações vigentes, a implantação de pontos de recarga de veículos elétricos em condomínios deveria considerar as seguintes etapas e atividades:
1.Diagnóstico Técnico da Instalação: Antes de qualquer iniciativa de instalação de infraestrutura de recarga, realizar um diagnóstico técnico completo da instalação elétrica do condomínio, incluindo quadro geral, prumadas, cabos e cargas instaladas.
2. Planejamento Estratégico e Escalonado: Elaborar um plano de implantação escalonado, prevendo a expansão futura da frota de veículos elétricos dos condôminos. Avaliar soluções como balanceamento de carga, medição individual e tarifação diferenciada.
3. Conformidade com Normas Técnicas e Corpo de Bombeiros:
Garantir conformidade com as normas NBR 17019, NBR 5410, IT-44/2022 (CBPMESP) e normas correlatas. Priorizar a segurança elétrica e contra incêndio.
4. Engajamento e Aprovação em Assembleia: Informar e envolver os condôminos nas decisões por meio de assembleias, esclarecendo as vantagens, custos e impactos da instalação da infraestrutura de recarga.
5. Capacitação Profissional e Atualização Técnica: Contratar empresas e profissionais qualificados e atualizados com a legislação vigente, certificações obrigatórias e experiência comprovada no setor.
SOLUÇÕES PROPOSTAS
1. Projeto Técnico sob Medida (turnkey): Implementação de soluções completas e personalizadas desde o estudo técnico, projeto executivo, ARTs, até a instalação e homologação junto às concessionárias e Corpo de Bombeiros.
2.Sistema de Gestão de Recarga com Medição Individualizada:
Plataformas inteligentes para controle e tarifação individualizada do consumo de energia por veículo, evitando rateios injustos entre os condôminos.
3.Carregadores Inteligentes com Controle de Demanda e Balanceamento de Carga Dinâmico: Tecnologia que ajusta a potência disponível conforme a demanda do prédio, sem causar sobrecarga na infraestrutura existente.
4. Sistema de Monitoramento Remoto e Alerta de Eventos Críticos:
Sistemas que monitoram remotamente os pontos de recarga e emitem alertas em caso de falhas, tentativas de uso indevido, aquecimento ou eventos elétricos críticos.
CONCLUSÕES
A transição para a mobilidade elétrica é um movimento irreversível, impulsionado pela modernidade, eficiência energética e metas globais de redução de emissões de carbono. Contudo, essa evolução impõe desafios significativos para os condomínios, que exigem planejamento técnico, conformidade normativa e investimentos estruturados.
Os riscos associados à segurança elétrica e incêndios devem ser mitigados com tecnologia, normas e boas práticas. A atuação de empresas especializadas torna possível a adoção segura e escalável de soluções de recarga, promovendo a inclusão tecnológica de forma justa, sustentável e segura para todos os condôminos.
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
- ABNT NBR 17019:2022 – Infraestrutura para recarga de veículos elétricos
-ABNT NBR 5410 – Instalações elétricas de baixa tensão
- ABNT NBR IEC 61851 (Partes 1, 22 e 23) –Sistemas de carregamento condutivo
-ABNT NBR IEC 62196 – Conectores para recarga de veículos elétricos
- ABNT NBR ISO 6469 – Segurança funcional de veículos elétricos
-IT-44/2022 – Instrução Técnica do Corpo de Bombeiros do Estado de São Paulo
-Resolução CONTRAN nº 716/2017 e nº 807/2020
-Portarias INMETRO nº 440/2021 e nº 10/2023
- EnergySpot – Soluções em Infraestrutura para Veículos Elétricos. Acessado em: https://www.energyspot.com.br
- Empresa de Pesquisa Energética (EPE) – Dados de consumo de energia
- Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE) – Censo 2022
- Banco Mundial – Indicadores de energia per capita
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Consequências e soluções de adoção de sistemas de alimentação de veículos elétricos (SAVE) em larga escala em empreendimentos residenciais existentes
O presente trabalho analisa cenários, consequência e possíveis soluções a serem adotados quando da adoção em larga escala de sistemas de alimentação de veículos elétricos (SAVE) em empreendimento de múltiplas unidades consumidoras existentes.
1.0 – INTRODUÇÃO
O forte aumento das vendas de veículos elétricos de passeio, tanto dos híbridos plugins quanto os puramente elétricos trouxe desafios na infraestrutura elétrica para atendimento a essas cargas.
Empreendimento a serem construídos precisarão adotar soluções que permitam atender a essa nova demanda dos usuários desses empreendimentos, onerando o custo de construção.
Em empreendimentos existentes, no entanto, os custos necessários para adequação das instalações elétricas existentes podem ser impeditivos.
A avaliação dos impactos dos SAVE nesse tipo de empreendimento precisa ser realizada através de uma análise criteriosa, incluindo o levantamento da curva de caga real do empreendimento.
Nesse trabalho, fizemos o levantamento da curva de carga de um empreendimento residencial existente e analisamos cenários e soluções possíveis para permitir que todas as unidades consumidoras tivessem 2 SAVE.
2.0 – DESCRIÇÃO DO EMPREENDIMENTO
O empreendimento é uma edificação de múltiplos consumidores (EMUC), residencial, de alto padrão, localizado na Zona Sul do município do Rio de Janeiro, atendido em tensão secundária de distribuição de 220/127V.
Composto por 3 andares de uso comum (garagem, PUC) e 8 andares de apartamento, totalizando 24 apartamentos.
O prédio foi construído na década de 80 e o seu padrão de entrada de energia foi reformado, estando dentro dos padrões atuais da concessionária Light Serviços de Eletricidade S/A.
A alimentação é por ramal subterrânea, oriunda de câmara de transformação subterrânea ( vault) instalada em área externa ao empreendimento.
Possui um medidor de Condomínio, que atende as áreas comuns da edificação e um medidor de energia elétrica por apartamento, totalizando X medidores.
O esquema unifilar simplificado do agrupamento de medidores ( “PC”) pode ser visto na figura 1.
3.0 – DESCRIÇÃO DO PROBLEMA
Originalmente, o condomínio pretendia disponibilizar 2 pontos de SAVE para cada apartamento, de 7,4kW cada, totalizando 46 SAVE e um acréscimo de carga de 340,4kW.
O objetivo da análise era responder os seguintes itens:
a) A entrada de energia comporta esse acréscimo sem solicitação de aumento de carga da entrada de energia junto a Concessionária?
b) Caso não comportasse, qual a quantidade máxima de SAVE que poderiam ser instalados sem necessidade de aumento de carga do padrão de entrada de energia?
c) Seria possível a instalação desses equipamentos a partir dos medidores de energia de cada apartamento?
A fim de responder a essas questões, foram definidas as seguintes etapas de trabalho:
a) Visita em campo e levantamento do esquema unifilar do padrão de entrada; 1/6
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b) Verificação das potências disponibilizadas no padrão de entrada de energia e nos alimentadores de serviço e dos agrupamentos de medidores, através do RECON-BT1 (Regulamentação para fornecimento de energia elétrica a consumidores em Baixa Tensão ) vigente;
c) Medição dos parâmetros elétricos (tensão, corrente, potências ativas, reativa e total) dos alimentadores gerais, de serviços e dos agrupamentos de medidores que seriam submetidos a novas cargas de SAVE;
d) Análise das informações e das medições;
4.0 – POTÊNCIAS DISPONIBILIZADAS
O condomínio não dispunha das plantas de entrada de energia atualizadas, não obstante o fato de ter sido reformado há não muito tempo. Como as instalações estão novas e sem sinal de modificações a revelia, adotamos que o existente está condizente com o projeto aprovado na Light. Caso as instalações do padrão de entrada fossem muito antigas, seria necessário fazer o levantamento das cargas disponibilizadas na entrada de energia junto a Light, o que atrasaria o estudo.
4.1 – Agrupamento 1, 2 e 3 dos medidores de apartamentos
Todos os três agrupamentos de medidores possuem disjuntores com corrente nominal de 400A.
Consultando a tabela 7.4 do Recon-BT1 temos que esse disjuntor é para uma potência demandada de 133kVA a 150kVA.
4.2 – Disjuntor geral do agrupamento de medidores dos apartamentos
Os 3 agrupamentos derivam de um disjuntor geral de 1000A.
Consultando a tabela 7.4 do Recon-BT1 temos que esse disjuntor é para uma potência demandada de 300kVA a 381kVA.
4.3 – Demanda do medidor de serviço
A alimentação para o medidor de serviço é feita a montante da proteção geral dos agrupamentos de medidores.
A proteção geral do medidor de serviço é de 500A.
Consultando a tabela 7.4 do Recon-BT1 temos que esse disjuntor é para uma potência demandada de 150kVA a 190kVA.
Figura 2 - Extraída do Recon-BT
Figura 1 - Extraída do Recon-BT
Figura 3 - Extraída do Recon-BT
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4.4 – Demanda do ramal de conexão
No padrão de entrada de energia da Light não há uma proteção geral para o ramal de conexão. Para determinarmos qual a potência disponibilizada, utilizamos a fórmula constante do RECON-BT1:
Dessa forma, a potência disponibilizada está compreendida entre:
Dmin = (150+300) x 0,9 = 405,5kVA, e
Dmáx = (190+381) x 0,9 = 513,9kVA
Optamos por sermos conservadores, dessa forma consideraremos que a potência disponibilizada em todos os casos é a menor do range.
4.0 – CONCEITUAÇÃO REGULATÓRIA SOBRE
SAVEs
Antes de iniciar qualquer análise, precisamos entender quais os requisitos regulatórios e/ou técnicos precisamos atender.
A REN 1000 trata no Capítulo V das Instalações de recarga de veículos elétricos.
Ela determina que a instalação de estação de recarga de veículos elétricos (SAVE) devem ser comunicados previamente a distribuidora em caso de necessidade de:
a) conexão nova;
b) aumento ou redução de carga; ou c) alteração do nível de tensão.
Sendo que os custos de adequação da rede de distribuição e do sistema de medição seguem os critérios determinados na REN 10002
Ao contrário de outras concessionárias, a Light não possui um padrão ou restrições especificas para instalação de SAVE, sendo tratado como uma carga de consumo.
No entanto, pela particularidade dos SAVE, não podemos utilizar os mesmos cálculos de demanda que usamos normalmente. A NBR 17.019 3
Instalações elétricas de baixa tensão - Requisitos para instalações em locais especiais - Alimentação de veículos elétricos determina que, salvo nos casos onde se use controle de recarga.
No caso analisado, uma das exigências do cliente é que os SAVE fossem alimentados pelos medidores de energia de cada unidade autônoma,
a fim de evitar transtornos ou questionamentos referente aos custos de energia do abastecimento.
A implementação de um sistema de controle de recarga em vários pontos não é tecnicamente viável nesse momento, não sendo analisada.
5.0 – RESULTADOS DAS MEDIÇÕES
As medições foram realizadas por 7 dias, nos seguintes pontos:
a) alimentador do agrupamento 1,2 e 3 dos medidores dos apartamentos (realizados individualmente);
b) alimentador do geral do agrupamento dos medidores dos apartamentos;
c) alimentador do medidor de serviço;
d) alimentador do ramal de conexão;
5.0 – RESULTADO DAS MEDIÇÕES
As medições foram realizadas com o analisador de energia RE 7080, fabricante Embrasul, com intervalos de integralização de 10 (dez) minutos.
As seguintes demandas máximas no período foram obtidas:
5.1 – Agrupamento 1 dos medidores de apartamentos
Tabela 1 - Demandas registradas agrupamento de medidores 1
5.2 – Agrupamento 2 dos medidores de apartamentos
Tabela 2 - Demandas registradas agrupamento de medidores 2
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5.3 – Agrupamento 3 dos medidores de apartamentos
Tabela 3 - Demandas registradas agrupamento de medidores 1
Data Hora Pot Ativa Trifásica (máx)(kW) Pot Aparente Trifásica (máx)(kVA)
27/03/25 16:23:05 47,00 50,31
27/03/25 15:23:05 44,46 49,90
27/03/25 16:03:05 44,07 47,47
27/03/25 15:43:05 43,91 46,82
27/03/25 15:53:05 42,94 45,29
27/03/25 15:33:05 41,49 43,61
01/04/25 15:43:05 39,51 41,56
27/03/25 20:33:05 39,15 43,96
27/03/25 16:13:05 36,58 38,34
01/04/25 12:53:05 36,36 37,52
5.4 – Geral do agrupamento dos medidores de apartamentos
Tabela 4 - Demandas registradas total do agrupamento de medidores
Data Hora Pot Ativa Trifásica (máx)(kW) Pot Aparente Trifásica (máx)(kVA)
5.5 – Geral do medidor de serviço
Tabela 5 - Demandas registradas do medidor de serviço
Data Hora Pot Ativa Trifásica (máx)(kW) Pot Aparente Trifásica (máx)(kVA)
16/04/2025 16:01:46 41,49 45,21
16/04/2025 16:58:46
16/04/2025 16:00:46 38,57
16/04/2025 15:59:46 38,43 42,32
16/04/2025 16:59:46 37,92 42,20
16/04/2025 19:42:46 37,63 41,50
16/04/2025 19:32:46 37,62 41,85
16/04/2025 19:24:46 37,46 41,42
16/04/2025 16:02:46 37,06 41,32
5.6 – Geral do ramal de conexão
Tabela 6 - Demandas registradas do ramal de conexão
6.0 – Análises
Comparando as demandas máximas de cada ponto de medição com a potência disponibilizada nesses pontos, temos que os carregamentos dos agrupamentos de medidores estão na faixa dos 30% e do ramal de entrada em 40%, conforme tabela a seguir.
Tabela 7 - Carregamento dos alimentadores
Local Carregamento
Agrupamento medidores 1 30%
Agrupamento medidores 2 30%
Agrupamento medidores 3 38%
Agrupamento medidores 28%
Serviço 24%
Ramal de Entrada 38%
6.1 – Cenário 1
Considerando que o condomínio deseja que cada apartamento tenha disponibilidade para 2 SAVEs, temos:
Quantidade de apartamentos atendidos por cada agrupamento: 8
Quantidade de SAVEs por agrupamento:16
Potência de SAVEs por agrupamento: 16 x 7,4 = 118,4kVA
Quantidade de apartamento no agrupamento de medidores: 23
Quantidade de SAVEs no agrupamento de medidores: 23 x 2 = 46
Potência de SAVEs no agrupamento de medidores: 46 x 7,4 = 340,4kVA
Quantidade de SAVEs no ramal de entrada: 46
Potência de SAVEs no ramal de entrada: 46 x 7,4 = 340,4kVA
Com essa solução, teríamos necessidade de aumento de carga nos ramais dos alimentadores dos agrupamentos 1,2 e 3 de medidores dos apartamentos, no geral do agrupamento de medidores e no ramal de conexão.
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Esse aumento exigiria investimentos substanciais nas instalações de entrada de energia, cujos custos são do acessante além de possível participação financeira em eventuais custos que a concessionária teria.
Tabela 8 - Potência necessária para uso de 2 SAVE por apartamento
Local Potência disponível Potência necessária
Agrupamento medidores 1 133 kVA 157,01 kVA
Agrupamento medidores 2 133 kVA 157,01 kVA
Agrupamento medidores 3 133 kVA 157,01 kVA
Agrupamento medidores 300 kVA 421,83 kVA
Serviço 190 kVA 45,24 kVA
Ramal de Entrada 405 kVA 492,35 kVA
6.2 – Cenário 2
Em função da inviabilidade da opção anterior, o cenário 2 considera que cada apartamento tenha disponibilidade para 1 SAVEs. Com isso, teremos:
Quantidade de apartamentos atendidos por cada agrupamento: 8
Quantidade de SAVEs por agrupamento:8
Potência de SAVEs por agrupamento: 8 x 7,4 = 59,2kVA
Quantidade de apartamento no agrupamento de medidores: 23
Quantidade de SAVEs no agrupamento de medidores: 23 x 1 = 23
Potência de SAVEs no agrupamento de medidores: 23 x 7,4 = 170,2kVA
Quantidade de SAVEs no ramal de entrada: 23
Potência de SAVEs no ramal de entrada: 23 x 7,4 = 170,2kVA
Nesse cenário, a carga disponibilizada é suficiente para atendimento da instalação dos SAVE.
Tabela 9 - Potência necessária para 1 SAVE por apartamento
Local Potência disponível Potência necessária
Agrupamento medidores 1 133 kVA 105,53 kVA
Agrupamento medidores 2 133 kVA 105,53 kVA
Agrupamento medidores 3 133 kVA 105,53 kVA
Agrupamento medidores 300 kVA 267,92 kVA
Serviço 190 kVA 45,24 kVA
Ramal de Entrada 441 kVA 352,54 kVA
7.0 – Observações
As normas referentes aos padrões de entrada da Light e os cálculos de demanda sofreram modificações consideráveis ao longo dos últimos 30 anos. Nas normas mais antigas, a entrada de energia se mostrava sobredimensionada. Esse esclarecimento é importante, pois, caso esse empreendimento fosse construído baseado na norma atual, a potência disponibilizada seria menor, o que provavelmente inviabilizaria o cenário 2, obrigando que a solução adotada invariavelmente usasse sistema de controle de carga.
As medições realizadas foram em períodos de 7 (sete) dias, devendo se considerar que ao longo do ano pode sofrer alterações. Na análise realizada para o cliente, se considerou uma possibilidade de variação da demanda em mais 20%.
8.0 – Limitações
O trabalho não analisou o carregamento dos condutores de cada medidor individual. Por ocasião da instalação dos carregadores, caberá, nesse caso, realizar as análises necessárias referente a sua unidade autônoma.
Nesse trabalho não foram realizadas análises referentes as instalações elétricas e prevenção e combate a incêndio. Os projetos elétricos e demais estudos apenas serão realizados se o condomínio optar por implantar a solução.
9.0 – Conclusões
A implantação de SAVE em edificações existentes deve ser realizada após a medição das demandas dos alimentadores que serão afetados pela instalação.
A instalação de poucos carregadores normalmente não trará problemas, mas com adoção maciça podem ocorrer necessidade de adequações com altos custos. Objetivando evitar transtornos futuros, o ideal é que, na primeira solicitação de uso de SAVE nas edificações sejam realizados estudos para determinar as possíveis soluções, suas limitações e custos incorridos.
9.0 – REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] LIGHT. RECON-BT: Regulamentação para fornecimento de energia elétrica a consumidores em baixa tensão. Rio de Janeiro: Light, 2024. 386 p
[2] AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA. REN 1000 : RESOLUÇÃO 5/6
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NORMATIVA ANEEL Nº 1.000. Brasília: Aneel, 2021. 313 p.
[3] ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. NBR 17019: NBR17019 Instalações elétricas de baixa tensão - Requisitos para instalações em locais especiais - Alimentação de veículos elétricos. Rio de Janeiro: Abnt, 2022. 20 p.
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A EVOLUÇÃO DA SITUAÇÃO DAS INSTALAÇÕES ELÉTRICAS RESIDENCIAIS E OS ACIDENTES DE ORIGEM ELÉTRICA
Edson Martinho
Danilo Ferreira de Souza Walter Aguiar Jr. Abracopel Abracopel / UFMT/USP Abracopel abracopel@abracopel.org.brdanilo.souza@ufmt.br walter.aguiar@ieee.org
RESUMO
As instalações elétricas residenciais no Brasil têm apresentado avanços parciais no uso de dispositivos de proteção, porém os acidentes de origem elétrica, como choques e incêndios, continuam em patamares elevados. Este artigo analisa a correlação entre a evolução técnica das instalações e a incidência de acidentes fatais no período de 2017 a 2025, com base em dados do Raio-X das Instalações Elétricas da Abracopel e dos anuários nacionais de acidentes elétricos. A metodologia incluiu análise descritiva e comparativa dos indicadores técnicos — como presença de DR, DPS, condutores adequados e disjuntores bem aplicados — em relação ao número de fatalidades em ambientes residenciais. Os resultados apontam crescimento na instalação de dispositivos DR (de 21% para 43,1%) e DPS (de 12% para 33,2%), indicando maior conscientização técnica. No entanto, o número de mortes por choque elétrico e incêndios segue em alta, com mais de 300 óbitos somente em 2024. A análise demonstra que, embora as soluções tecnológicas estejam mais presentes, ainda há falhas críticas na aplicação, fiscalização e cultura de segurança elétrica, especialmente nas camadas mais vulneráveis da população. Conclui-se que os acidentes elétricos em residências devem ser tratados como um problema de saúde pública, exigindo políticas integradas de regulação, educação e qualificação profissional. O estudo reforça a urgência de ações estruturantes e contínuas para consolidar a segurança elétrica como um direito fundamental nas habitações brasileiras.
1.0 – INTRODUÇÃO
Os acidentes com a eletricidade ocorrem desde que a eletricidade foi inventada, tanto é que uma publicidade negativa sobre a eletricidade foi veiculada em jornais no final do século 19 (figura 1) e mostrava que a eletricidade poderia matar pessoas e animais. A forma de evitar esses
acidentes é o que muitos buscam diariamente e não é diferente com a ABRACOPEL [1]. Fundada em 2005 por um grupo de pessoas preocupada com os acidentes cuja origem era a eletricidade, e mesmo sem saber quais eram os números reais, A Abracopel criou meios de identificar os acidentes e como eles aconteciam, há uma máxima que diz “não se pode controlar o que não se mede” e foi então que a Abracopel começou a levantar dados, com base na fonte mais fácil de se consultar, que são as notícias. Com o advento da internet e a proliferação de redes sociais, esse é ainda um caminho mais fácil de se obter informações [2]. Ao longo desses 20 anos que a Abracopel completou no ano de 2025, outras fontes estão sendo consultadas e vão sendo incluídas na nossa base de dados como forma de ampliar a confiabilidade dos dados, que certamente não são os reais, mas que têm em sua essência o detalhamento que pode nos ajudar a criar políticas de mitigação dos acidentes. Unindo esses dados, que se transformaram em documento anual, conhecido como “Anuário Estatístico Abracopel de Acidentes de Origem Elétrica”, e em pesquisas que foram realizadas em mais de 1000 residências de todas as classificações em todo o Brasil, que é intitulado de “Raio-X Abracopel das instalações elétricas Residenciais”, realizada em 2017 em sua primeira publicação e em 2025 na sua edição atual, nos dá a base para discutir, como os acidentes acontecem, as causas e consequentemente as formas de mitigar os acidentes [3]. Neste artigo traremos alguns dados de ambos os documentos e argumentos relatados pelos autores e que podem servir de base para criação de políticas públicas, novos produtos, ações de conscientização entre outras ações.
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2.0 – ACIDENTES DE ORIGEM ELÉTRICA E O CENÁRIO ATUAL
No atual cenário de crescimento dos acidentes de origem elétrica em ambientes residenciais, destaca-se a importância da observância às normas técnicas e regulamentadoras que orientam a segurança das instalações elétricas. A ABNT NBR 5410 [4] define os requisitos para o projeto e execução de instalações elétricas de baixa tensão, sendo essencial para garantir a integridade dos sistemas e a proteção contrachoques e incêndios. Já a ABNT NBR 5419 [5], [6], [7], [8] trata da proteção contra descargas atmosféricas, um fator relevante diante da elevada incidência de raios no território brasileiro, especialmente na região Centro-Oeste. Além disso, a NR 10, norma regulamentadora do Ministério do Trabalho, estabelece diretrizes para a segurança de trabalhadores que atuam com eletricidade, exigindo formação específica e medidas preventivas. A persistência de acidentes, mesmo com a existência dessas normas, revela fragilidades na aplicação, fiscalização e disseminação das boas práticas, especialmente em construções informais ou de baixa renda. Isso reforça a necessidade de políticas públicas integradas, que promovam a conformidade técnica, a qualificação profissional e a cultura de segurança elétrica em toda a sociedade.
2.1 – OS ACIDENTES DE
ORIGEM ELÉTRICA
Os acidentes de origem elétrica, são divididos em 3 macro divisões que são: Choque elétrico, descargas atmosféricas e os incêndios gerados a partir de sobrecarga e curto-circuito. Outras origens como arco-elétrico, indução eletromagnética entre outros, quando são relatados são incluídos, mas o número obtido é muito pequeno e, portanto, não será usado nesse artigo [9], [10]. Por outro lado, vamos nos ater aos acidentes que estão relacionados à ambientes residenciais como casas, apartamentos, sítios, chácaras, fazendas ou qualquer outra forma de moradia permanente. Como isso os principais serão o choque elétrico que representam 1077 acidentes com um total de 759 mortes em 2024 sendo o maior número nos últimos 5 anos (figura 2).
Esses números englobam todos os acidentes com choque elétrico apurados entre 2020 e 2024 em todos os locais. Quando avaliamos os acidentes pelo local onde ocorreram, veremos que os números de acidentes fatais em residências são 248 mortes em 295 acidentes, ou seja, quase 33% dos acidentes fatais com choque elétrico ocorrem nos ambientes residenciais (figura 3).
Figura 1 - imagem de propaganda negativa da eletricidade
Figura 2 - Acidentes com choque elétrico entre 2020 e 2025
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3 - Acidentes de origem elétrica por choque elétrico x locais de ocorrência
Com relação aos acidentes com incêndios gerados a partir de sobrecarga e/ou curto-circuito, os números são ainda maiores como mostra a figura 4. São 1186 incêndios no ano de 2024 e, como pode ser visto no gráfico dos últimos 5 anos, vem crescendo significativamente. Ainda dentro desses incêndios há perda de vidas, normalmente de crianças e adolescentes. Vale lembrar que esses dados são de incêndios em todos os ambientes.
4 - Incêndios de origem elétrica - 2020 a 2024
Se nos atermos somente aos incêndios em ambientes residenciais, veremos que esses ambientes representam 43% do total de acidentes com 510 incêndios e mais de 90% dos óbitos (46) no ano de 2024, como é possível verificar na figura 5.
5 - Incêndios de origem elétrica por local de ocorrência
E por último os dados de acidentes com descargas atmosféricas que representam um número bem menor, mas que também tem acidentes dentro dos ambientes residenciais. O ano de 2024 registrou 91 acidentes sendo que nesses acidentes 31 pessoas morreram. A figura 6 mostra a evolução dos acidentes nos últimos 5 nos.
Figura 6 - Acidentes com descargas atmosféricas - 2020 e 2024
O dado interessante é que os ambientes residenciais figuram como os de maiores locais de acidentes, onde normalmente há perdas materiais, mas em 2024 esses acidentes registraram 9 óbitos como mostra a figura 7.
Figura
Figura
Figura
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Figura 7 - acidentes por descarga atmosférica e local de ocorrência
É possível observar que o ambiente residencial, onde deveria ser o local mais seguro, tem sido um local com vários riscos. A eletricidade é responsável por 842 acidentes sendo vitimou somente no ano de 2024 mais de 300 pessoas.
2.2 – O CENÁRIO DAS INSTALAÇÕES ELÉTRICAS RESIDENCIAIS
Em 2017 a Abracopel em parceria com o Instituto Brasileiro do Cobre, divulgou o primeiro documento intitulado Raio X das instalações Elétricas. Esse documento avaliou mais de 1200 residências de várias classes em todo o Brasil. Esse documento, que pode ser acessado no portal da Abracopel, motivou a atualização no ano de 2024 / 2025. Durante o ano de 2024 foram avaliadas mais de 1000 residências em todo o território nacional e o resultado se transformou no Raio X das instalações elétricas residenciais edição 2025. Alguns desses resultados estão publicados nas figuras abaixo
Podemos observar que somente 21% das residências no Brasil, possuíam instalado o dispositivo de proteção contra fugas de corrente –DR, e que na maioria dos casos, sobretudo em ambientes residenciais, acabam atuando como proteção contra choques elétricos.
No Raio X de 2025 os dados são maiores (43,1% como podemos ver na figura 9.
Como podemos ver, a aplicação do DR mais que dobrou, mas ainda está muito aquém de um ambiente seguro, pois há muitas residências ainda sem o DR instalado. É fato que muito dessas residências são de baixa renda, mas há muitas que não tem conhecimento do benefício. O mesmo se aplica a profissionais, sobretudo os instaladores, que ignoram a função do IDR ou mesmo não instalam e ludibriam seus clientes para evitar “dores de cabeça” para ele, pois tem ciência que sua instalação elétrica não é de qualidade.
Se fizermos um paralelo entre os acidentes com choque elétrico e a ausência de DR nas casas, vamos ter um cenário que poderia ser mudado com aplicação desse dispositivo. Mas a pergunta que fica é: Como convencer os usuários e profissionais a reformarem e colocar um IDR em sua residência?
Figura 8 - Instalação do IDR ou DDR - fonte Raio X - 2017
Figura 9 - Instalação do IDR ou DDR - fonte Raio X - 2025
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Quando o assunto é Incêndio, onde na maioria dos casos há perda de patrimônio, mas em alguns há perda de vidas, o problema é ainda maior, pois as instalações elétricas brasileiras estão mal dimensionadas, como dispositivos de proteção inadequado e, para agravar, os casos de fios e cabos de má qualidade (desbitolados), que acabam gerando inúmeros acidentes dessa natureza. Os 510 incêndios ocorridos em 2024 dentro de ambientes residenciais, e o cenário que é apresentado nos Raio X 2017 e agora, demanda uma avaliação mais apurada e identificar os modelos que devemos apresentar para a sociedade.
Apesar do Raio X das instalações elétricas 2025 trazer dados de que praticamente todas as residências avaliadas possuem ao menos um disjuntor para proteção contra sobrecarga, é notável que muitos deles estão mal dimensionados para as cargas que possuem, como é o caso de 17,7% das residências que só possuem um disjuntor geral na instalação (figura 10).
10 - aplicação de dispositivo de proteção contra sobrecorrente fonte Raio X 2025
Por outro lado, o Sindicel2 em conjunto com a Qualifio3 divulgou o relatório de que cerca de 70% dos fios e cabos ensaiados, apresentam alguma não conformidade, como podemos ver da figura 11
11 -
Essas condições mostram que as instalações estão propícias a gerar incêndios a partir de sobrecargas e curtos-circuitos. Quando partimos para o dispositivo de proteção contra surtos de tensão – DPS – vamos encontrar um avança significativo, mas ainda aquém do ideal. Na pesquisa de 2017 o dispositivo aparecei em somente 12% dos imóveis (figura 13) e na pesquisa de 2025 o número subiu para 33,2% (figura 14), um amento de mais de 170%, porém é possível avaliar que somente 1/3 das residências possuem essa tecnologia instalada e assim muitas residências tem risco de sofrerem com surtos de tensão que podem danificar os equipamentos eletro-eletrônicos ou mesmo causar algum choque elétrico até fatal como mostra a figura 7 em que 9 mortes ocorreram dentro de ambientes residenciais.
Figura
Figura
dados de monitoramento da Qualifio- março 2025
Figura 12 - Aplicação de DPS - Fonte Raio X 2017
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3.0 – CONCLUSÕES
Os dados levantados pela Abracopel entre 2017 e 2025 evidenciam um avanço relevante na aplicação de tecnologias de proteção elétrica nas residências brasileiras, especialmente no que se refere à instalação de dispositivos DR (de 21% para 43,1%) e DPS (de 12% para 33,2%). Esses aumentos representam um progresso significativo na cultura de segurança elétrica, embora ainda distantes de um cenário ideal. A análise cruzada com o anuário de acidentes revela, contudo, que as ocorrências fatais por choques elétricos e incêndios seguem em crescimento, com destaque para o ano de 2024, em que mais de 840 acidentes ocorreram em ambientes residenciais, resultando em mais de 300 mortes. Isso demonstra que, apesar dos avanços tecnológicos, persistem lacunas na conscientização, fiscalização e na qualificação dos profissionais envolvidos. A baixa qualidade dos condutores — 70% com alguma não conformidade — e a má aplicação dos disjuntores (17,7% das residências com apenas um disjuntor geral) também agravam os riscos. A disseminação de tecnologias adequadas, como os dispositivos DR, DPS e disjuntores bem dimensionados, deve vir acompanhada de ações educativas, políticas públicas e incentivos à regularização das instalações. A combinação de dados estatísticos e diagnósticos técnicos torna evidente que as soluções tecnológicas são eficazes, mas precisam ser corretamente aplicadas, fiscalizadas e culturalmente absorvidas. Nesse contexto, o ambiente residencial, que deveria ser o mais seguro, ainda figura como o principal palco de tragédias evitáveis. A relevância desse cenário demanda o reconhecimento dos acidentes de origem elétrica como um problema de saúde pública, com tratamento semelhante ao dado a epidemias, dada sua recorrência, gravidade e evitabilidade.
7.0 – REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
M. B. Martinho, E. Martinho, and D. F. de Souza, “ANUÁRIO ESTATÍSTICO DE ACIDENTES DE ORIGEM ELÉTRICA 2025 - Ano base 2024,” ABRACOPEL, vol. 1, p. 108, Mar. 2025, doi: 10.29327/560614.
E. Martinho, W. A. M. Jr., and D. F. de Souza, Perception of safety with electricity (In Portuguese) Salto - SP: Abracopel, 2022.
International Copper Association Brazil; ABRACOPEL, SNAPSHOT OF BRAZILIAN RESIDENTIAL ELECTRICAL INSTALLATIONS (IN PORTUGUESE), 1 Edition. Sao Paulo, 2017.
Brazilian National Standards Organization - ABNT, “NBR 5410 – Electrical installations of buildings – Low voltage (In Portuguese),” 2008, Rio de Janeiro Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT), “NBR 5419-1 - Proteção contra descargas atmosféricas. Parte 1: Princípios gerais,” Rio de Janeiro - Brasil, 2015. Accessed: Apr. 30, 2025. [Online]. Available: https://www.normas.com.br/visualizar/abnt-nbr-nm/3492 9/abnt-nbr5419-1-protecao-contra-descargasatmosfericasparte-1-principios-gerais
Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT), “NBR 5419-2 - Proteção contra descargas atmosféricas. Parte 2: Gerenciamento de risco,” Rio de JaneiroBrasil, 2015. Accessed: May 06, 2025. [Online]. Available: https://www.normas.com.br/visualizar/abntnbr-nm/34930/abnt-nbr5419-2-protecao-contradescargas-atmosfericas-parte-2-gerenciamento-de-risco Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT), “NBR 5419-4 - Proteção contra descargas atmosféricas. Parte 4: Sistemas elétricos e eletrônicos internos na estrutura,” Rio de Janeiro - Brasil, 2015. Accessed: May 18, 2025. [Online]. Available: https://www.normas.com.br/visualizar/abnt-nbr-nm/3493 3/abnt-nbr5419-4-protecao-contra-descargasatmosfericas-parte-4-sistemas-eletricos-e-eletronicosinternos-na-estrutura
Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT), “NBR 5419-3 - Proteção contra descargas atmosféricas. Parte 3: Danos físicos a estruturas e perigos à vida,” Rio de Janeiro - Brasil, 2015. Accessed: May 11, 2025. [Online]. Available: https://www.normas.com.br/visualizar/abnt-nbr-nm/3493 1/abnt-nbr5419-3-protecao-contra-descargasatmosfericas-parte-3-danos-fisicos-a-estruturas-eperigos-a-vida
F. L. PEARL, “ELECTRIC SHOCK: PRESENTATION OF CASES AND REVIEW OF THE LITERATURE,” Archives of Surgery, vol. 27, no. 2, pp. 227–249, Aug. 6/7
Figura 13 - Aplicação de DPS - Fonte Raio X 2025
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1933, doi: 10.1001/ARCHSURG.1933.01170080003001.
[10]D. F. de Souza, W. A. Martins, E. Martinho, and H. Tatizawa, “Accidents Leading to Electrical Shocks in Brazilian Electric Power Distribution: An Analysis,” IEEE Industry Applications Magazine, pp. 2–9, 2023, doi: 10.1109/MIAS.2023.3328507.
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CRITÉRIOS PARA
CONTRATAÇÃO
DE PROJETOS DE SISTEMAS
ELÉTRICOS PREDIAIS
Breno de Assis Oliveira, MSc. Viabile Arq + Eng breno@viabile.com.br
RESUMO
A contratação de projetos de engenharia envolve uma série de critérios a serem cuidadosamente avaliados para que se garanta a viabilidade e o sucesso de empreendimentos – sem deixarem de lado a saúde e a sustentabilidade dos prestadores de serviços. O presente trabalho busca apresentar os principais aspectos a serem considerados na postura dos profissionais diante dos diversos meios de contratação.
Discute-se a assinatura de contratos de risco, contratos de aliança, os impactos financeiros da concessão de descontos, formas de precificação de projetos e ações diante de cláusulas contratuais abusivas. Tudo, sob a ótica dos profissionais que desenvolvem a engenharia de projetos –considerados, por muitos motivos, o elo mais fraco da cadeia, e sobre quem recai grandes responsabilidades pelo sucesso dos empreendimentos.
Conclui-se o trabalho com a missão de aportar conhecimento e informações valiosas para o necessário conhecimento das diferentes visões do mercado sobre cada uma das partes de uma contratação; seja o prestador de serviços uma empresa, seja ele um autônomo em seu homeoffice.
1.0 – INTRODUÇÃO
Os números envolvidos na formação de engenheiros no Brasil assustam à primeira vista. Segundo o Censo da Educação Superior 2023, o país conta com 6.574 cursos de graduação em engenharia, produção e construção, ou 14,3% do total de cursos de graduação ofertados no Brasil. Foram 794.332 alunos que concluíram seu bacharelado, estimando-se que o país pode ter recebido, em 2025, em torno de 100.000 novos engenheiros, prontos para levar seus conhecimentos técnicos para todo o país.
Esses novos profissionais passam a compor um dos grupos dos denominados atores (ou
stakeholders) da cadeia da construção civil. Boa parte desses atores iniciam suas carreiras no setor de projetos de engenharia de sistemas prediais, acreditando que empregarão toda a sua técnica, não sentindo as responsabilidades administrativas correlatas. Afinal, contratos, propostas e finanças são responsabilidades de administradores, gerentes, advogados, contadores e outros.
Em um mercado que exige uma formação holística, que ameaça o especialista com riscos cada vez maiores devido à instabilidade das relações trabalhistas, torna-se fundamental conhecer, interpretar e agir na redação e assinatura de contratos. Ler e reconhecer as entrelinhas, os meandros, os potenciais conflitos entre as partes de uma contratação é cada vez mais papel de todos, do técnico ao gerente.
O presente trabalho busca acrescentar ferramentas a este processo que, se não desejado, é fundamental para a sobrevivência dos profissionais da engenharia de sistemas prediais.
2.0 – O CONTRATO
Mais do que a formalização de uma relação profissional, o contrato é a figura jurídica levada para a economia com o intuito de assegurar expectativas legítimas dos agentes econômicos (PÁDUA, 2020). O Código Civil Brasileiro agrega ao conceito palavras como liberdade e função social do contrato. O Art. 421, por exemplo, prevê em seu caput que “a liberdade contratual será exercida nos limites da função social do contrato”. Outros termos importantes surgem nas alíneas do Art. 421 do supracitado Código despertando atenção, tais como “paridade”, “simetria” e “excepcionalidade da revisão contratual”. Busca-se, assim, a justiça contratual, atendendo ambas as partes.
3.0
– O SETOR DE PROJETOS E SUA REMUNERAÇÃO
Admite-se que a etapa de projetos e aprovações representem, em média, de 3% a 7% do orçamento de um empreendimento de construção civil. Isto 1/4
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significa que, ao preço médio de 5% do custo total de uma obra, compromete-se 100% de suas soluções, o adequado dimensionamento e especificação de sistemas e componentes e a precisão de seu orçamento. Por consequência, o custo do projeto determina o desembolso financeiro total e a definição do prazo de conclusão de um empreendimento, afetando, indiscutivelmente, o seu sucesso.
Observa-se que, dentro do percentual de 3% a 7%, o empreendedor contrata toda a inteligência, inovação e tecnologia em seu estado da arte para arquitetura, estruturas, fundações, instalações hidráulicas, elétricas, de telecomunicações, segurança patrimonial, de prevenção e combate ao incêndio, fornecimento e redes de gás, climatização e exaustão, entre outros. Considerando que, maior o empreendimento, menor o percentual investido em projetos, um empreendimento com custo estimado de R$ 1.000.000,00 reservaria um orçamento de R$ 70.000,00 para a elaboração de todos os projetos e aprovações (7%, limite superior); o empreendimento com custo estimado em R$ 20.000.000,00 contaria com um orçamento de R$ 600.000,00 em sua inteligência. Mas a realidade mostra que tais previsões para projetos são utilizadas basicamente na contratação de arquitetura, fundações e estruturas, indicando que a engenharia de sistemas prediais – não por acaso denominada normalmente como “complementares” – esforce-se cada vez mais para se encaixar neste investimento. E a palavra “encaixe” traduz bem a situação, haja vista o contratante, não raro, já entrar em contato com os engenheiros de projetos de sistemas prediais com um valor determinado. Foi observado, por exemplo, ao final da década de 2000 e início da década de 2010, um limite implícito de R$ 12,00/m² para a contratação de tudo o que não for arquitetura, estrutura e fundações para um empreendimento.
4.0 – RISCO, ALIANÇA, ABUSOS – QUANDO O CONTRATO NÃO É SÓ UM CONTRATO
Não se discute a importância da redação de um contrato claro e justo entre as partes. Porém, o mercado sempre encontra uma nova fórmula para a melhoria das relações entre contratantes e contratados. E nenhuma fórmula mostra apelo se não vem acompanhada de um nome próprio, com ares de novidade.
Os Contratos de Aliança constituem arranjos colaborativos desenvolvidos a partir do início da
década de 90, com o objetivo de permitir a implantação de projetos complexos industriais e de infraestrutura (TOLEDO, 2010). Segundo Toledo (2010), o modelo proposto pelos contratos de aliança, em regra, promove um esvaziamento voluntário da função do contrato como ferramenta de aplicação, ainda que potencial, de sanções a comportamentos culposos, justamente com o fim de não prejudicar a construção natural de uma relação cooperativa. Ross (2000), em sua revisão dos processos de contratos de aliança estabelecidos na Austrália, argumenta que nesse país o interesse em parcerias entre as partes foi introduzido no início dos anos 90 para substituir a prática de transferência de risco. Empreendedores preferiam transferir os riscos de seus empreendimentos para outros – companhias de seguro, projetistas e construtores – alimentando uma cultura conflituosa entre as partes. A solução foi a substituição desse procedimento por uma forma de contrato que incentivasse o comprometimento, o trabalho colaborativo, com uma comunicação avançada, espírito mútuo de confiança e respeito com relação ao alcance de objetivos compartilhados pelos atores de um empreendimento.
Ross (2000) defende ainda pontos importantes para o sucesso de um contrato de aliança: um planejamento estratégico detalhado para o empreendimento, com uma tarefa chave fundamental, que é o estabelecimento do custo estimado para cada tarefa a ser desenvolvida entre os atores. Essa ação essencial define o percentual de custos de cada um dos atores e, consequentemente, apresenta os possíveis ganhos de cada uma das partes (ROSS, 2000). Enfim, a aliança, ou parceria entre os atores, apresenta potencial para uma relação ganha-ganha, em um ambiente com clareza na informação, respeito entre as partes e planejamento detalhado e bem executado do empreendimento. Infelizmente, a estratégia não encontra apelo em ambientes onde as relações contratuais envolvem partes que pensam somente em seus ganhos próprios, explorando os elos fracos da cadeia de forma a auferirem lucros maiores.
Daí a observação da má-fé de contratantes que oferecem aos engenheiros de projetos de sistemas prediais os famosos “contratos de riscos”. Estes não determinam, geralmente, ganhos compartilhados, e sim, a pré-produção de grande quantidade de engenharia de projetos antes de qualquer sinalização de estabelecimento de um contrato remunerado de prestação de serviços. 2/4
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Pior ainda quando essa “oferta” aparece travestida de um contrato de aliança, por desconhecimento da teoria envolvida neste tipo de contrato ou por utilização de um termo superficialmente conhecido para driblar a desconfiança da parte a ser explorada.
Soma-se, aos expedientes anteriores, o estabelecimento de contratos que possuem cláusulas juridicamente abusivas ou, no mínimo, altamente desrespeitosas e com potencial de causar prejuízos à parte contratada. São exemplos comumente encontrados dessas práticas:
Emissão de documento fiscal antes da realização do pagamento por parte do contratante;
Prazos de pagamento de 30, 60, 90 ou até mesmo 120 dias após a emissão do documento fiscal, implicando em redução do fluxo de caixa do contratado, devido ao pagamento de impostos incidentes;
Sugestão de recebimento imediato do valor devido, sujeito ao pagamento de juros, o que implica em desconto sobre o valor total a ser recebido pelo contratado, transformando o contratante de engenharia de projetos em uma instituição financeira e o contratado em devedor;
Estabelecimento de multas e juros por atrasos sem a devida definição das faltas puníveis ou até mesmo possibilidade de defesa do contratado;
Impedimento de utilização do resultado dos serviços prestados em ações de divulgação (marketing) por parte do contratado através de cláusulas de confidencialidade sem a devida clareza;
Imposição de restrições ao contratado de prestar serviços para o mesmo setor de atuação do contratante mesmo anos depois após o término da prestação de serviços (quarentena).
É parte fundamental da atuação do engenheiro de projetos de sistemas prediais conhecer e se informar sobre a legalidade, viabilidade e o estabelecimento saudável de relações de confiança que podem estar embutidas em cláusulas contratuais.
5.0 – PRECIFICAÇÃO E DESCONTOS
Homem-hora, formato, metro quadrado?
Observa-se muitas dúvidas na hora de se precificar
um projeto. Algumas entidades, a exemplo do IMEC-MG (Instituto Mineiro de Engenharia Civil) e a AsBEA-MG (Associação dos Escritórios de Arquitetura), desenvolveram suas próprias Tabelas Referencias de preços para a prestação de serviços em Engenharia e Arquitetura. Ocorre que a não homogeneidade entre as empresas e profissionais podem tornar o uso dessas tabelas mais um ponto de perda de competitividade, haja vista que não há como comparar um escritório iniciante composto por recém-formados com uma empresa estabelecida há mais de 20 anos e mais de 100 profissionais contratados. Há que compreender que cada profissional ou empresa está em seu momento, e dessa forma respeitar o seu critério de precificação.
O autor sugere que o profissional parta de uma remuneração mínima por sua hora profissional que inclua seus custos fixos, uma previsão de seus custos variáveis, uma parcela para inovação e investimento em tecnologia e educação e a parcela prevista para o seu lucro. A esta remuneração inicial deve ser relacionado o CUB – Custo Unitário Básico de Construção – atualizado mensalmente pelos Sinduscon (Sindicato da Indústria da Construção) estaduais ou municipais, que apresenta o custo por construção do metro quadrado de diferentes tipologias de empreendimentos. Além disso, atualizar os preços no mínimo anualmente, em relação ao CUB ou ao INCC (Índice Nacional da Construção Civil), por exemplo, é fundamental para a sustentabilidade do negócio.
O engenheiro de projetos deve ainda tomar cuidado com a prática de concessão de descontos, que a princípio pode não ter efeitos importantes, mas que na verdade é bastante danosa no longo prazo. O Brasil é atualmente o país com a mais alta taxa de juros oficiais do mundo, apresentando uma taxa Selic de 14,75% ao ano (decisão do Copom de 07 de maio de 2025). Considerando-se uma inflação de 5,53% nos últimos 12 meses, obtém-se uma taxa de juros reais de 9,22% ao ano.
Considere-se, portanto, um projeto cuja remuneração foi estabelecida em R$ 100.000,00 e que, após solicitação do contratante, o contratado oferece um desconto de 10%. Logo, sua remuneração dispensa R$ 10.000,00 que, aplicados à Taxa Selic (por exemplo, em Títulos do Tesouro) renderiam, em 30 anos, o montante de R$ 90.000,00. Supondo um pequeno escritório com faturamento de R$ 500.000,00 ao ano, ou seja, 05 projetos por ano a R$ 100.000,00 cada projeto, e cada qual com o desconto de 10% em sua venda, 3/4
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ao longo de 25 anos este pequeno escritório dispensou R$ 4.557.727,38, o que renderia, em caso de uma bela aposentadoria de R$ 35.000,00 mensais.
6.0 – CONCLUSÕES
Observa-se, portanto, a importância do conhecimento sobre contratos que o engenheiro de projetos de sistemas prediais deve desenvolver. O reconhecimento de cláusulas que afetem a sustentabilidade de seu trabalho, várias vezes disfarçadas de gentilezas ou concessões, deve fazer parte da rotina do profissional, assim como a utilização da boa técnica. O presente artigo oferece insights práticos e teóricos que podem ser aplicados diretamente em contratos reais, promovendo a eficiência e a sustentabilidade do setor de projetos de engenharia em sistemas.
7.0 – REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
Censo da Educação Superior 2023 – Notas Estatísticas. Diretoria de Estatísticas Educacionais (DEED). Instituto Nacional de Estudos e Pesquisas Educacionais INEP. Brasília, DF, 2024.
BIZINOTO SOARES DE PÁDUA, F. (2020). CONTRATO: O QUE É, SUAS FUNÇÕES E COMO ENTENDÊ-LO. Revista Da Faculdade De Direito De São Bernardo Do Campo, 26(2), 19. Recuperado de https://revistas.direitosbc.br/fdsbc/article/view/1011.
Presidência da República – Casa Civil –Subchefia para Assuntos Jurídicos. LEI Nº 10.406, DE 10 DE JANEIRO DE 2002. Acesso em 23 de maio de 2025. planalto.gov.br/ccivil_03/leis/ 2002/l10406compilada.htm
TOLEDO DA SILVA, Leonardo. Contratos de aliança. Direito empresarial e ambiente cooperativo. 2014, 384 f. Tese (Doutorado) –Faculdade de Direto, Universidade de São Paulo, São Paulo.
ROSS, Jim. Introduction to Project Alliancing. Presentation to Institution of Engineers 17 August 2000. Brisbane, Australia. 17 p.
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A Aplicação das Normas Técnicas na Especificação dos DPS
Para a correta especificação dos Dispositivos de Proteção contra Surtos (DPS) é necessário seguir as normas técnicas que tratam sobre eles. Este artigo apresenta quais são essas normas e como elas devem ser utilizadas em conjunto.
1.0 – INTRODUÇÃO
A especificação dos DPS, apresentados na imagem 1, envolve vários aspectos das instalações elétricas e da proteção contra descargas atmosféricas, os principais deles constando em diferentes normas técnicas [1] [2] [3] [4] [5] [6]. Para que os DPS sejam especificados, instalados e mantidos corretamente, devem ser conhecidas as normas que tratam sobre eles, sabendo quando e como aplicá-las adequadamente. Embora as normas técnicas apresentem informações objetivas, existem pontos que necessitam interpretação, além da necessidade de harmonizar itens comuns em normas diferentes.
2.0 – AS PRINCIPAIS NORMAS TÉCNICAS
SOBRE OS DPS
O fato de diferentes normas técnicas tratarem dos dispositivos de proteção contra surtos, não significa que existam diferentes DPS para cada uma dessas normas, ou ainda conflitos entre elas. O DPS indicado na parte 3 da norma técnica ABNT NBR 5419:2015 é o mesmo que está na parte 4 dessa mesma norma, sendo também o mesmo na norma técnica ABNT NBR 5410:2004 Versão corrigida 2008. Neste caso, o que se diferencia nessas normas é o objetivo da informação que cada uma delas apresenta, seja sobre a função do DPS, sua instalação, ou os seus parâmetros. Sendo que ao final do projeto ele deverá atender a todos os requisitos existentes nas diferentes normas, quando eles forem aplicáveis.
Em geral, pode-se dizer que cabe à norma técnica ABNT NBR 5419:2015 as informações para que o DPS proteja uma edificação, incluindo suas instalações elétricas (de energia e sinal), devendo a norma técnica ABNT NBR 5410 Versão corrigida 2008 indicar como esse DPS deverá ser instalado de forma segura e eficiente. Mas para compreender melhor os diferentes aspectos da especificação dos DPS nessas duas normas, devese observar a cronologia das suas publicações, sendo a ABNT NBR 5410:2004 Versão corrigida 2008 publicada 11 anos antes da ABNT NBR 5419:2015, quando o conhecimento sobre a proteção contra surtos no Brasil era muito menor.
Além das normas de instalação, como a ABNT NBR 5410 e a ABNT NBR 5419, existe a norma técnica ABNT NBR IEC 61643-11:2021, versão corrigida em 2022, que define os requisitos e métodos de ensaio para os DPS de baixa tensão. Essa norma de produto faz parte de uma série específica de normas técnicas sobre DPS e trabalha em conjunto com as normas de instalação para garantir a segurança e eficiência dos sistemas elétricos. Enquanto as normas ABNT NBR 5410 e ABNT 5419 abordam aspectos das instalações elétricas, as normas da série ABNT NBR IEC 61643 se concentram em garantir a qualidade e segurança dos produtos DPS.
Imagem 1. Dispositivo de Proteção contra Surtos.
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3.0 – NORMA TÉCNICA ABNT NBR 5419:2015.
PROTEÇÃO CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS.
Como os DPS destinam-se a proteger instalações elétricas contra sobretensões transitórias e correntes de surto provocadas por descargas atmosféricas, sua utilização torna-se obrigatória caso seja determinado pelo Gerenciamento de Risco (GR), conforme estabelecido pela norma técnica ABNT NBR 5419:2015.
Na norma ABNT NBR 5419:2015 o DPS é definido na sua parte 1, como um dispositivo destinado a limitar as sobretensões e desviar correntes de surto, contendo pelo menos um componente não linear. O item D.6 dessa parte da norma apresenta as diferenças entre os DPS que utilizam como elementos não lineares os centelhadores, daqueles que utilizam varistores, informações que são importantes para a compreensão do funcionamento dos DPS e dos efeitos dos esforços sobre eles, causados pelas descargas atmosféricas.
Embora seja considerado um elemento de proteção das instalações elétricas, o DPS também protege a própria edificação e as pessoas em seu interior contra as correntes de uma descarga atmosférica que atinja diretamente uma edificação (fonte de danos S1) ou as linhas externas conectadas a ela (fonte de danos S3). Por isso o DPS está na parte 3 da norma ABNT NBR 5419:2015, porque o DPS classe I é o responsável pela equipotencialização principal das instalações elétricas da edificação, a ligação, por conexões indiretas do Sistema de Proteção contra Descargas Atmosféricas (SPDA) com partes condutoras da edificação normalmente energizadas, para reduzir diferenças de potencial causadas pela corrente da descarga atmosférica. Desta forma, o DPS classe I se torna um elemento do SPDA.
Além da sua função na equipotencialização principal do SPDA, a instalação do DPS é uma das Medidas de Proteção contra Surtos (MPS), indicadas na parte 4 da norma ABNT NBR 5419:2015, que formam um conjunto de medidas para proteger os sistemas internos contra os efeitos causados pelos pulsos eletromagnéticos devido às descargas atmosféricas (Lightning Electromagnetic Impulse (LEMP)). O LEMP corresponde a todos os efeitos eletromagnéticos causados pela corrente das descargas atmosféricas por meio dos acoplamentos resistivos, indutivos e capacitivos, que criam surtos e campos eletromagnéticos irradiados. O surto, contra o que
o DPS protege a instalação, é justamente o efeito transitório causado pelos LEMP, que aparece na forma de sobretensões ou sobrecorrentes transitórias.
Por isso, segundo a parte 4 da norma técnica ABNT NBR 5419:2015, para a proteção contra os efeitos de surtos conduzidos ou induzidos, sendo transmitidos para os equipamentos por meio de conexões por cabos, deve ser usada uma das MPS, consistindo em um sistema coordenado de DPS. Enquanto o roteamento de cabos e as blindagens evitam que os surtos sejam induzidos nos condutores, os DPS desviam as correntes de surto, retirando-as do circuito no ponto onde eles estejam instalados.
Para especificar corretamente os DPS de uma instalação elétrica, de energia ou sinal, é indispensável conhecer o conceito de Zonas de Proteção contra Raios (ZPR), item 4.3 da parte 4 da norma técnica ABNT NBR 5419:2015, que define o ambiente eletromagnético causado pelas descargas atmosféricas. A eficácia de um DPS depende do local onde ele será instalado. Ao contrário dos fusíveis e disjuntores, que atuam em série, com a corrente elétrica passando por eles, se os DPS não estiverem instalados no local correto, eles não serão submetidos às sobretensões e, consequentemente, não desviarão as correntes de surto como esperado, comprometendo a proteção da instalação elétrica.
A divisão do DPS em três classes, ou tipos, decorre justamente do conceito de ZPR, que são divididas incialmente em: ZPR0A, ZPR0B, ZPR1, ZPR2 e ZPR3, podendo ser criadas ZPR adicionais em situações muito específicas. Desta forma, a relação entre a classe do DPS e o seu posicionamento na edificação é a seguinte:
Tabela 1. Posicionamento do DPS em função da sua classe.
Classe do DPSPosição
I ZPR0B→ZPR1
II ZPR1→ZPR2
III ZPR2→ZPR3
Sem a correta compreensão do conceito de ZPR será difícil posicionar adequadamente os DPS nos locais apropriados, sendo por esse motivo que a planta da instalação é tão importante quanto o próprio diagrama unifilar. Por isso, é necessário que o projeto de Proteção contra Descargas Atmosféricas (PDA) seja desenvolvido simultaneamente ao projeto civil da edificação, 2/6
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considerando os pontos em que os cabos, de energia e sinal, entrem ou saiam da edificação, ou de um de seus ambientes, correspondendo um ambiente a uma ZPR.
Dessa forma, para uma satisfatória especificação dos DPS é necessário estudar a parte 4 da norma técnica ABNT NBR 5419:2015, incluindo seu anexo C, sobre a seleção e instalação de um sistema coordenado de DPS, e o anexo D, que trata dos fatores que devem ser considerados na seleção de DPS.
No anexo C são apresentadas:
1) A seleção do DPS considerando o seu nível de tensão de proteção;
2) A seleção do DPS considerando a localização e a corrente da descarga atmosférica;
3) Como deve ser feita a instalação de um sistema coordenado de DPS.
No anexo D são apresentados os fatores a considerar na seleção dos DPS, fundamental para a especificação dos principais parâmetros desses dispositivos.
4.0 – NORMA TÉCNICA ABNT NBR 5410:2004 VERSÃO CORRIGIDA 2008. INSTALAÇÕES ELÉTRICAS EM BAIXA TENSÃO.
A norma técnica ABNT NBR 5410:2004 Versão corrigida 2008 apresenta as prescrições necessárias para a instalação dos DPS de energia ou sinal. Nela estão os principais critérios para que os DPS estejam integrados à instalação elétrica nas seguintes condições:
1) Se mantendo em repouso na ausência de sobretensões transitórias, quando sua atuação não é necessária;
2) Entrando em operação na ocorrência de um surto de tensão ou corrente;
3) Retornando ao seu estado inicial quando a tensão em seus terminais regressa ao valor considerado razoável;
4) Sendo retirado do circuito de forma segura quando assim for necessário.
Essa norma estabelece os critérios para a definição de parâmetros importantes para o DPS, como a tensão máxima contínua de operação (Uc), e o nível de Proteção (Up). Em relação ao Up dos DPS, deve ser estudada a tabela 31 dessa norma, que apresenta a suportabilidade a impulso exigível dos componentes da instalação, parâmetro muito importante para a proteção contra surtos, que deve ser estudado através da compreensão dessa
tabela em conjunto com o anexo E, da mesma norma, sobre as categorias de suportabilidade a impulsos (categorias de sobretensões ou, ainda, níveis de proteção contra surtos) [7].
Um aspecto importante sobre os DPS está no item 5.4 dessa norma, que diferencia as sobretensões entre temporárias e transitórias. Todo profissional que especifica um DPS deve saber que esse dispositivo protege a instalação contra as sobretensões transitórias mas não contra as sobretensões temporárias, que podem ser nocivas para os DPS, conforme a nota 5.4.1.2, que informa: Na seleção dos dispositivos de proteção contra surtos (DPS), o exame da máxima tensão de operação contínua a que eles estarão sujeitos, no ponto previsto para sua instalação, deve levar em conta a probabilidade de sobretensões temporárias no ponto em questão e sua magnitude. Ver 6.3.5.2.4-b (Seleção do DPS).
Segundo a norma ABNT NBR 5410:2004 Versão corrigida 2008, os DPS devem atender à IEC 61643-1 (Atualmente ABNT NBR IEC 61643:11-2021 Versão corrigida 2022) e ser selecionados com base nos seguintes parâmetros mínimos: Nível de Proteção (Up), Máxima Tensão de Operação Contínua (Uc), suportabilidade a sobretensões temporárias, corrente nominal de descarga (IN e/ou corrente de impulso IIMP) e suportabilidade à corrente de curto-circuito. Além disso, essa norma orienta que quando utilizados em mais de um ponto da instalação (em cascata), os DPS devem ser selecionados levando-se em conta também sua coordenação.
A norma técnica ABNT NBR 5410:2004 Versão corrigida 2008 também trata da localização do DPS, mas de uma perspectiva da instalação elétrica (Diagrama unifilar), e não da posição dele dentro da edificação (ZPR). Nesse caso cabe observar que o conceito de ZPR deve prevalecer, pois ele fornece ferramentas mais eficientes para assegurar a eficácia da atuação dos DPS.
Complementando as orientações sobre os DPS, um ponto essencial para a segurança da instalação elétrica como um todo está no item 6.3.5.2.5, sobre falhas do DPS e proteção contra sobrecorrentes. Segundo ele, a possibilidade de falha interna no DPS, fazendo com que ele entre em curto-circuito, impõe a necessidade de um dispositivo de proteção contra sobrecorrentes, para eliminar tal curto-circuito. Por isso, a norma apresenta na sequência as alíneas a), b) e c), com os cuidados a serem observados com vista ao risco de falha do DPS, bem como as alternativas de arranjos que permitem, na hipótese de falha do DPS, priorizar a 3/6
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continuidade do serviço ou a continuidade da proteção.
Ainda sobre a instalação dos DPS, é muito importante estudar os itens:
1) 6.3.5.2.2 sobre a instalação dos DPS no ponto de entrada ou no quadro de distribuição principal;
2) 6.3.5.2.3, sobre a conexão dos DPS em pontos ao longo da instalação, para orientação
sobre a necessidade ou não da utilização de um DPS para o neutro, e caso necessário como fazê-lo em relação aos esquemas de aterramento TN, TT e IT.
5.0 – ABNT NBR IEC 61643-11:2021 VERSÃO CORRIGIDA:2022 DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO CONTRA SURTOS DE BAIXA TENSÃO PARTE 11: DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO CONTRA SURTOS CONECTADOS AOS SISTEMAS DE BAIXA TENSÃOREQUISITOS E MÉTODOS DE ENSAIO.
Esta parte da série ABNT NBR IEC 61643 descreve os ensaios de segurança e desempenho dos DPS, existindo três classes de ensaios, conforme mostrado na imagem 2:
1) Ensaios de Classe I, destinados a simular as correntes conduzidas parciais de descargas atmosféricas conduzidas. Os DPS submetidos aos métodos de ensaio de Classe I são geralmente recomendados para os locais de alta exposição, por exemplo, na entrada das linhas nas edificações protegidas pelos sistemas de proteção contra as descargas atmosféricas.
2) Ensaios de Classe II ou III correspondentes às durações de impulsos mais curtos.
Esses ensaios de DPS são, na medida do possível, realizados de acordo com o princípio da “caixa preta”.
Segundo o seu escopo, esta parte da série de normas ABNT NBR IEC 61643 se destina aos dispositivos de proteção contra os efeitos diretos e indiretos das descargas atmosféricas ou contra as sobretensões transitórias, projetados para serem conectados aos circuitos de corrente alternada em
50/60 Hz e aos equipamentos de tensão nominal até 1000 V eficazes, contendo ao menos um componente não linear, sendo utilizados para limitar os surtos de tensão e escoar as correntes de surto. Ela define características de desempenho, métodos normalizados de ensaio e valores nominais aplicáveis.
Imagem 2. Ensaios de laboratório em DPS.
Por ser uma norma NBR IEC, tradução literal da sua equivalente da International Electrotechnical Commission (IEC), os ensaios em DPS seguindo a norma técnica ABNT NBR IEC 61643-11 podem ser aceitos em todos os países que seguem as normas IEC [8].
Enquanto a norma técnica ABNT IEC 61643-11 seja de maior interesse para fabricantes de DPS ou para quem forneça equipamentos ou sistemas dos quais eles fazem parte, projetistas de instalações elétricas devem conhecer outras partes, já publicadas pela ABNT ou na versão original da IEC, como, por exemplo:
1) ABNT NBR IEC 61643-32:2022 Dispositivos de proteção contra surtos de baixa tensão Parte 32: DPS conectado no lado corrente contínua das instalações fotovoltaicas - Princípios de seleção e aplicação [9]: Que descreve os princípios de seleção, instalação e coordenação dos DPS destinados à utilização em sistemas fotovoltaicos (FV) até uma tensão máxima de 1500 V em corrente contínua e no lado de corrente alternada, em um sistema fotovoltaico com tensão nominal máxima de 1000 V em valor eficaz, com frequência de 50 Hz/60 Hz.
2) IEC 61643-12:2020 Low-voltage surge protective devices - Part 12: Surge protective devices connected to low-voltage power systemsSelection and application principles [10]: Essa norma, que está sendo trabalhada para uma versão ABNT NBR IEC, descreve os princípios para a seleção, operação, localização e coordenação de DPS a serem conectados a circuitos de alimentação CA de 50/60 Hz e equipamentos com potência nominal de até 1.000 V RMS. Esses dispositivos contêm pelo menos um componente não linear e destinam-se a limitar tensões de surto e desviar correntes de surto. Ela complementa as normas técnicas ABNT NBR 5410 e ABNT NBR 5419, podendo ser considerada um guia para aplicação dos DPS.
É importante observar que essa norma trata exclusivamente de DPS e não de componentes de 4/6
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proteção contra surtos, como centelhadores, varistores e diodos, integrados em equipamentos.
6.0 – NORMAS COMPLEMENTARES
Além das normas já citadas, existem normas de instalação derivadas da norma técnica ABNT NBR 5410, sobre temas específicos, que também tratam dos DPS.
A norma técnica ABNT NBR 16690:2019 [11], trata dos requisitos de projeto das instalações elétricas de arranjos fotovoltaicos, apresentando no seu item 6.3.5 orientações de caráter geral sobre os DPS, mas exclusivas para a especificação desses dispositivos para o lado de corrente contínua da instalação, informando que qualquer DPS instalado deve estar em conformidade com as determinações da norma técnica ABNT NBR IEC 61643-31. Embora essa norma informe que os seus requisitos, em relação aos DPS, substituem aqueles apresentados na norma técnica ABNT NBR 5410:2004 Versão corrigida 2008, ainda sim é necessário trabalhar em conjunto as normas ABNT NBR 16690, ABNT NBR 5410 e ABNT NBR 5419 para a proteção contra surtos de um Sistema de Geração Solar Fotovoltaica (SFV).
Ainda para os projetos de SFV é importante conhecer o relatório técnico da IEC, IEC TR 63227:2020 [12], que trata da proteção de sistemas de alimentação de energia fotovoltaica contra os efeitos nocivos de descargas atmosféricas e surtos de tensão de origem atmosférica. Caso seja necessária, segundo o GR feito conforme a norma técnica ABNT NBR 5419, a instalação de PDA, incluindo as MPS, essa norma apresenta os requisitos e medidas para manter a segurança, funcionalidade e disponibilidade dos sistemas de alimentação de energia fotovoltaica, orientando principalmente sobre a compatibilização dos componentes do SPDA com os das MPS, principalmente os DPS, mostrado na imagem 3. Atualmente a comissão de estudos da ABNT responsável por elaborar as normas de proteção contra descargas atmosféricas, trabalha em uma norma sobre a proteção contra descargas atmosféricas para SFV, com o objetivo de orientar os profissionais da área elétrica sobre esse tema. Em relação às normas complementares, vale mencionar a norma técnica ABNT NBR 17019:2022 [13] sobre a alimentação de veículos elétricos, que indica a necessidade da proteção contra sobretensões transitórias mas sequer cita os DPS, ao contrário dos dispositivos DR, por exemplo, que aparecem nessa norma. Tal fato enfatiza então a necessidade do projetista de uma estação de
carregamento veicular utilizar em seus projetos as normas técnicas ABNT NBR 5410, ABNT NBR 5419 e ABNT NBR IEC 61643-11.
7.0 – CONCLUSÕES
Os DPS são fundamentais para a proteção contra os efeitos diretos e indiretos das descargas atmosféricas e dos chaveamentos elétricos. Eles fazem parte das MPS, sendo um componente de segurança de uma instalação elétrica.
Embora o artigo apresente os DPS no contexto das normas técnicas, não cabe a elas ensinarem um profissional sobre como especificá-los, instalálos e mantê-los. Elas servem para apresentar os requisitos mínimos de segurança e desempenho sobre um produto ou sistema. Por isso, para especificar corretamente os DPS é necessário estudá-los, através de livros, artigos técnicos, catálogos de fabricantes, cursos e palestras [14], para complementar esse conhecimento com os requisitos apresentados nas normas técnicas de instalação e, quando necessário, de produto.
Mas é fundamental que se compreenda, que embora o conhecimento específico sobre os DPS seja necessário, ele não é suficiente, devendo o profissional da área elétrica conhecer as normas técnicas como um todo, já que instalação de um DPS não é um fim em si mesmo, mas sim um meio de proteger a instalação elétrica, sobre a qual é necessário que se tenha um profundo conhecimento.
8.0 – REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
1] Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT). ABNT NBR 5419-1:2015 Proteção contra descargas atmosféricas Parte 1: Princípios gerais.
2] Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT). ABNT NBR 5419-2:2015 Versão Corrigida:
Imagem 3. DPS FV CC
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2018 Proteção contra descargas atmosféricas Parte 2: Gerenciamento de risco.
3] Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT). ABNT NBR 5419-3:2015 Versão Corrigida: 2018 Proteção contra descargas atmosféricas Parte 3: Danos físicos a estruturas e perigos à vida.
4] Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT). ABNT NBR 5419-4:2015 Versão Corrigida 2018 Parte 4: Sistemas elétricos e eletrônicos internos na estrutura.
5] Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT). ABNT NBR 5410:2004 Versão Corrigida 2008: Instalações elétricas de baixa tensão.
6] Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT). ABNT NBR IEC 61643-11:2021 Versão Corrigida:2022 Dispositivos de proteção contra surtos de baixa tensão Parte 11: Dispositivos de proteção contra surtos conectados aos sistemas de baixa tensão - Requisitos e métodos de ensaio.
7] Santos, Sergio Roberto; Busse, Cleiton; Pimentel, Laís Venâncio. A importância da suportabilidade a surtos para as instalações elétricas. Anais da Eletrotec EMPower. São Paulo, São Paulo. Agosto de 2024.
8] Santos, Sergio Roberto Silva. A aplicabilidade no Brasil de normas técnicas internacionais. Universidade Abracopel. Disponível no endereço: < https://abracopel.org/download/a-aplicabilidade-nobrasil-de-normas-tecnicas-internacionais/? doing_wp_cron=1748044293.44179892539978027 34375>. Acesso em 23/05/2025.
9] Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT). ABNT NBR IEC 61643-32:2022 Dispositivos de proteção contra surtos de baixa tensão Parte 32: DPS conectado no lado corrente contínua das instalações fotovoltaicas - Princípios de seleção e aplicação.
10] International Electrotechnical Commission (IEC). IEC 61643-12:2020 Low-voltage surge protective devices - Part 12: Surge protective devices connected to low-voltage power systemsSelection and application principles.
11] Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT). ABNT NBR 16690:2019 Instalações elétricas de arranjos fotovoltaicos - Requisitos de projeto.
12] International Electrotechnical Commission (IEC). IEC TR 63227:2020 Lightning and surge voltage protection for photovoltaic (PV) power supply systems.
13] Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT). ABNT NBR 17019:2022 Instalações elétricas de baixa tensão - Requisitos para
instalações em locais especiais - Alimentação de veículos elétricos.
14] Santos, Sergio Roberto. Tecnologias de dispositivos de proteção contra surtos. Revista Eletricidade Moderna Nº568. Novembro/Dezembro de 2022. Pg. 24-26.
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EXECUÇÃO DE SISTEMAS DE ATERRAMENTO E PROTEÇÃO CONTRA RAIOS UTILIZANDO AS ARMADURAS DO CONCRETO ARMADO, COM ANÁLISE DE CASOS
Engº Galeno Lemos Gomes
Galeno Gomes Engenharia Consultoria
Projeto e Treinamento aterramento@galenoengenharia.com.br
RESUMO
Sistemas de aterramento e proteção contra raios utilizando as ferragens do concreto armado por ser uma metodologia técnica eficiente, durável e economicamente muito vantajosa e tendo sido observado sua pouca utilização em nível nacional, nos motivamos a apresentar a experiencia adquirida nas aplicações da mesma em diversas instalações, tais como Usina de Geração de Energia Elétrica a Biogás, Data Centers, Abrigos Ferroviário s,, Hangares Aeronáuticos, Prédios Industriais entre outros, com o principal objetivo de implementar a aplicação desta tecnologia em um maior número de instalações futuras e mesmo nas atuais.
SISTEMA DE ATERRAMENTO UFER
A primeira utilização conhecida das ferragens das armaduras do concreto armado no aterramento data da Segunda Guerra Mundial, mais precisamente em 1941, em um sistema idealizado pelo engenheiro Herbert Gustav Ufer para os depósitos de bombas da base aérea Davis-Monthan em Tucson no Arizona, EUA. Pois os sistemas de aterramento convencionais não funcionaram bem neste local , visto ser um terreno desértico com pouquíssimas chuvas E tendo em consequência condições extremamente secas do solo o que exigia a instalação de centenas de hastes e diversos metros de condutores convenientemente posicionados visando a obtenção de uma baixa resistência de aterramento Sendo que o objetivo destes sistemas
eram o de proteger os referidos depósitos contra as descargas atmosféricas (raios) e a eletricidade estática, esta última causada pelos ventos e tempestades de areia. Anos mais tarde Herbert Gustav Ufer voltou a inspecionar essas instalações e concluiu que eletrodos de aterramento utilizando as armaduras do concreto das fundações promoviam um menor e mais consistente valor da resistência de aterramento que as próprias hastes e condutores de cobre, especialmente naquelas regiões cujo solo possuía valores de resistividade muito alta. Devido a esta antiga utilização do uso das armaduras e/ou condutores e hastes inseridos nas fundações e baldrames de concreto ficou sendo conhecido mundialmente pela denominação de aterramento “UFER” .
Com base no exposto, a União Alemã das Centrais Elétricas desde 1965 possui diretrizes para a utilização das armaduras das fundações como eletrodos de aterramento. Em 1979 foi publicada a norma Alemã (caderno 35 da VDE) sobre a inclusão do sistema de aterramento nas fundações dos edifícios residenciais. Em 2007 as normas Alemãs sobre o assunto foram atualizadas, A análise da norma DIN 18014:2007 e as exigências adicionais da VDE 0185-305 nos leva a condição básica de termos que instalar no caso das instalaçõ0es alemãs, um eletrodo de aterramento com elevada vida útil junto com as ferragens das arm aduras das fundações e baldrames, aspecto este que difere das ABNT NBR 5410 e 5419 atuais, que admitem e mesmo sugerem preferencialmente o uso da próprias armaduras do concreto armado, Cabe
observar ainda que em fins da década de 70, as recomendações americanas incluíram sistemas de aterramento com condutores embutidos em concreto, sendo que em 1978 o “National Electrical Safety Code” (ANSI-C2)-NEC incluiu pela primeira vez especificações para eletrodos de aterramento embutidos nas fundações. Também o “Green Book” (ANSI/IEEE Standard 142-1982), que trata especificamente de aterramento, ressalta em várias seções as vantagens de se utilizarem as armaduras do concreto das fundações como eletrodos de aterramento. Podemos então dizer que os aterramentos utilizando as armaduras das fundações como eletrodos de aterramento, e a proteção contra descargas atmosféricas pelo método gaiola de Faraday utilizando as estruturas metálicas (telhas e/ou seus suportes metálicos) e as armaduras do concreto, são prática mundialmente consagradas há aproximadamente 80 anos. Isso foi inclusive reconhecido por importantes normas e recomendações publicadas ao longo desse período, como as normas brasileiras NBR 5419 e NBR 5410, a norma internacional IEC 61024-1-2 e os documentos estrangeiros ASE 4022, ANSI/IEEE std.142, BS 6651, entre outros.
As vantagens, descritas não só nas publicações mencionadas mas também as que serão resumidas no presente trabalho, deverão encorajar cada vez mais essa prática, tanto em edificações novas quanto nas já existentes, pois são economicas, devido a utilizarem materiais já existentes, muito eficientes, pois o concreto das fundações e baldrames oferecem menor condutividade do que a maioria dos tipos de solo e mais duráveis, pois os eletrodos de aterramento estão protegidos contra a corrosão bem como dos danos mecânicos. Além disso se considerarmos que a quantidade de condutores de ferro constituintes das armações ser muitas vezes maior do que a quantidade normalmente utilizadas de condutores de cobre, não há como não as utilizar como aterramento.
Vantagens da utilização das armaduras do concreto das fundações e dos baldrames:
Uma vez que o concreto sob o nível do solo mantém sempre um certo grau de umidade, seu valor de resistividade é baixo, geralmente muito menor do que o valor da resistividade do próprio solo onde está sendo construída a edificação ou estrutura. Os valores típicos do concreto nessas condições variam de 30 a 500 m.
O uso das ferragens das fundações e baldrames também diminui as variações de tensão durante a
dissipação das correntes associadas às descargas atmosféricas para o solo, com conseqüente diminuição das diferenças de potencial de passo e de toque, além de não só reduzir drasticamente o valor da ressistência de aterramento, mas também tornar este valor mais constante. Também facilita muito o cumprimento dos preceitos de eqüipotencialização das instalações elétricas (freqüência industrial), em concordância com a ABNT NBR 5410 e mesmo com a ABNT NBR 5419, apezar de para os raios não equalizar como como gostariamos, devido as diversas e especialmente das altas frequencias que compoem o espectro de frequencias representativo dos mesmos (de CC até 10Mhz, as que tem efeitos significativos sobre os sistemas de aterramento, mas contribuem de certa forma para diminuir as diferenças de potencial. Certos conceitos deixam de existir, tais como: Pontos de seccionamento para medição do valor da resistência de aterrmanto; Execução de aterramentos independentes
Utilização de ferros adicionais
Uma das diferenças fundamentais entre a norma alemã ( DIN 18014:2007) com a norma brasileira ABNT NBR 5419:2015 está em que a DIN 18014 exige incondicionalmente uma fita ou uma barra redonda de aço exclusiva embutida no concreto e interligada as demais barras de ferro da armadura do eletrodo de aterramento de fundação.
Nos nosso projetos temos utilizados barras redondas de aço CA 50 interligadas por solda elétrica as demais ferragens da armadura, posicionadas sempre na periferia externa dos pilares, nunca na parte central dos mesmos
Em alguns casos temos também utilizado condutores de cobre de 50mm² de seção transversal, Figura 1, pois o cobre instalado internamente ao concreto possue um potencial muito próximo ao do aço, minimizando assim a um nível aceitável a eventual corrosão eletrolítica, considerando-se inclusive nesta equação o volume de aço presente nas fundações e baldrames
Figura 1 - Conexão exotérmica de cabo de cobre de 50mm² com as armaduras do baldrame utilizado como eletrodo de aterramento
Pilares, vigas e lajes
A efetividade na utilização das armaduras das fundações e baldrames como sistema de aterramento, tornou lógico e natural a utilização das armaduras dos pilares, vigas e lajes, bem como de outros elementos metálicos pertencentes às edificações como elementos formadores de uma Gaiola de Faraday visando a proteção contra as descargas atmosféricas (raios).
Com o uso das ferragens das armações destes elementos, a a consequente divisão da corrente dos raios por diversos caminhos de descida até o sistema de aterramento, os campos eletromagnéticos internos à edificação são diminuidos reduzindo-se portanto as forças eletromotrizes induzidas nos circuitos ali existentes, e. em conseqüência, as interferências prejudiciais às pessoas e equipamentos eletrônicos sensíveis, como os de tecnologia da informação (ETIs).
Contribuindo ainda mais para esta redução dos efeitos eletromagnéticos internamente à edificação se soma-se o fato da redução da velocidade de propagação das correntes aperiódicas dos raios quando se deslocam internamente no concreto.
Além destes fatos favoráveis, o valor da impedância das descidas sendo feitas pelas armaduras de inumeros pilares, fica devido a esta divisão, bastante reduzido
Cuidados e restrições
Como premissa básica inicial para se utilizarem as armaduras do concreto para os fins citados, deve -se garantir a continuidade elétrica entre os pontos extremos da armadura, de modo que possa ser comprovado por meio de medições com instrumento adequado, nomalmente o microhmímetro microprocessado, com ligação Kelvin (esquema de quatro fios, dois para injeção de corrente e dois para medir a diferença de potencial), para efetuar as
medições das resistência de contato, o aparelho de medição deve fornecer uma corrente cujo valor esteja entre 1 A e 10 A com frequência diferente de 60 Hz e seua multiplos, normalmente é usado corrente continua, na Figura 3 exemplo de um destes aparelhos usados nas medições de continuidade eletrica das armadurtas Não é permitido o uso de multímetros na função de ohmímetro Os valores máximos permissíveis, conforme Anexo F da ABNT NBR 5419-3:2015 são de 1 Ω, quando se verifica a continuiidade elétrica de cada um dos pilares que serão utilizados como descidas naturl, e todos os pilares devem ser verificados O valor máximo quando são feitas as verificações finais em um sistema de proteção contra descargas atmosféricas que estejam utilizando componentes naturais nas descidas, deve ser menor o no máximo igual a 0,2 Ω As medições devem ser executadas entre as partes mais altas da edificação, entre o subsistema de captação e o subsistema de aterramento, preferencialmente na barra de equalização principal (BEP). Medições cruzadas devem também serem feitas, entre a parte superior de um pilar contra parte inferior de um outro pilar visando verificar as interligações entre os mesmos. Para a verificação de descontinuidades nas armaduras deverão também serem executadas medições em trechos intermediários das mesmas.
Figura 3 - Microhmímetro digital microprocessado com ligação Kelvin, que foi utilizado nas medições de continuidade elétrica das armaduras, modelo MPK 254 da Megabrás.
Observação restritiva importante , as armaduras utilizadas como descidas naturais tanto na sua parte superior como na inferior não podem sob hipótese nenhuma estar expostas em contato direto com o solo na parte inferior e ao ar livre na parte superior, na cobertura ou no beiral da edificação, como temos encontrado na prática em diversos casos, Figura 4 é um exemplo desta exposição indevida na parte inferior.
Figura 2-Baldrame da Figura 3 sendo executado
Figura 4 – Armadura em contato indevido com o solo, para ser conectado também indevidamente com condutor de cobre do aterramento , Devemos observar e não permitir a formação de pares galvânicos, nas extremidades das armaduras visando evitar corrosão
Sistemas de aterramento complementares
Em certos casos específicos, em conformidade com o projetista, o sistema de aterramento pelas fundações pode ser complementado por um sistemas de aterramento com configuração em anel, ao redor da edificação, ou diversas radiais ou em comumente chamada de “pé de galinha” em pontos estratégicos.
Interligação entre sistemas de aterramento complementar e aterramento pelas fundações
As interligações dos sistemas de aterramento complementares com as armaduras, devem ser executadas com vergalhões de cobre maciço de seção transversal igual a seção utilizada nestes sistemas complementares e nunca com condutores de aterramento encordoados, por exemplo quando o sistema de aterramento projetado tiver uma seção de 50 mm² o condutor circular teria uma formação (encordoamento) executado com 7 fios de 3mm de diâmetro cada (ABNT NBR 6524), que se fosse utilizado para a citada interligação iria permitir a entrada de umidade no pilar, causando corrosão nas armaduras A interligação deverá ser executa por solda elétrica com eletrodo especifico para soldar cobre com o aço.
Proteção das armaduras expostas durante a execução
O recobrimento (proteção) das armaduras expostas durante a instalação deve ser feito com concreto de no mínimo 25mm de espessura.
Minimizar a impedância dos aterramento complementares
Com o objetivo de minimizar a impedância dos sistemas de aterramento complementares, utilizamos em todos os casos executados fitas de cobre de igual seção transversal dos condutores de seção circular.
Soldas nas armaduras
Quando for necessário para garantir a continuidade, executar soldas entre as armaduras, as mesmas devem ser feitas com solda elétrica com cordão duplo de no mínimo 3 mm de diâmetro e 50 mm de comprimento
Cabe alertar que não pode ser utilizada solda exotérmica dos ferros componentes da construção estrutural das armaduras.
Restrições quanto a substituição do condutor de proteção (PE) por armaduras (ou outro componente metálico condutor) e circulação de corrente de curto-circuito
Quando utilizadas para fins de equalização e/ou aterramento em instalações de baixa tensão, as armaduras do concreto não podem sob hipótese nenhuma substituir os condutores de proteção (PE) como em certos caso s, erroneamente tem sido sugerido e executado.
Não se permite a circulação de correntes de defeito (curto-circuito) pelas armaduras, pois causam danos às ferragens das armaduras e ao concreto.
Estruturas pré-moldadas
Em estruturas pré-moldadas, as armaduras podem e devem também serem utilizadas como descidas naturais interligadas às figas formando tanto quanto possível uma Gaiola de Faraday e as armaduras das fundações e baldrames como aterramento, desde que tomados os seguintes cuidados:
• Prever essa utilização, já no projeto das estruturas, possibilitando, assim que sejam deixadas placas específicas ou condutores de cobre acessíveis para as devidas interligações entre os pilares e vigas após a montagem, Figuras 5, 6, 7 e 8. Estas interligações devem preferencialmente ser feitas com solda exotérmica
Figura 5- Pilar do pré-moldado ainda no fabricante, enorme quantidade de ferros
Figura 6- Ferros e placa que serão interligadas as armaduras do pilar deixando as placas expostas para execução das interligações e formação da Gaiola de Faraday
Figura 7- Placas para as conexões pilares vigas, para formação da Gaiola de Faraday
Figura 8- Interligações executadas com solda exotérmica entre as vigas e os pilares para garantir a continuidade elétrica e formar a Gaiola de Faraday
• Durante a montagem das estruturas prémoldadas, providenciar as necessárias interligações das armaduras das fundações (cálices) com as armaduras das vigas prémoldadas (placas ou cabos de cobre citados)de modo a garantir a continuidade elétrica entre captores, descidas naturais pelas vigas e o aterramento pelas fundações (cálices), Figura 9 Este ponto é de extrema importância, e que no entanto costuma ser posto em segundo plano ou mesmo esquecido, interrompendo desastrosamente a desejada e necessária continuidade elétrica entre subsistema de captação e o subsistema de aterramento pelas fundações e baldrames.
Figura 9 – Armaduras das fundações (cálices) preparadas para as interligações com os pilares
• No caso das estruturas pré-moldadas, o próprio processo de fabricação exige que as barras de aço sejam muito bem amarradas, o que garante uma continuidade elétrica com um valor de resistência elétrica de contato geralmente muito baixa, da ordem de dezenas de mΩ
• Por fim cabe ressaltar que normalmente não é permitido por quase todas as normas de diversos países inclusive a IEC a utilização das armaduras pré-moldadas protendidas como componentes do sistema de proteção contra descargas atmosféricas. Podem existir exceções, desde que estudadas e resolvidas em conjunto com o fabricante dos pré-moldados. A norma Inglesa é uma das exceções que permite a passagem da corrente dos raios, desde que o fabricante tenha estudado, concordado e que tenha executado antes da fusão do concreto uma interligação entre os vários cabos de aço da peça protendida e tenha inclusive deixado um “rabicho” para interligação com as outras peças ou mesmo com o subsistema de captação
Estudo de casos
Os conceitos descritos, foram aplicados em diversas na execuções, tais como nas seguintes:
1-Usina de Geração de Energia Elétrica a Biogás de aterro sanitário de 20 MW de potência
Os parágrafos anteriores basicamente descrevem as etapas de construção aplicadas em todos os caos e as Figuras 6, 7, 8, 9 e 10 deixam claro os conceitos explicitados , ou seja o aterramento pelas fundações e baldrames, e a utilização das armações dos pilares, vigas e lajes para a formação da Gaiola de Faraday destinada a proteção contra descargas atmosféricas, com todas as vantagens anteriormente citadas
24 grupos geradores de 925 kW cada, Figura 10, com um sistema de controle eletrônico ajusta automaticamente a relação ar-combustível de acordo com a composição do metano. Todos que além dos condutores de proteção (PE) individuais, possuem as seus invólucros metálicos interligados nas ferragens das suas respectivas bases como pode ser visto nas Figuras 10 e 11
Figura 10-Geradores de 925 kW cada a gás da Usina citada, com os invólucros metálicos interligados às armaduras de suas fundações
Figura 11- Geradores de 925 kW cada a gás da Usina termoelétrica, com as carcaças metálicas interligadas nas ferragens e na malha complementar de 95mm²
Praticamente todas as principais etapas da s instalações de aterramento pelas fundações e do Sistema de Proteção Contra Descargas Atmosféricas através da Gaiola de Faraday, foram explicitadas nos parágrafos anteriores. Cabendo observar ainda que na presente instalação foi projetado e implantada uma malha de média tensão, também interligada as armaduras das fundações e telas Telcom ,com o objetivo de controlar ainda mais os potencias de toque e passo internamente a mesma
Etapa de finalização da construção da Usina pode ser vista na Figura 12. Observa-se que também foram tomados cuidados especiais quanto aos canalizações metálicas de escape dos geradores, quanto à minimizar a possibilidade de se atingidos por raio, que as correntes sejam em sua maior parcel dissipadas para terra antes de adentrar na edificação, além de cabos captores terem sido instalados sobre as citados escapes dos geradores
com o objetivo de diminuir a possibilidade de que os mesmos fossem atingidos diretamente por raio.
12- Usina em sua fase final de construção
Medições de verificação da continuidade elétrica
Foram executadas medições de verificação da continuidade elétrica dos pilares e da Gaiola de Faraday após sua executada, obtendo -se nos dois casos valores menores que 1 Ω e 0,2Ω respectivamente, em consonância com o Anexo F da ABNT NBR 5419-3:2015
A título de exemplo estão os valores medidos conforme a metodologia a seguir descrita :
Tomou-se como referência o ponto de acesso 8 indicado na Figura 13
Figura 13 – Vista superior esquemática dos pilares da Usina sob medição
Sendo:
Pontos accessíveis nos pilares sob medição vide
Figura 14
MP Microhomímetro MPK 254 da Megabrás utilizado nas medições de continuidade elétrica
Barra de aterramento
Interligação entre as diversas estruturas prémoldadas, tais como pilares com as vigas.
TERMINAIS C1-P1 DO MICROHMIMETRO
PONTO 8
Figura 14- Ligação do microhmímetro digital microprocessado no Ponto 8 da Gaiola de Faraday
valores da resistência de contato medidas :
Ponto .8 em série com os pontos de acesso de interligação com a Gaiola de Faraday, números 7, 6, 5, 4, 3,2, 1 valor medido = 2,89 m conforme Figura 13 (MP é o microhmímetro –C1-P1 do aparelho no Ponto 8 e C2-P2 no Ponto 1)
Ponto .8 em série com os pontos de acesso da Gaiola de Faraday, números 9, 10 e 11 o valor máximo das três medições foi de 2,46 m
Ponto .8 em série com os pontos de acesso de interligação com a Gaiola de Faraday, números 18, 19, 20, 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 valor medido = 2,91 m
Ponto .8 com Barra de aterramento externa valor medido igual a 2,34 mΩ
Ponto 8 com um ponto do subsistema de captação na cobertura valor medido igual à 2,95mΩ
Outras configurações e posicionamento do microhmímetro foram seguidas objetivando a obtenção de uma certeza absoluta quanto a perfeita continuidade elétrica dos diversos setores interligados, em todos os casos foram obtidos valores menores do que 2,95 m
2- Abrigo ( House ) ferroviário
Nos abrigos ferroviários, não só se necessita de uma dissipação eficiente das elevadas correntes associadas aos raios como também um plano de referência para os ETI’s , nos mesmos também foram aplicados os conceitos anteriormente expostos, tais como a
Figura
utilização das ferragens dos pilares e lajes para formar uma Gaiola de Faraday, e as armaduras das fundações e dos baldrames como aterramento, conforme pode ser visto na Figura 14.
O plano de referência de sinal é obtido através da malha de referência de sinal – MRS, devidamente projetada instalada. Para que os equipamentos sensíveis que se comunicam entre si tenham uma referência de “terra” o mais constante possível. A MRS no presente caso foi instalada embutida no piso, com o objetivo de evitar roubo ou vandalismo. Cabe observar que quando forem utilizados ferros específicos (dedicados) para captação das correntes dos raios, os mesmos devem ser instalados sempre na periferia dos pilares ( e não no centro das ferragens do pilar, como em alguns casos estão sendo instalados) e deverão ser também interligados com os demais ferros estruturais constituintes desses pilares Apezar de não existir uma necessidade premente desta complementação, as mesmas ajudam muito no controle da Gaiola de Faraday durante sua execução na obra. Devem ser utilizados ferros lisos CA 50 ((5/8”), e as conexões devem ser executadas com solda exotérmica, nos ferros que não forem estruturais.
DESCIDAS NATURAIS
MRS
Figura 14- Abrigo Ferroviário (House) com subsistema de descidas pelos pilares e a Malha de referência de Sinal interligada às ferragens (Tela Telcom) do piso, para gerar um plano de referência de “terra” o mais constante possível.
Figura 15- Abrigo ferroviário semipronto, o subsistema de captação, é formado por fitas de cobre de 50mm² de seção que são instaladas na parte superior do mesmo.
Sistemas de aterramento Complementares
Os sistemas de aterramento complementares foram utilizados praticamente em todas as construções exemplificadas,
O principal cuidado na execução dos mesmos foi o de se obter a menor impedância possível, utilizando não só o formato dos condutores como a configuração do sistema que nos leve a uma menor impedância possível, para isto devemos procurar obter baixos valores de indutância e resistência e valores elevados de condutância e capacitância o que é conseguido usando os condutores em forma de fita e para ajudar ainda mais, as configurações em forma de radiais ou conforme a necessidade, mesmo em anel ao redor da edificação, mas também com os condutores em fita.
Z0 =
R+jwL
G+jwC
Z0 = Impedância de impulso
G= Condutância shunt, relacionada com o inverso da resistividade ( ρ ) do solo e com a resistência de contato.
1/G= Resistência de aterramento
R e L= Resistência e indutância do próprio condutor .
Do ponto de vista da dissipação de ondas impulsivas (raio) na primeira fase do impacto, irá predominar impedância de impulso (Z0) na segunda fase (variação rápida, efeitos indutivos predominam e presentes altas frequências), as indutância predominam, na terceira fase (cauda da onda, variação lenta, frequências mais baixas e dissipação de energia ) a resistência predomina /6
CONCLUSÃO:
Os sistemas de aterramento utilizando as ferragens das armações das fundações e baldrames, bem como os sistema de proteção contra descargas atmosféricas (raios) por uma consequência lógica estimulada pelas inúmeras ferragens também utilizadas nas armaduras dos
Figura 16 – Circuito equivalente aproximado de um condutor horizontal de aterramento
pilares, vigas e lajes, também devem ser utilizadas com os mesmos critérios e visando sempre que possível procurar formar a eficiente Gaiola de Faraday
São metodologias técnicas muito eficientes, duráveis e economicamente também muito vantajosas, testadas no mundo inteiro a muitas décadas, devendo ser mais utilizadas no maior número de projetos novos e mesmo nas construções já existentes.
O que temos provado a 25 anos em diversas das nossas obras, tais como:
Usina de Geração de Energia Elétrica a Biogás, Data Centers, Abrigos Ferroviários,, Hangares Aeronáuticos e de Clubes Náuticos, Prédios Industriais entre outros
Referências Bibliográficas
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Armadura do Concreto Integrando o Sistema de Proteção; N°349 Abril 2003
Aranda Editora
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3-Debate Miranda A.P Reis e Sobral Sérgio
Sistema convencional ou uso das armações do concreto ?
Eletricidade Moderna
Maio 1996
Aranda Editora
Páginas 86 à 93
4-Sobral T.Sérgio e Sobral C.Sérgio
Considerações sobre pontos críticos na revisão da NBR 5419
Eletricidade Moderna Outubro 2001
Páginas 222 à 238
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COMPRIMENTO EFETIVO
UM ASPECTO INTERESSANTE DO COMPORTAMENTO EM ALTA FREQUÊNCIA DE ELETRODOS DE ATERRAMENTO
José Claudio de Oliveira e Silva
Rafael Alípio INPE CEFET-MG claudio.silva@aptemc.com.br rafael.alipio@cefetmg.br
RESUMO
Este artigo trata de um aspecto importante do funcionamento de eletrodos de aterramento quando excitados por correntes de alta-frequência. Sob certas condições, essas correntes (ou componentes de alta frequência de impulsos de corrente) são fortemente atenuadas ao se propagarem pelos eletrodos, a ponto de não conseguirem fazer uso, efetivamente, de todo o comprimento do eletrodo para se dispersar no solo. O eletrodo se comporta como se fosse (eletricamente) mais curto do que ele fisicamente é. No caso de impulso de corrente, o comprimento efetivo do eletrodo é dinâmico, se comprimindo no início do impulso e se distendendo rapidamente quando a variação de corrente passa a ser lenta. Essa dinâmica pode ser usada para representar o desvio de comportamento do eletrodo sob os regimes transitório e de baixa-frequência, na forma de um “coeficiente de impulso”. Conhecendo-se o conceito de comprimento efetivo, pode-se fazer melhor julgamento, mesmo que qualitativo, de configurações de sistemas de aterramento que sejam mais eficientes para altas frequências, sem prejudicar o desempenho em baixas frequências.
1.0 – INTRODUÇÃO
Os estudos sobre aterramento e a propagação de ondas no solo levaram à criação do conceito de comprimento efetivo de eletrodos de aterramento. Um bom apanhado de referências no assunto pode ser encontrado em [1], incluindo uma referência que resume os trabalhos pioneiros no assunto.
A rigor, o assunto é complicado pois envolve a propagação de ondas guiadas por um condutor imerso e em contato elétrico com o solo, que é um meio condutivo, difuso, com perdas, para o qual a corrente flui a partir da superfície do eletrodo. O comprimento efetivo, porém, é um parâmetro de razoável simplicidade e de aplicação prática, tirado de uma realidade mais complexa. Nesse aspecto,
assemelha-se à profundidade pelicular (efeito skin), que consegue retratar, num único valor, através de uma equação simples, a complexidade da difusão de ondas num material condutor.
Apesar de ser relativamente simples e bastante divulgado em certos meios da engenharia elétrica, especialmente na área de proteção contra raios, o conceito de comprimento efetivo pode suscitar malentendidos. O objetivo desse artigo é, portanto, apresentar aspectos práticos do conceito de forma a ser melhor compreendido e melhor aplicado.
Todos os dados de impedância, tensões e correntes apresentados neste artigo foram calculados pelo programa TRAGSYS [2] (MoM).
2.0 – DEFINIÇÕES E CONCEITOS
Neste artigo o solo é considerado homogêneo, linear (sem ionização) e isotrópico. A dependência da resistividade do solo ( ρ ) e da constante dielétrica (ε r ) com a frequência não são aqui consideradas, pois o objetivo principal não é precisão dos resultados apresentados, mas no significado deles.
O eletrodo é cilíndrico, retilíneo, vertical ou horizontal. Ao apreciar o conceito de comprimento efetivo nessas configurações simples, pode-se aplicar a ideia em configurações mais complexas, como em uma malha de aterramento, por exemplo, pelo menos qualitativamente.
2.1 – RESISTÊNCIA E IMPEDÂNCIA
A impedância de um eletrodo de aterramento é dada pela relação entre a tensão aplicada e a corrente que entra no eletrodo (no caso de uma fonte de corrente, deve-se dizer que é a relação entre a tensão que aparece na entrada do eletrodo e a corrente aplicada). Existem, porém, diferentes abordagens quanto às características dos sinais considerados nessa relação.
A resistência ( R ) é a componente de baixa frequência da impedância. É o que se mede em frequência suficientemente baixa para não sofrer 1/7
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influência de efeitos reativos e/ou de propagação no solo, incluindo-se aí o comprimento efetivo. R = V I (1)
Pode ser útil, para a análise, as fórmulas de resistência de um eletrodo vertical ( R v ) e de um horizontal ( R h ): R v = ρ 2 πl [ ln ( 4 l r ) 1 ] , ( l ≫r ) (2.1) R h = ρ πl [ ln ( 2 l √ 2 rd ) 1] , ( l ≫r,d ) (2.2)
ρ é a resistividade do solo, l e r são o comprimento e o raio (da seção reta) do eletrodo, respectivamente, e d a profundidade em que o eletrodo horizontal é enterrado.
A impedância harmônica, ou complexa, é definida como:
Z ( f )= V ( f ) I ( f ) (3)
Z ( f ) vem da relação entre os fasores de tensão e corrente, representada no domínio da frequência, sendo uma quantidade complexa com módulo e fase, conforme mostrado na fig. 1.
Por definição, Z ( 0 ) = R . Na fig. 1, Z ( f ) ≈ R até 100 kHz, aproximadamente, quando a impedância começa a divergir de R . É importante notar que o crescimento da impedância na fig. 1 não é proporcional à frequência e, portanto, não deve representar um comportamento puramente indutivo do eletrodo. Trata-se, nesse caso, de efeitos de propagação que começam a encurtar comprimento efetivo do eletrodo.
A impedância transitória (transient impedance) é dada pela relação entre os valores instantâneos da tensão e da corrente, no tempo: z ( t )= v ( t ) i ( t ) (4)
De maior interesse neste artigo, a impedância de impulso (impulse impedance), ou impulsiva, é dada por:
Z p = V p I p (5)
Onde V p e I p são os valores de pico das ondas de tensão e corrente, respectivamente, que em geral não ocorrem simultaneamente, exceto em baixa frequência, quando Z ( f ) ≈ R . A relação é bastante conveniente na prática, uma vez que o valor de pico da tensão, para uma dada corrente, é suficiente em certas análises de proteção contra sobretensões impulsivas. Também é conhecida por impedância de surto (surge impedance), e é definida na norma NBR 5419-1 [3] como impedância convencional de aterramento (conventional earthing impedance).
A fig. 2 mostra a curva de z ( t ) para um dado impulso de corrente e o valor de Z p para o mesmo eletrodo vertical de 12 m cuja Z ( f ) é mostrada na fig. 1. Note que o valor de R aparece nas impedâncias das figuras 1 e 2, aproximadamente, na menor frequência e no maior tempo:
|Z ( 100 Hz )|≈ z ( 10 μs ) ≈ R
Observe que z ( t ) se aproxima de R (10,3 ) muito rapidamente. Nesse caso, o comportamento da impedância como uma resistência de baixa frequência se dá já a partir do pico de corrente.
R,Z ( f ) ,z ( t ) e Z p são expressos em
2.2 – COEFICIENTE DE IMPULSO
O coeficiente de impulso ( A ) é dado por:
A = Z p R (6)
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Figura 1: Impedância harmônica de um eletrodo vertical; l = ¿ 12 m, r = ¿ 7 mm, ρ = ¿ 100 m, ε r = ¿ 20.
Figura 2: Impedância transitória z ( t ) , v ( t ) e i ( t ) (dupla exponencial, 1/50 s, 1 A) num eletrodo vertical (l = ¿ 12 m; r = ¿7 mm, ρ = ¿ 100 m, ε r = ¿ 20); e o valor de Z p correspondente.
No exemplo da fig. 2: A = 16,6 / 10,3= 1,61 . O fator indica que o valor de pico da tensão, nas condições consideradas, é 61% maior do que seria se a impedância fosse puramente resistiva (quando a forma de onda de tensão acompanha a de corrente). Nos casos onde há redução do comprimento (efetivo) do eletrodo, A > 1 . Uma solução analítica que relaciona os dois parâmetros (comprimento efetivo e coeficiente de impulso), por exemplo, é proposta em [1]. Uma metodologia interessante para se estimar a tensão de pico de um eletrodo de aterramento sob impulso é apresentada em [4], baseada no comprimento efetivo.
3.0 – CÁLCULO DO COMPRIMENTO EFETIVO
O comprimento efetivo (l ef ) pode ser estimado nos domínios da frequência e do tempo através de fórmulas simples, nas configurações e condições consideradas na Seção 2.0.
3.1 – NO DOMÍNIO DA FREQUÊNCIA
Curvas de Z ( f ) para eletrodos verticais de diferentes comprimentos são apresentadas para resistividades moderadamente baixa (100 m), fig. 3, e moderadamente alta (2000 m), fig. 4. São indicadas, também, as frequências características
f c que se relacionam com os valores de l ef através da equação (7), conforme [5]:
l ef = 0,6 [ ρ f c [ MHz ] ]0.43 (7)
A localização exata dos pontos “” que relacionam f c e l ef é difícil de ser feita visualmente, a partir das curvas das figuras 3 e 4. A interpretação a respeito desses pontos é a seguinte: considere, por exemplo, a curva l = ¿ 24 m da fig. 3. A parte plana da curva indica que Z ( f ) independe da frequência ( Z ( f ) ≈ R ). A partir de f c , que no caso é em torno de 20 kHz, o comprimento efetivo do eletrodo passa a ser menor que seu comprimento real e, por causa disso, Z ( f ) aumenta.
Não foram demarcadas as frequências f c para comprimentos de eletrodos em que o valor de Z ( f ) começa a cair em frequência f < f c. Tal redução da impedância se deve a efeito capacitivo que passa a predominar sobre R , em comprimentos l < l ef . Esse comportamento é comum em solos de alta resistividade (fig. 4).
A mistura de fenômenos em alta frequência, tais como comportamento capacitivo, ressonâncias e redução de comprimento (comprimento efetivo), todos relacionados a efeitos de propagação, são difíceis de analisar. Apesar disso, cabe comentar sobre a curva “6 m” da fig. 4, em que a queda de Z ( f ) na faixa 1 a 2 MHz obedece a redução esperada para uma reatância capacitiva. Como a f c estimada é bastante elevada ( 9,5 MHz) para o eletrodo de 6 m nesse solo, a mudança de comportamento em 4 MHz aparenta ser causada por ressonância com a indutância do eletrodo.
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Figura 3: Impedância harmônica Z ( f ) de eletrodos verticais de comprimentos l = ¿ 3, 6, 12, 24, 50 e 100 m; r = ¿ 7 mm, ρ = ¿ 100 m, ε r = ¿ 20; os pontos “” marcam f c em que l ef = ¿ 6, 12, 24, 50 e 100 m.
Figura 4: Impedância harmônica Z ( f ) de eletrodos verticais de comprimentos l = ¿ 3, 6, 12, 24, 50 e 100 m; r = ¿ 7 mm, ρ = ¿ 2000 m, ε r = ¿ 10; os pontos “” marcam f c em que l ef = ¿ 50 e 100 m.
3.2 – NO DOMÍNIO DO TEMPO
São apresentados dois modelos bastante simples para o cálculo de l ef , através da equação (8), dada em [5], e da equação (9), manipulada a partir de [6]. A fig. 5 apresenta os resultados desses dois modelos em função do produto ρ t r, incluindo a curva de outro modelo conforme [1], cujo conjunto de equações não é apresentado aqui.
l ef = k 1 √ ρ t r (8)
k 1 é um fator que depende da geometria do eletrodo, sendo igual a 1,4 para eletrodo horizontal singelo energizado em uma extremidade; 1,55 para eletrodo horizontal energizado no ponto central; 1,65 para um arranjo em estrela energizada no centro.
l ef = k 2 √ ρ t r √ ln ( 1 / r ) (9)
k 2 = ¿ 0.36 para eletrodo vertical e 0,51 para eletrodo horizontal. t r é o tempo de subida da corrente, em s, contado do início do impulso até o valor de pico.
Figura 5: Comprimento efetivo (l ef ) de eletrodos horizontais em função do produto ρ t r; a ) equação (8); b ) equação (9); c ) equações conforme [1] (não apresentadas).
Na fig. 5, a forma de onda na subida do impulso de corrente não é levada em conta nas curvas ‘ a ’ e ‘b ’. A curva ‘c ’ resulta de simulações baseadas na teoria eletromagnética [1], com formas de ondas de impulsos representativas de raios [3].
Equações para cálculo de l ef e A são dadas em [7], também baseadas na teoria eletromagnética e com formas de ondas representativas de raios, além de incluir a dependência da resistividade e da permissividade com a frequência.
4.0 – ANÁLISE E DISCUSSÃO
As figuras e equações da seção 3 mostram que o comprimento efetivo diminui com a diminuição do produto ρ t r (ou da razão ρ / f c ). Ou seja, quanto menor a resistividade do solo e/ou menor o tempo de subida da onda de corrente (ou maior a 4/7
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frequência no caso de sinal harmônico), menor o l ef
Isto ocorre porque a propagação num solo de menor resistividade é mais lenta, o comprimento de onda se comprime e a atenuação por unidade de comprimento é mais forte. A partir de l ef a corrente é tão reduzida que sua difusão para o solo no restante do eletrodo (l > l ef ) é desprezível. Quanto menor o comprimento efetivo com relação ao comprimento real do eletrodo, maior a impedância de impulso do eletrodo, o que normalmente é prejudicial.
A fig. 6 mostra a distribuição de corrente ao longo de eletrodos de diferentes comprimentos, para uma frequência baixa (60 Hz) e para uma frequência relativamente alta (94,2 kHz), que corresponde à f c para l ef = ¿ 12 m, ver fig. 3. Para eletrodos com comprimentos l < l ef , a distribuição de corrente ao longo do eletrodo é a mesma em qualquer frequência até f c . Para eletrodos com l ≥ l ef , as distribuições de corrente são iguais até l ef , independentemente do comprimento do eletrodo. Observe na fig. 6 que 50% da corrente aplicada nos eletrodos de 24, 50 e 100 m, vai para o solo nos primeiros 11 m de eletrodo.
Figura 6: Corrente ao longo de eletrodos verticais de comprimentos 12, 24, 50 e 100 m, em função da profundidade, para f = ¿ 60 Hz e 94,2 kHz; r = ¿ 7 mm, ρ = ¿ 100 m, ε r = ¿ 20.
Em solos de alta resistividade, onde l ef é grande, a impedância começa a ter comportamento capacitivo antes do eletrodo começar a ter seu comprimento efetivo reduzido. Sob impulso, nesse caso, durante a subida da corrente, a tensão no eletrodo deve ser menor do que a tensão durante a
parte lenta do impulso, próximo ao pico de corrente.
A seguir, tem-se a análise de um caso que ajuda a entender bem o comprimento efetivo, conforme as configurações mostradas na fig. 7. Os resultados são apresentados na fig. 8 e tabela 1.
Figura 7: Configurações de eletrodos e condições:
ρ = ¿ 100 m, ε r = ¿ 20, r = ¿ 7 mm, d = ¿ 0.5 m.
Figura 8: Corrente (1 A, 2/50 s) e potenciais calculados para as configurações da fig. 7.
Tabela 1: Valores relativos aos resultados mostrados na fig. 8.
Con�iguraçao R Z p A
A (1 50) 3,813,5 3.5
B (2 25) 3,87,1 1.8
C (2 12,5) 6,87,3 1.1
D (4 12,5) 4,44,3 1.0
É importante observar que as configurações A, B e D possuem a mesma quantidade de cobre enterrada (50 m) e por isso apresentam resultados parecidos em baixa frequência (ver R na tabela 1). Por outro lado, os desempenhos sob impulso são diferentes (ver Z p e A na tabela 1).
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O arranjo C tem a metade do comprimento dos demais e por isso R é mais alto, mas faz bom uso do l ef e por isso tem a mesma Z p que B.
O desempenho da configuração A no início do impulso é o pior de todos, pois o impulso só consegue aproveitar l ef , ou seja, 1/4 do eletrodo. Na configuração B o desempenho é melhor, pois são dois trechos de comprimento l ef percorridos pelo impulso de corrente, dois caminhos opostos e, portanto, com baixa influencia mutua entre eles. Note como o pico de tensão (ou Z p ) cai para mais ou menos a metade do arranjo A. Os arranjos B e C têm desempenho similar quanto ao pico de tensão, apesar de C ter a metade do comprimento de B.
Os arranjos B e C têm tensões de pico próximas ( Z p próximas), mas coeficientes de impulso ( A ) muito diferentes. Note que não foi a tensão de pico que aumentou no caso B, mas a sua tensão no regime lento do impulso que é menor ( z ( t ) ≈ R ).
Ou seja, tem-se aqui um caso em que o menor coeficiente A não reflete o melhor caso.
Melhorando a dispersão da corrente com um arranjo com mais caminhos, chega-se ao arranjo D. É interessante comparar C com D. Os dois têm coeficientes A parecidos, mas D tem desempenho global melhor porque tem tensão de pico e tensão em regime lento menores.
Uma observação importante é que o maior pico de tensão do arranjo A cai rapidamente, em questão de 6 s. O pico do caso B também não dura mais que 2 s. A redução dos picos de tensão deve ser sempre buscada nos projetos, especialmente nos casos onde há risco de centelhamento. Porém, nos casos onde as sobretensões são controladas por DPS (dispositivos de proteção contra surtos), os surtos de curta duração, poucos s, são, em geral, suportáveis, mas os mais prolongados causam grande estresse nos DPS por conterem alta energia.
A grande mensagem que se depreende do parágrafo anterior é que para questões envolvendo proteção contra raios, em que o aterramento participe diretamente do problema (por exemplo, na divisão de corrente entre o aterramento e as linhas externas de uma instalação elétrica), deve-se dar importância à resistência de baixa frequência ( R ) do aterramento, e não simplesmente achar que os cuidados com a configuração e com o comprimento efetivo são as únicas coisas importantes.
Foi visto que o arranjo D trouxe os melhores resultados ( Z p e R baixos). Espalhar a corrente impulsiva de raio por vários eletrodos com comprimento não menor que l ef é realmente uma boa prática. A configuração de eletrodos conhecida como “pé de galinha” é eficiente nesse sentido.
Deduz-se, dessas observações, que as medidas para redução da impedância de aterramento que envolvam ramificações de eletrodos (pé de galinha) ou a inclusão de eletrodos adicionais, de nada adiantam se as correntes não conseguirem chegar até esses locais. Assim, essas medidas têm boa performance se instaladas nos pontos de injeção de corrente no sistema de aterramento. Por isso, a norma NBR 5419-3 [8] recomenda que eletrodos adicionais (ao anel) sejam “localizados o mais próximo possível dos pontos onde os condutores de descida forem conectados”.
As soluções indicadas na fig. 9 são exemplos de medidas ineficientes quando o objetivo é reduzir a impedância de surto. É bom insistir que o aumento do comprimento total dos eletrodos sempre ajuda na redução da resistência R , sendo benéfico, também, no desempenho perante os raios, conforme discutido anteriormente.
Figura 9: Configurações em que o l ef não permite que a corrente de impulso injetada no ponto ‘1’ chegue com amplitude aproveitável no ponto ‘2’.
Uma forma de contornar o problema indicado na fig. 9 é através de ligações aéreas a pontos mais distantes do aterramento, por onde parte da corrente se propaga praticamente sem atenuação e com velocidade maior do que no solo, até o ponto de injeção desejado [9], conforme mostrado na fig. 10. Alternativamente, a ligação pode ser enterrada, com o condutor de ligação isolado da terra, por exemplo dentro de um tubo de PVC [10].
Sobre terrômetro a 25 kHz, sem dúvida este não é indicado para eletrodos com l ≥ l ef . Basta percorrer as curvas de Z ( f ) da fig. 3 ( ρ = ¿ 6/7
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100 m) para ver que Z ( 25 kHz )> R para l > ¿ 24 m (ou cerca de 21 m, de acordo com a Eq. (7)).
Figura 10: Ligações aéreas destinadas a reduzir a impedância de eletrodos de aterramento (figura reproduzida com autorização do autor dos artigos [9],[10]).
5.0 – CONCLUSÕES
O artigo apresenta o conceito de comprimento efetivo de aterramento, assim como definições sobre impedâncias mais usuais nas técnicas de aterramento. São analisados e discutidos vários aspectos práticos relativos à aplicação do conceito, abordando-o nos domínios da frequência e do tempo, com equações simples para se estimar o comprimento efetivo.
Um exemplo é apresentado para vários arranjos de aterramento sujeitos a impulsos de corrente. Os resultados sugerem que o desempenho dinâmico de eletrodos de aterramento sob impulsos com frente de onda rápida (raios), se limita à região da subida do impulso, entrando rapidamente no regime de funcionamento em baixa frequência. A resistência de aterramento (baixa frequência) é um fator essencial no funcionamento do aterramento sob impulsos, quando ela se interpõe no circuito sujeito às sobretensões desenvolvidas nesse complicado “elemento de circuito”.
O comprimento efetivo justifica as limitações do terrômetro a 25 kHz em aterramento de grandes dimensões em solos de baixa resistividade.
6.0
– REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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8.ABNT NBR 5419-3; Proteção contra descargas atmosféricas – Parte 3: Danos físicos a estruturas e perigos à vida; Associação Brasileira de Normas Técnicas; Ed. 1, 2015.
9.Caetano, C.E.F.; Lima, A.B.; Paulino, J.O.S.; Boaventura, W.C.; Cardoso, E.N.; A conductor arrangement that overcomes the effective length issue in transmission line grounding; Electr. Power Syst. Res.; vol. 159, pp. 31–39; 2018.
10.Caetano, C.E.F.; Paulino, J.O.S.; Boaventura, W.C.; Lima, A.B.; Lopes, I.J.S.; Cardoso, E.N.; A conductor arrangement that overcomes the effective length issue in transmission line grounding: full-scale measurements; 34th International Conference on Lightning Protection (ICLP 2018); Rzeszow, Poland; 2018.
PROJETO DE MALHA DE ATERRAMENTO DE USINAS FOTOVOLTAICAS CONSIDERANDO IMPEDÂNCIA DOS CONDUTORES
Mário Leite Pereira Filho
Carlos Moreira Leite EngSim [Volts & Bolts] mlpf2005@gmail.com cmleite@gmail.com
RESUMO
Este artigo apresenta a otimização de uma malha de aterramento para usinas de geração fotovoltaica utilizando um software que considera a impedância série dos condutores (MIS), com o potencial dos condutores da malha variável. Os resultados foram comparados com um software que utiliza valor médio (MVM) com potencial constante em todos os condutores, mostrando o impacto que estes modelos têm na distribuição do potencial de toque (PT). Os resultados evidenciam que o software MIS modela o fenômeno físico com mais precisão e permite menor esforço na fase de projeto e economia de materiais na solução de mitigação da malha.
1.0 – INTRODUÇÃO
O projeto de malhas de terra de usinas fotovoltaicas (UFV) apresenta desafios, entre eles as grandes dimensões da malha, da ordem de centenas a milhares de metros, o que cria um conflito entre a representação de detalhes geométricos da malha e os recursos computacionais necessários para o detalhamento. As normas técnicas usadas habitualmente são a IEEE STD. 2778 [1], específica para UFV, a IEEE STD. 80 [2] e a ABNT NBR 15751 [3], aplicáveis a subestações de alta tensão em geral.
Adicionalmente, as abordagens de cálculo utilizando o método do valor médio (MVM), tradicionalmente usado em subestações de potência convencionais, tem sido criticadas por desprezarem a impedância própria dos condutores introduzindo simplificação excessiva para malhas com áreas da ordem de dezenas de hectares.
Os métodos que consideram a impedância série dos condutores (MIS) normalmente são executados por softwares de alta complexidade, nem sempre acessíveis ao projetista médio, e apresentam dificuldades em acomodar a quantidade de elementos necessária para modelar todos os detalhes do sistema completo, recorrendo à simplificação da geometria da malha.
Este trabalho apresenta o projeto de uma malha de (UFV) já apresentado no Eletrotec 2023 [1], quando foram comparados resultados entre o MIS com simplificação de geometria e o MVM com geometria completa, utilizando o TecatX [6], um MIS com capacidade de representação suficiente para modelar a geometria real da malha.
2.0 – DESCRIÇÃO DA MALHA
A Figura 1 mostra a geometria da malha simulada com MIS no artigo original [2], onde podese observar que a representação detalhada dos postes e interconexão entre eles foi feita apenas nos cantos da malha, região onde costuma haver potenciais de toque mais elevados.
Fig. 1 – Planta básica da instalação
A versão final da malha simulada pelo MVM é mostrada na Figura 2, incluindo os postes de suporte em toda área da UFV e os eletrodos adicionais para controle de potencial de toque. Observar que as ligações entre os postes não estão representadas porque elas não contribuem com a dissipação de corrente para a o solo.
Fig. 2 – Malha MVM final com suportes
O solo foi estratificado em 3 camadas conforme a Tabela 1.
Tabela 1 – Estratificação do solo 1 2 3
Resistividad e (Ω.m) 430 220 80
Espessura (m) 0,91 40,6 ꝏ
O tempo de interrupção considerado foi de 0,217 segundos.
Esta malha ocupa uma área de aproximadamente 42 ha, dentro do escopo da IEEE 2778, aplicável a malhas de usinas com potência maior que 5 MW, que, considerando 2.5 ha / MW, equivale a 12.5 ha. Os valores de potencial de toque admissíveis foram calculados conforme o IEEE 80 [1] sem revestimento, com resistividades do solo na primeira camada conforme a Tab. 2, valores usados em [5].
Tabela 2 – Potenciais de toque admissíveis
Resistividade (Ω.m) 430 75 Et50 (V) 410 277
A Figura 3 mostra o potencial de toque em toda a malha do MVM e a Figura 4 no canto superior esquerdo
Fig. 3 –MVM – potencial de toque geral, região verde menor que 277 V
Fig. 4 –MVM potencial de toque no canto superior esquerdo
Observar que os condutores de interligação não estão representados, pois o Tecat 7 usa estes condutores para inserir as resistências de interligação entre as malhas.
3.0 – NOVA SIMULAÇÃO REALIZADA
Para não repetir exatamente a mesma solução anterior, foram realizadas simulações com o MVM Tecat 7 e o MIS TecatX [6], agora considerando a distância entre os postes de 4,5 x 7,5 m, correspondente à distância entre fileiras de painéis e à distância entre suportes em cada fileira, incluindo explicitamente os cabos de interligação entre as malhas, sem usar resistências de interligação entre as malhas. O aumento da
distância horizontal entre postes aumentará a dificuldade de controlar o PT.
As conexões de perfis metálicos entre os postes, que estão fora do solo, não dissipam corrente para o solo, comportando-se como cabos isolados. A inserção de corrente no MIS foi feita na malha da subestação no ponto indicado pela seta.
A Figura 5 mostra o detalhe no canto superior esquerdo. (a) malha MVM e b malha (MIS).
Fig. 5 – PT simulado no MVM
A Figura 6 mostra o PT na simulação inicial com o MVM e a Figura 7 com o MIS. A região verde tem PT menor ou igual ao limite de 277 V e a região vermelha valores acima do limite.
Fig. 6 – PT simulado no MVM
7 – PT simulado no MIS
A comparação entre estas figuras evidencia uma diferença importante entre o MVM e o MIS quanto ao potencial de toque, que está ligado ao campo elétrico / densidade de corrente nos eletrodos MVM
O potencial dos condutores em toda a malha é o mesmo, então o campo elétrico, e consequentemente, a densidade de corrente, vai ser maior na periferia da malha, particularmente nos cantos. Com isto, o PT máximo sempre estará nos cantos da malha, quanto mais agudo for o canto maior será o PT. MIS
O potencial dos condutores é máximo junto ao ponto de inserção da corrente de curto-circuito, e diminui com a distância ao ponto de inserção. Com isto, embora os cantos ainda sejam as regiões de maior PT, os cantos mais próximos ao ponto de inserção terão PT mais elevados. Esta característica é ainda mais importante para usinas fotovoltaicas porque a subestação de interconexão com a rede elétrica externa costuma ficar fora da área dos painéis solares.
Quanto maior a área da malha e menor for a resistividade do solo, mais esta diferença será importante, de forma que é conveniente estabelecer algum critério para analisar malhas fotovoltaicas inteiras, quando a capacidade do software permitir, sem utilizar a técnica de análise por partes indicada no IEEE 2778.
A Tabela 3 sintetiza os principais parâmetros obtidos com os dois métodos.
Tabela 3 – Comparação MVM x MIS
Parâmetro MVM MIS
Impedância (Ω) 0.0184 0.152
PT máximo (V) 411 405
Pode-se observar que há grande variação na impedância vista pelo ponto de inserção enquanto os potenciais de toque são semelhantes.
Fig.
2.1 – Medidas de mitigação
A soluço de mitigação foi desenvolvida na malha do MIS, consistindo na adição de cabos enterrados na região do canto superior esquerdo até atingir o PT abaixo do limite, um cabo no canto inferior esquerdo e um cabo entre as duas malhas na parte inferior, com 596 metros adicionais de cabo, equivalente a 10% do total de cabos original, excluindo os cabos da subestação de interconexão. A Figura 8 mostra as regiões destacadas.
Fig. 8 – Medidas de mitigação no MIS
A Figura 9 mostra um mapa de cores do PT em toda a malha após as medidas de mitigação no MIS, com ponto de inserção no centro da malha da subestação.
Fig. 9 – PT na malha mitigada MIS
A Figura 10 mostra o PT limite no MIS. Pode-se observar que o PT limite é atendido em toda a malha fotovoltaica para distâncias até 1 metro das bordas, evidenciando que as medidas de mitigação foram efetivas.
10 – PT na malha mitigada MIS
A Figura 11 mostra o PT limite na mesma malha com as medidas de mitigação da Figura 8, só que agora simulada com o MVM.
Pode-se observar que no canto superior esquerdo, onde as medidas de mitigação indicadas no MIS foram implementadas, o resultado do MVM foi consistente e o PT está abaixo do limite. Entretanto, nos outros cantos, particularmente no canto inferior direito, o valor máximo do PT é de 376 V, excedendo o limite permitido.
Caso esta análise fosse realizada somente com o MVM, seriam necessárias medidas de mitigação adicionais, com esforço extra na fase de projeto, com maior número de simulações, e maior custo de instalação, pelo uso de maior extensão de cabos, estimada em três vezes a quantidade obtida com o uso do MIS.
A questão da capacidade do software usado para permitir a simulação da malha inteira é um problema operacional importante. Como exemplo, esta malha simulada no MIS requereu 49 Gb de memória RAM em PC com Windows 11. Embora o custo de memória RAM esteja mais acessível
Fig.
Fig. 11 – PT na malha mitigada MVM
somente softwares para plataforma de 64 bits podem manipular esta quantidade de memória.
Caso o software ou a máquina usada não consiga atingir esta capacidade de memória será necessário utilizar a análise por partes indicada na IEEE 2778, o que aumentará o esforço de projeto e produzirá uma malha superdimensionada devido às hipóteses simplificadoras utilizadas.
Finalmente, é conveniente o desenvolvimento de um estudo sobre as dimensões máximas de malhas fotovoltaicas que possam ser simuladas integralmente em softwares MVM. Espera-se que este estudo seja paramétrico, relacionando a área e a relação comprimento / largura da malha, bem como a resistividade do solo.
3.0 – CONCLUSÕES
O uso de um software MIS tal como o TecatX traz benefícios para a simulação de malhas de usinas fotovoltaicas de grande porte, permitindo uma representação de engenharia mais aderente à realidade com a inclusão da impedância série dos condutores, possibilitando a análise de malha inteira resultando em redução do tempo de projeto e de custo da obra.
A identificação do mecanismo de distribuição de potencial de toque entre os softwares MVM e MIS possibilita uma visão mais clara das diferenças entre estes dois métodos, auxiliando a tomada de decisão de qual método usar para casos específicos de malhas.
7.0
– REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] IEEE STD. 2778: IEEE Guide for Solar Power Plant Grounding for Personal Protection. New York: IEEE, 2020.
[2] IEEE STD. 80: IEEE Guide for Safety in AC Substation Grounding. New York: IEEE, 2013.
[3] ABNT NBR 15751 – Sistema de aterramento de subestações – Requisitos, 2009
[4] Pereira Filho, M. L., Leite, C. M., Otimização de projeto de malha de terra de usinas geradoras fotovoltaicas. Anais do Eletrotec + EMPower 2023.
[5] MA, Jinxi; DAWALIBI, Farid P.. Grounding Analysis of a Solar Power Generation Facility. In: ASIA-PACIFIC POWER AND ENERGY ENGINEERING CONFERENCE, 2010, Chengdu. Proc.. New York: IEEE, 2010.
[6] TecatX for Windows, Volts & Bolts. Acesso em 12/05/2025.
Uso de Trunk Cable em Usinas Fotovoltaicas: Avaliação do Aterramento em curto-circuito e Descargas Atmosféricas
Wagner Costa WMF Consultoria wagner@wmfconsultoria.com
RESUMO
O desempenho do sistema de aterramento é modificado de maneira significativa, em curtocircuito à terra e frente a descargas atmosféricas seja ela direta ou indireta na configuração de usina fotovoltaicas (UFV) com a aplicação dos Trunk Cables (“cabos troncos”), pois agora teremos os cabos expostos a descargas atmosféricas e as interligações entre os aterramentos aéreos que não há dissipação da energia da corrente nestes trechos. Este trabalho apresentará os impactos destas modificações de construção de UFV com a aplicação de Trunk cable, tanto do ponto de vista de curto-circuito (60 Hz), quando frente a descargas atmosféricas, utilizando o software XGSLab®
1.0 – INTRODUÇÃO
As energias renováveis no Brasil cresceram em larga escala nos últimos 10 anos, chegando em 2025 a ocupar 7,2% (17.209 MW) da matriz energética brasileira, com planejamento de chegar em 2029 a 9% (24.248 MW) da matriz, [1] nas usinas fotovoltaicas (UFV) de geração centralizada que é o escopo deste trabalho.
Ao longo dos diversos terrenos e locais que são implantadas no Brasil, algumas dificuldades são encontradas como locais com muitas pedras e de difícil de escavações, que devido a porte das gerações centralizadas este serviço tem custo significativo na implantação das usinas fotovoltaicas, que tem uma área com algumas dezenas de quilômetros quadrados. Uma solução para estes tipos de terreno é a aplicação da solução do sistema Trunk Cable (“cabo tronco”), que faz c om que o caminhamento dos cabos de baixa e média tensão, sejam direcionadas para as strings, eletrocentros e subestação coletora (ou parte destes cabos), através de suportes aéreos e interligados entre si através de um cabo mensageiro, como apresentado um exemplo na figura 1. Este tipo de
aplicação de modifica o desempenho do sistema de aterramento de maneira significativa, tanto em curtocircuito à terra, quanto frente a descargas atmosféricas seja ela direta ou indireta, pois agora teremos os cabos expostos a descargas atmosféricas diretas e as interligações entre os aterramentos aéreos que não há dissipação da energia da corrente nestes trechos.
Este trabalho apresentará os impactos destas modificações de construção de UFV com a aplicação de Trunk cable, do ponto de vista do desempenho do sistema de aterramento em curtocircuito (60 Hz) e frente a descargas atmosféricas, onde serão e apresentados esses resultados e o impacto nos projetos
2.0 – LAYOUT DA UFV
A UFV que será considerada neste trabalho com aplicação do sistema Trunk cable é apresentada na figura 2, onde em amarelo são apresentados os cabos mensageiros com as estacas de suporte e em branco o fechamento dos anéis externos No caso em que foi estudada a descarga atmosférica tivemos uma descarga incidindo a 30 metros de distância do trunk cable, num trecho isolado
2.1 – DADOS DO SISTEMA DE ATERRAMENTO E DA UFV E CASOS UTILIZADOS
A UFV base deste trabalho tem uma potência aproximadamente de 650 MWp e diagonal de 7km, num solo de 2.000 Ω.m (alta resistividade, conf orme [2]), onde foi aplicado uma corrente de 3kA de curtocircuito monofásico, após as divisões de correntes entre os sistemas de aterramento da UFV + subestação coletora e linha de transmissão. Na figura 3 apresenta o caso da descarga atmosférica, que caiu há uma distância do trunk cable de 30 metros, com a forma de onda de Heidler 1/200µs e pico de 50kA, que representa um nível de proteção (NP) III, conforme [3].
2.2 – SIMULAÇÕES E RESULTADOS – Caso
Curto-circuito (60Hz)
Nas figuras 4 a 6 são apresentados os resultados para um curto-circuito monofásico na barra de alta tensão da subestação coletora da UFV A figura 4 apresenta o GPR, figura 5 tensões de passo e figura 6 as tensões de toque, todas ao longo do sistema de aterramento da UFV + subestação coletora. Para este conjunto de aterramento considerado, obtivemos uma impedância de aterramento (60 Hz) de 0,49 Ω <22°
de toque ao longo do sistema de aterramento
6 – Tensões de toque ao longo d o sistema de aterramento
2.3 – SIMULAÇÕES E RESULTADOS – Caso
Descarga atmosférica próxima ao trunk cable
Nas figuras 7 a 12 são apresentados os resultados para uma descarga atmosférica que caiu próximo ao trunk cable As figuras 7 e 8 apresentam as sobretensões no ponto na frente e a 1km, respectivamente de onde ocorreu a descarga atmosférica de um cabo de baixa tensão (BT) e no cabo mensageiro As correntes no ponto em frente onde ocorreu a descarga atmosférica e há 1km de distância, respectivamente pode ser observado nas figuras 9 a 12
Figura 7 – Tensão no cabo isolado de BT (azul) e mensageiro (verde), em frente onde ocorreu a descarga a tmosférica
Figura 1 – Suporte Trunk cable para os cabos isolados da UFV e cabo mensageiro
Figura 2 – Layout da UFV em estudo
Figura 3 – Layout da descarga atmosférica próximo ao sistema de trunk cable
Figura 4 – Elevação de potencial (GPR)
Figura 5 – Tensões
Figura
Figura 8 – Tensão no cabo isolado de BT (azul) e mensageiro (verde), 1 km de onde ocorreu a descarga atmosférica
Figura 9 – Corrente no cabo isolado de BT, em frente onde ocorreu a descarga atmosférica
Figura 10 – Corrente no cabo mensageiro, em frente onde ocorreu a descarga atmosférica
Figura 11 – Corrente no cabo isolado de BT , com distância de 1 km de onde ocorreu a descarga atmosférica
Figura 12 – Corrente no cabo mensageiro, com distância de 1 km de onde ocorreu a descarga atmosférica
2.4 – DISCURSSÃO DOS RESULTADOS
No primeiro caso tivemos o evento de um curtocircuito monofásico de magnitude de 3kA, para a geometria do sistema de aterramento e resistividade do solo uniforme, onde obtivemos uma impedância de aterramento (módulo e fase), pois devido às dimensões do sistema de aterramento da UFV não temos equipotencialidade, mesmo em 60 Hz, como tivemos um ângulo positivo o indutivo dos condutores foi significativo, neste caso para que não haja subdimensionamento do sistema de aterramento
As tensões de passo foram maiores próximas ao ponto de injeção de corrente, onde aconteceu o curto-circuito, neste caso na subestação coletora, já as tensões de toque maiores foram na parte leste da UFV, devido sua maior proximidade com a subestação coletora, contudo as tensões próximas aos módulos fotovoltaicos e eletrocentros, foram mais altas, isso ocorreu pois no trecho dos trunk cables a energia da corrente não é dissipada no solo e uma maior corrente estará sendo impressa nesses condutores aéreos, consequentemente maiores tensões de toque, quando comparados por exemplo aos cabos enterrados diretamente n o solo
O segundo caso, tivemos o evento de uma descarga atmosférica que caiu próximo (30 metros de distância) ao trunk cable, observamos que os picos das tensões impressas no condutor de BT foi de 90 kV e 100 kV para o caso do cabo mensageiro já a correntes tiveram picos de 1,4 A e 108 A, respectivamente, para os casos na frente de onde ocorreu a descarga atmosférica, já no caso com distância de 1 km tivemos as tensões com pico de 29 e 49kV e correntes de 39 e 27 A, no cabo de BT e mensageiro, respectivamente
Ao observamos no ponto em frente onde ocorreu a descarga atmosférica, temos que a diferença de potencial para o segundo pico do cabo mensageiro que menos o segundo pico do cabo de BT, que ocorrem aproximadamente no mesmo instante de tempo (~20µs) tem uma diferença de potencial de 45 kV, já para uma distância de 1km, temos uma diferença de potencial de 20 kV, este são os piores casos com maiores diferenças de tensão Essa diferença é dada por como o cabo mensageiro é multi-aterrado através das estacas suportes, já o cabo isolado não há este contato nem com o solo e nem com o suporte, onde uma parte dessa corrente
é dissipada no solo ao longo do trajeto das estacas do cabo mensageiro, contudo os cabos de baixa tensão podem não ter essa suportabilidade dielétrica
Outro ponto importante é que as correntes possuem energias muito baixas, inferiores a 1 J, em todos os casos apresentados, devido a descarga ser próxima aos trunk cables como as correntes são baixas, tivemos também as energias seguindo o mesmo comportamento devido sua interrelação Caso houvesse uma descarga atmosférica direta no cabo mensageiro, teríamos tensões e correntes muito maiores.
3.0 – CONCLUSÃO
Este trabalho apresentou as respostas do sistema de aterramento em UFV com aplicação do sistema trunk cable, para os casos de curto-circuito (60Hz) e descarga atmosférica, onde obtivemos certamente respostas completamente diferentes, devido à natureza do fenômeno.
Nas tensões de toque houve um comportamento diferente para as UFV convencionais que utilizam eletrodos de aterramento interligados enterrados, pois as tensões de toque ficaram elevadas longe da subestação coletora, principalmente na parte leste devido à proximidade e a energia da corrente não se dissipar ao longo deste trajeto, já as tensões de passo tiveram um comportamento similar, ficando mais restrita a subestação coletora e alguns locais do parque, porém com a magnitude um pouco acima de esperado para UFV deste porte, porém ainda com valores muito baixos.
No caso da descarga atmosférica as diferenças de potenciais foram maiores em frente ao ponto de injeção da descarga atmosférica, já mais distante as sobretensões foram sendo reduzidas, onde tivemos o valor máximo de 45 kV (diferença de potenail), que pode ou não ser suportada pelos cabos de BT, visto que este é um parâmetro não especificado pelos fabricantes de cabos de baixa tensão, já as correntes para este evento foram baixas e que podem não representar um problema para as suportabilidades dos equipamentos, devido sua baixa energia nos casos estudados, inferiores a 1J
As descargas atmosféricas têm um caráter aleatório e estatístico, além de que não sabemos ao certo em qual ponto ela irá atingir a UFV. No caso do sistema trunk cable, temos os cabos mais expostos a estes fenômenos, bem como uma descarga direta que seria muito mais severo para os cabos de BT e os equipamentos que estão conectados em suas extremidades, dependendo do ponto de impacto dela, além de uma análise mais minuciosa no dimensionamento dos equipamentos e suas proteções contra surtos
Por fim, sobre se este tipo de sistema é pior ou melhor quando comparado ao convencional, isso depende da aplicação, porém a análise é completamente diferente, tanto para curto-circuito, quando para descargas atmosféricas, este último desde o dimensionamento dos dispositivos de
proteção contra surtos (DPS), isolamento de cabos e sobretensões esperadas, devem ser levados em consideração no momento de execução destes tipos de projetos
4.0 – REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] ONS, Evolução da capacidade instalada do SIN – junho 2025/dezembro 2029, junho/2025, https://www.ons.org.br/paginas/sobre-o-sin/osistema-em-numeros
[2] ABNT, “NBR 7117-1: Parâmetros do solo para projetos de aterramentos elétricos - Parte 1: Medição da resistividade e modelagem geoelétrica”. 2020.
[3] ABNT, NBR5419-3: Proteção contra descargas atmosféricas - Parte 3: Danos físicos a estruturas e perigos à vida. 2015
AUGUST 26-28, 2025
São Paulo – Brazil
AVALIAÇÃO DE DIFERENTES CONFIGURAÇÕES DE ATERRAMENTO PARA UMA USINA FOTOVOLTAICA TÍPICA DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
SOB EFEITO DE DESCARGA ATMOSFÉRICA
Gabriel Luiz Silva Almeida
João Marcos Belisário Dantas Termotécnica Para-raios Termotécnica Para-raios engenharia2@tel.com.br gerencia.engenharia@tel.com.br
Normando Alves Wagner Costa da Silva Termotécnica Para-raios WMF Consultoria normandoalves@gmail.com wagner@wmfconsultoria.com
RESUMO
Este artigo apresenta um estudo de caso que compara o desempenho de diferentes configurações de aterramento em uma usina fotovoltaica (UFV) típica de geração distribuída (GD) quando submetidas à incidência de uma descarga atmosférica Para a obtenção dos dados discutidos ao longo deste trabalho foram realizadas simulações computacionais utilizando os softwares NEC5® e XGSLab®
1.0 – INTRODUÇÃO
Um arranjo fotovoltaico pode requerer a instalação de um sistema de aterramento para fins de equipotencialização, evitando a ocorrência de potenciais elétricos distintos na instalação [1] O aterramento também exerce papel fundamental na dispersão segura da energia da corrente proveniente de descargas atmosféricas para o solo, minimizando sobretensões perigosas [2-3]
A norma brasileira que trata das instalações elétricas de arranjos fotovoltaicos aborda o aterramento de forma ampla e generalista, direcionando os requisitos para normas de proteção contra descargas atmosféricas (PDA) e de instalações elétricas [1] de maneira adaptada. Uma alternativa amplamente utilizada por projetistas é o relatório técnico IEC TR 63227:2020 [4], o relatório estabelece diretrizes gerais para a proteção contra descargas atmosféricas (PDA) em sistemas fotovoltaicos (SFV), incluindo a definição de que uma malha entre 20 m × 20 m e 40 m × 40 m deve ser instalada como medida complementar de
aterramento, devendo ser interligada com as estruturas metálicas que sustentam os módulos No entanto, algumas abordagens críticas apontam que as características e dimensões típicas de uma usina fotovoltaica (UFV), geralmente distintas das de subestações, demandam que o aterramento seja projetado de forma otimizada a partir de estudos adequados e da utilização de ferramentas computacionais mais robustas [5-7], principalmente para manter os níveis das tensões perigosas em 60 Hz a níveis adequados
Diante dessas lacunas normativas e das diferenças entre as abordagens atualmente praticadas pelo mercado, o Brasil iniciou discussões para desenvolver normas específicas para a PDA e aterramento de UFVs e as divergências apontadas tendem a ser pauta de discussões nas respectivas comissões. Atualmente, o grupo de trabalho GT-11 da comissão de estudos CE 64 10 do CB-003 da ABNT (também conhecido como COBEI) está focado em elaborar um texto voltado para a PDA de sistemas fotovoltaicos em geral, sejam os sistemas integrados estruturas, como aqueles instalados sobre edifícios, ou sejam as usinas fotovoltaicas instaladas no solo Além disso, a comissão responsável pelas normas de aterramentos possui intenções de iniciar o desenvolvimento de uma norma específica para aterramentos de sistemas fotovoltaicos
Este artigo apresenta os resultados de simulações computacionais que podem contribuir para as discussões em andamento Ferramentas computacionais simplificadas possibilitam
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modelagens adequadas para determinados contextos, permitindo simulações rápidas e de baixo custo, dependendo de quais resultados e respostas são necessárias Esses resultados podem orientar estudos mais aprofundados com ferramentas avançadas [8-9] Para este trabalho, utilizou-se o software NEC5, que trabalha com modelo de solo homogêneo e sinais no domínio da frequência [10] durante a fase de definição dos cenários a serem explorados e, posteriormente, utilizou-se o XGSLab para as simulações finais
2.0 – CARACTERIZAÇÃO DA USINA
A usina considerada nas simulações apresentadas neste trabalho é uma UFV típica de Geração Distribuída (GD) Ela ocupa uma área total de 68 900 m², conta com 15 288 módulos de 125 W, 39 inversores e 2 transformadores de 1 MW A disposição dos módulos, inversores e transformadores está representada pela Figura 1
Figura 1 - Layout da usina GD considerada para as simulações
2 1 – CONFIGURAÇÕES DE ATERRAMENTO
As simulações deste trabalho consideram e comparam o desempenho de diferentes configurações de aterramento, frequentemente observadas em casos práticos e em fóruns técnicos Os casos simulados são detalhados e apresentados nos itens 3 e 4 deste trabalho
2.1.1 – ANÉIS PERIMETRAIS CIRCUNDANDO OS ARRANJOS
Esta configuração está alinhada com o estágio atual de desenvolvimento da futura norma brasileira voltada à PDA de sistemas fotovoltaicos A tendência é que a futura norma determine que as armaduras das fundações e demais elementos metálicos enterrados da estrutura da UFV podem servir como aterramento natural (desde que cumpram os requisitos da norma ABNT NBR 5419-3); adicionalmente, deve haver pelo menos um anel externo circundando a área dos módulos e a usina, com conexões que garantam a continuidade elétrica e a equipotencialização Nesta configuração, para a UFV deste estudo de caso, faz-se necessário utilizar cerca de 2,5 km de condutores
2.1.2 – ATERRAMENTO EM CONFORMIDADE COM O IEC TR 63227
Esta configuração é alinhada com a recomendação apresentada pelo Anexo D do relatório técnico IEC TR 63227 [4], o aterramento consiste em uma malha com dimensões entre 20 m × 20 m e 40 m × 40 m e está esquematicamente representado pela Figura 2 Nesta configuração, para a UFV deste estudo de caso, faz-se necessário utilizar cerca de 5,1 km de condutores
Figura 2 - Conceito do arranjo de aterramento e DPS para uma usina fotovoltaica, adaptado do IEC TR 63227 [4]
3 0 – SIMULAÇÃO
As duas configurações descritas no item 2 1 deste artigo foram implementadas no software NEC5 Considerou-se um solo homogêneo com resistividade de 2 500 Ω m Considerou-se ainda a injeção de uma corrente de descarga atmosférica diretamente em um dos vértices do anel externo de aterramento, comum a todas as configurações A corrente foi injetada com amplitude e frequência compatíveis com uma onda de 200 kA (10/350 µs)
Nesta primeira etapa de simulações foi realizada uma análise de sensibilidade considerando diferentes possibilidades de configuração, para além da disposição dos anéis de aterramento Verificou-se, dentre outros aspectos, a influência da representação completa dos elementos metálicos das estruturas que suportam os arranjos, da interligação entre esses elementos por meio de ligações equipotenciais e do estabelecimento do caminho percorrido pelo surto representado como um condutor
Posteriormente, após a análise dos resultados obtidos nas simulações anteriormente descritas, selecionou-se dois cenários para uma análise aprofundada utilizando o XGSLab A implementação dos casos no XGSLAB considerou o solo com resistividade uniforme de 2 500 Ω m, com parâmetros variantes com a frequência e a injeção de uma corrente de descarga atmosférica com amplitude de 200 kA e forma de onda 10/350
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µs Toda a simulação foi realizada no domínio do tempo através da transformada inversa de Fourier
A primeira configuração consiste na UFV com anéis perimetrais de aterramento circundando as áreas ocupadas pelos arranjos, conforme descrito em 2 1 1 e ilustrado na Figura 3 A segunda configuração simulada consiste na UFV com os anéis perimetrais e reforços posicionados em forma de malha, com espaçamentos conforme descrito 2 1 2 il t d Fi 4
A Tabela 1 apresenta os casos de medição dos valores de corrente obtidos na simulação O “Caso A” representa a corrente no eletrocentro 1, que está localizado a uma menor distância do ponto de impacto da descarga atmosférica Já o “Caso B”, representa a corrente no eletrocentro 2, que está mais distante do ponto de impacto A Figura 5 apresenta localização destes equipamentos
Observa-se que, para uma mesma condição de t d i t que atingem os s para o cenário s de aterramento corre, porque a lta e causa uma ante do ponto de a, porém no caso a distribuição de a UFV, resultando ocentros e maior
Figura 3 - Implementação da UFV com anéis perimetrais no XGSLab
perimetrais e reforços no XGSLab
4 0 – RESULTADOS E DISCUSSÕES
Dois aspectos decorrentes da descarga atmosférica incidente na UFV serão analisados nesta seção: a corrente que flui para os eletrocentros e a sobretensão nos módulos Ambos os efeitos podem ter consequências danosas aos equipamentos Os possíveis riscos à vida humana decorrentes das descargas atmosféricas, como as tensões de toque e passo, não foram considerados nesta análise tendo em vista que a UFV está em uma área aberta e, portanto, não é possível garantir uma proteção adequada por meio da instalação de PDA [2, 11]
equipamentos es de surto e
ação ntro 1
Cenário 2 1 2 17,20 kA
Caso B) Correntes no eletrocentro 2
Cenário 2 1 1 3,399 kA
Cenário 2 1 2 3,988 kA
As Figuras 6 a 9 permitem verificar amplitude e forma de onda das correntes de surto que atingem o eletrocentro nos diferentes casos e cenários descritos ao longo deste artigo Para todos os cenários, circulam correntes capazes de transferir uma energia com potencial de danos aos equipamentos localizados nos eletrocentros As correntes observadas apresentam forma similar à onda original 10/350 µs, porém com um di/dt menor 3/6
em torno de 25 µs, portanto pode-se entender que estes equipamentos demandam uma proteção contra surtos com a utilização de Dispositivo de Proteção contra Surtos (DPS) Classe I ou I+II com capacidade de corrente de impulso Iimp superior aos valores obtidos nesta simulação
6 - Corrente do caso A-2 1 1
Figura 7 - Corrente do caso A-2 1 2
Figura 8 - Corrente do caso B-2 1 1
Figura 9 - Corrente do caso B-2 1 2
A Tabela 2 apresenta os valores de potenciais obtidos da simulação Foram selecionados 3 casos para se analisar a elevação de potencial provocada pela descarga atmosférica, sendo: o “Caso C” um arranjo nas proximidades do ponto de impacto, o “Caso D” um arranjo nas proximidades do eletrocentro e o “Caso E” um arranjo distante do
ponto de impacto A localização de cada arranjo está representada na Figura 5 Os potenciais V1 e V2 foram observados nas laterais do suporte metálico dos módulos localizados nas extremidades de cada arranjo e são valores absolutos, com referência ao infinito A diferença Vdif é referente aos potenciais V1 e V2
Observa-se que Vdif foi obtida, de forma simplificada, a partir da diferença entre os picos de V1 e V2, desprezando o deslocamento existente no tempo Os impactos dessa simplificação devem ser considerados durante a análise dos resultados, no entanto são esperadas apenas diferenças numéricas dentro de uma mesma ordem de grandeza
A Figura 10, que contém o gráfico de potenciais referente ao caso C-2 1 1 da Tabela 2, permite compreender a metodologia utilizada para a obtenção dos dados e entender as questões apontadas nos parágrafos anteriores
Para os módulos próximos ao ponto de impacto da descarga atmosférica (caso C) e próximos ao eletrocentro (caso D), observa-se que o cenário 2 1 1, que conta com os anéis perimetrais apresenta maiores potenciais absolutos que o cenário 2 1 2, que conta com os reforços em forma de malha Por outro lado, a diferença de potencial entre as laterais dos módulos é maior no cenário 2 1 2 Já no caso E, no qual os módulos observados estão mais distantes do ponto de impacto, o resultado observado foi similar para ambos os cenários
Tabela 2 - Potenciais obtidos da simulação
Caso C) Arranjos mais próximos ao ponto de impacto da descarga atmosférica
Cenário V1 V2 Vdif
2 1 1 1,909 MV 1,473 MV 436 kV
2 1 2 1,655 MV 1,051 MV 604 kV
Caso D) Arranjos mais próximos ao eletrocentro
Cenário V1 V2 Vdif
2 1 1 1,181 MV 1,100 MV 81 kV
2 1 2 1,122 MV 0,904 MV 218 kV
Caso E) Arranjos mais distantes
Cenário V1 V2 Vdif
2 1 1 0,727 MV 0,728 MV 0,5 kV
2 1 2 0,746 MV 0,743 MV 3,1 kV
Figura
Figura 10 - Potenciais do caso C-2 1 1
As Figuras 11 a 15 apresentam as leituras de potencial referentes aos demais casos e cenários
Figura 11 - Potenciais do caso C-2 1 2
Figura 12 - Potenciais do caso D-2 1 1
Figura 13 - Potenciais do caso D-2 1 2
Figura 14 - Potenciais do caso E-2 1 1
Figura 15 - Potenciais do caso E-2 1 2
Todas as diferenças de potencial verificadas nos diferentes cenários dos Casos C e D representam riscos de queima dos módulos uma vez que superam fortemente os valores observados de suportabilidade Uw desses equipamentos, que tipicamente varia de 2,5 kV a 8 kV [12] Observa-se, no entanto, que a extensão dos danos é limitada tendo em vista que os módulos mais distantes, representados nos cenários do Caso E não foram submetidos a grandes diferenças de potencial
5 0 – CONCLUSÕES
Os resultados das simulações realizadas ao longo deste trabalho permitem observar o desempenho de diferentes configurações de aterramento de uma UFV típica de GD quando submetido à uma descarga atmosférica Foi possível observar e discutir alguns dos efeitos causados pela descarga atmosférica como as sobretensões que podem danificar ou até mesmo inutilizar os módulos localizados próximos ao ponto de impacto do raio, bem como a circulação de correntes com energia suficiente para queimar equipamentos localizados nos eletrocentros
Deve-se observar também que este trabalho abordou um estudo de caso e que os resultados aqui apresentados, embora orientativos, não devem ser generalizados A descarga atmosférica é um fenômeno aleatório que envolve correntes de alta intensidade e curta duração, assim, o ponto de incidência pode ocorrer em qualquer local da usina e não somente onde foi arbitrado neste estudo
Ainda, a UFV escolhida como exemplo para este estudo de caso conta com 2 eletrocentros e 39 inversores espalhados ao longo de sua área, portanto os fenômenos estudados tomando alguns destes equipamentos como referência podem se manifestar com diferentes severidades nos demais equipamentos que compõem a instalação
Neste estudo foi considerado um solo uniforme com parâmetros variantes na frequência, porém a Norma ABNT NBR 7117-1 [13], recomenda que os modelos de solos tenham no mínimo três camadas
Os impactos dessa simplificação devem ser considerados em uma análise mais aprofundada, pois dependendo do local onde é implantada a UFV, podemos ter solos completamente diferentes e heterogêneos e que mudarão as sobretensões e correntes ao longo da UFV
5/6
Comparativamente, as duas configurações de aterramento apresentam diferenças de desempenho quando submetidas a uma descarga atmosférica. No entanto, nenhuma das alternativas exploradas neste trabalho foi capaz de eliminar a circulação de correntes perigosas ou o surgimento de sobretensões perigosas nos equipamentos, fazendo com que a utilização de DPS Classe I ou I+II seja indispensável. Dados os níveis de energia transferidos pela corrente da descarga atmosférica e os riscos de perdas econômicas envolvidos, recomenda-se considerar a adoção de DPS com maiores níveis de confiabilidade, por exemplo, utilizando dispositivos centelhadores Dado o exposto, a configuração de aterramento que utiliza o anel perimetral se mostra técnico e economicamente mais viável, reduzindo em 51% a quantidade de condutores utilizados no aterramento
6 0 – REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] ABNT, “NBR16690: Instalações elétricas de arranjos fotovoltaicos - Requisitos de projeto” 2019
[2] ABNT, “NBR5419-3: Proteção contra descargas atmosféricas - Parte 3: Danos físicos a estruturas e perigos à vida ” 2015
[3] ABNT, “NBR5410: Instalações elétricas de baixa tensão” 2004
[4] IEC, “IEC TR 63227: Lightning and surge voltage protection for photovoltaic (PV) power supply systems” 2020
[5] FONSECA FREIRE, Paulo Edmundo da A futura norma ABNT de sistemas de aterramento de usina fotovoltaica Revista Canal Solar, n 19, p 58–60, 2023
[6] IEEE Std 2778-2020: IEEE Guide for Solar Power Plant Grounding for Personnel Protection
[7] ALIPIO, Rafael; PINTO COELHO, Anderson Alfredo; RESENDE LEITE, Rodrigo. Designing Grounding Systems for Large Photovoltaic Solar Power Plants: Safety Challenges and Key Differences from Substation Grounding Grids In: GROUND 2024 and 11th LPE João Pessoa, Brazil, 2024
[8] BIRKL, Josef; SHULZHENKO, Eduard
Investigation of Lightning Current Distribution in a Large-Scale Earth-Termination System of Photovoltaic Power Plant In: 2018 34th International Conference on Lightning Protection (ICLP) Rzeszow: IEEE, 2018, p 1–7
[9] GRANGE, Francois; JOURNET, Sebastien; DAWALIBI, Farid Paul; et al Lightning Overvoltage and Transient Ground Potential Rise in large PV plants In: 2022 36th International Conference on Lightning Protection (ICLP) Cape Town, South Africa: IEEE, 2022, p 1–6
[10] NEC, v5 0 available from LLNL Disponível em: <https://softwarelicensing llnl gov/product/nec-v50> Acesso em: 6 mar 2025
[11] ABNT, “NBR16785: Proteção contra descargas atmosféricas - Sistemas de alerta de tempestades elétricas” 2019
[12] ABNT, “NBRIEC61643-32: Dispositivos de proteção contra surtos de baixa tensão - Parte 32: DPS conectado no lado corrente contínua das instalações fotovoltaicas - Princípios de seleção e aplicação” 2022
[13] ABNT, “NBR 7117-1: Parâmetros do solo para projetos de aterramentos elétricos - Parte 1: Medição da resistividade e modelagem geoelétrica” 2020
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ALERTA ANTECIPADO DE QUEDA DE RAIOS SOBRE A CIDADE DE SÃO PAULO
Moacir Lacerdal1,2
1EPL Empresa Produtora de Inovações Tecnológicas & 2YANSA SCIENCE Pesquisa e Desenvolvimento moacir.lacerda@yansa.com.br https://scholar.google.com.br/citations? user=FylxmYYAAAAJ&hl=pt-BR
RESUMO
Sistemas de alerta de quedas de raios sobre áreas abertas com sensores Classe A, atendendo a NBR 16785/2019 são necessários para diversos segmentos produtivos que incluem as áreas de construção civil, depósitos de materiais inflamáveis, ambientes com atmosferas classificadas, parques recreativos, estádios de futebol, eventos com grandes concentrações de público ao ar livre, hospitais, mineração, entre outras. Entretanto para grandes áreas urbanas o custo desses sistemas é muito alto e sua instalação tem sido restrita a institutos, universidades que possuem acesso a recursos públicos e cuja manutenção dos projetos duram enquanto esses recursos estão ativos. Para superar essa dificuldade desenvolvemos sensores de campo elétrico a custo acessível e uma plataforma computacional em cloud que coleta e analisa dados em tempo real, permitindo a emissão de alerta com antecedência de 10 a 20 minutos, com uma média de cerca de 15 minutos e também emissão do final do alerta e instalamos na cidade de São Paulo. Nesse trabalho apresentaremos resultados preliminares produzidos por essa rede de sensores ativa sobre a cidade de São Paulo de 2020 até a presente data. Nesse trabalho analisamos as vantagens desse tipo de sistema bem como algumas dificuldades práticas que foram encontradas e superadas. Essas dificuldades incluem escolha de locais para instalação de sensores, recalibração de sensores para correção de influências orográficas, interferências produzidas etc. São considerados também as vantagens da combinação dos sistemas com sensores classe A com sistemas baseados em sensores das demais classes e com o uso de
câmeras. Resultados da reanálise com 100 tempestades apresentados por Rodrigues et al (2022) são comentados e discutidos.
1.0 – INTRODUÇÃO
“Entre 2010 e 2020 781 mortes foram registradas no sistema DATASUS, diretamente causadas por raios”, 80% dessas pessoas mortas eram homens trabalhando em áreas abertas [1].
Um estudo anterior cobrindo o período de 2000 a 2009 com datas de fontes diversas, constatou que 85% das fatalidades produzidas por raios ocorreram em áreas abertas enquanto 15% ocorreram em residências [2].
No anuário estatístico da ABRACOPEL (Assocoação Brasileira de Concientização para perigos da Eletricidade) publicado em 2025 tendo como base o ano de 2024, 53% dos acidentes registrados foram em áreas abertas sendo que ocorreram no total, 31 mortes no total de 91 acidentes, com 41% dos acidentes registrados em áreas abertas apresentando fatalidades[3]. Na figura 1 apresentamos um gráfico com os valores detalhados para esse anuário.
A maioria das mortes com descargas se dá sem que a pessoa tenha recebido um alerta sendo que já existem tecnologias que dão alerta para queda de raio.
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Figura 1. Acidentes produzidos por descargas atmosféricas em 2024, o total de acidentes em áreas abertas é de 53%.fonte: abracopel[3].
Face a esse cenário em 2019 a ABNT publicou a NBR 16785/2019 proteção contra descargas Atmosféricas – Sistema de alerta de tempestades elétricas[4], pois a norma existente até então, a NBR 5419/2015 é aplicada à proteção de estruturas e também das pessoas e bens materiais, mas não é aplicável para emissão de alertas[5].
Na NBR 16785/2019 os sistemas de detecção de descargas são separados em quatro categorias, em função do tipo de sensores que usam e sua capacidade de discernir os tipos de descarga. São 4 classes, classe A, B, C e D. Os sistemas Classe
A monitoram a atividade elétrica da nuvem desde sua formação até o final da tempestade, usando sensores de campo elétrico chamados corriqueiramente de “field mill” e portanto são os únicos que detectam todas as fases da tempestade e podem dar alerta antes da queda do primeiro raio. Os sistemas classe B, C e D, usam a radiação eletromagnética emitida pela descarga e portanto, só dão alerta depois que ocorrem as descargas e servem para monitorar a movimentação da parte da nuvem eletricamente mais ativa, complementando o alerta [6].
Para um estudo histórico sucinto, comparativo das técnicas utilizadas nos sistemas de alerta com um pouco mais de detalhes, veja-se a referência [6], publicado antes do surgimento da NBR 16785/2019 mas que é baseado na norma internacional IEC 62793 que é a origem da NBR 16785/2019.
Nesse trabalho vamos descrever as características de um sistema Classe A, em instalação na cidade de São Paulo desde, 2022.
2.0 – METODOOGIA
A rede de sensores na cidade de São Paulo conta atualmente com 5 sensores e está expandindo para cobrir as regiões mais periféricas da Grande São Paulo, conforme mostrado na Figura 2.
Figura 2. Rede de sensores Field Mill na cidade de São Paulo. Os triângulos verdes representam as posições dos sensores e os círculos a área de abrangência do alerta de cada sensor cujos raios estão entre 8 e 10 km.
Essa rede coleta dados e envia para uma plataforma computacional em Cloud que processa os dados e emite o alerta. A Figura 3 mostra a estrutura dessa plataforma.
Sensores de campo elétrico (SCE) juntamente com um sistema de localização de tempestade SLT, enviam dados para a dois servidores na nuvem que alimentam um banco de dados. Os servidores processam esses dados e enviam as informações via web ou API para os clientes Figura 3.
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2.1 – SENSORES DE CAMPO ELÉTRICO
Os Sensores de campo elétrico são constituídos de um conjunto de placas eletrônicas encapsuladas em um case metálico para blindagem eletrostática e uma caixa com equipamentos para coleta e transmissão de dados dentro de um case de plástico.
Figura 4. Sensor de campo elétrico e Kit para transmissão de dados.
Os sensores podem ser instalados sobre lages de edificações, em mastros porta-bandeira fixados na lateral de prédios ou no solo. A alimentação eletrica do sistema pode ser 110/220 AC ou 12 V. Os sensores podem ser inclusive instalados autonomamente utilizando placas voltaicas como podemos ver nas Figuras 5 e 6. Eles registram e transmitem dados a cada segundo.
Figura 5. Sensor instalado no teto de edificação.
Figura 6. Sensor instalado no solo com alimentação 12 V. Abaixo das placas solares está o case da bateria que inclui o kit de transmissão de dados.
2.2 – EMISSÃO DE ALERTAS
A emissão de aleta se dá pela detecção do processo de pre-descarga que ocorre entre 10 e 20 minutos antes da queda da primeiro raio [8] . Na Figura 7 vemos um registro típico de um sensor, que para caber de forma visível no texto foi dividido em duas metades. Na metade de cima temos o campo de tempo bom indicado com a seta verde, que em condições normais de tempo bom fica em torno de -150 V/m. O sinal negativo indica que o campo elétrico aponta para baixo, indicando que existe uma camada de cargas positivas na parte superior da atmosfera. Com a eletrificação de uma
Figura 3. Estrutura da Plataforma YANSA.
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nuvem próxima, esse campo vai se intensificando negativamente indicando que a nuvem está predominantemente positiva. Entre 2000 s e 4000 s o campo se intensifica atingindo valores em torno de -900 V/m. Após 4000 segundos aproximadamente na região com a seta amarela se inicia o processo de pré-descarga (PD), caracterizado por pequenas variações abruptas do campo elétrica que chamamos de pulsos, e o campo elétrico se eleva até mudar de polaridade após 7000 s,.e se mantém entre 500 e 1000 V/m (seta laranja) indicando predominância de cargas negativas na nuvem. O processo de pré-descarga continua até cerca de 10.500 s quando ocorre a primeira descarga nuvem solo (seta vermelha), caracterizada por uma variação abrupta mas muito mais intensa que os pulsos. O alerta é dado quando a plataforma YANSA detecta e confirma a existência e desenvolvimento com intensificação do processo PD, o que ocorre na região da seta laranja. O alerta foi dado aos 9000 s e o primeiro raio caiu aos 11.500 s, ou seja, 25 minutos depois de dado o alerta. A nuvem continua sua atividade elétrica com várias descargas nuvem solo. O alerta é retirado depois que o campo elétrico volta aos valores de tempo bom e se mantém por pelo menos 30 minutos nessa faixa de valores (não está representado na Figura 7).
Figura 7 Registro de campo elétrico feito por um sensor de campo elétrico no início de uma tempestade que ocorreu em Campo Grande MS em 2013. A seta verde indica tempo bom, a amarela, o início do processo PD, a laranja, a intensificação do processo PD e a vermelha a primeira descarga confirmada que aconteceu. OBS. a escala temporal do eixo mais abaixo deve ser somada de 7000 para ter o valor real em segundos desde o início da tempestade. Fonte referência [8].
3.0 – RESULTADOS E DISCUSSÕES
A emissão de alerta não está condicionada apenas aos limiares de campo elétrico. Os limiares são uma referência para indicar que a nuvem está se eletrizando. Detectamos no nosso Banco de Dados que em um único dia houve registro de três nuvens eletrificadas que não apresentaram nenhuma descarga [9]. Se o critério do limiar fosse utilizado isoladamente seriam dados três alarmes falsos, o que comprometeria a confiança no sistema de alerta profundamente. Essa tecnologia combinada com um Sistema de Localização de Tempestades (SLT) tem um acréscimo significativo [10]. Mesmo quando o sistema está sendo instalado, considerando todas as intercorrências do processo de calibração e ajustes do sistema, e utilizando um SLT que não discrimina os raios nuvem-solo dos intranuvens, essa tecnologia atingiu níveis de acerto de 84% [10]. Uma reanalise de registros de campo elétrico de redes de fild mill, considerando apenas os processos de PD e uma escolha adequada dos parâmetros das descargas e dos pulsos de 22 tempestades em Campo Grande (latitude ~20o S) levou a um tempo de 18 minutos entre o primeiro intranuvem e o primeiro raio nuvem solo. Em 86 tempestades no vale do Paraíba (latitude ~23o S), nas mesmas condições levou um tempo de antecedência de 14 min e 41 s [8]. Se considerarmos o início do processo de prédescarga esse tempo de antecedência pode chegar aos 35 minutos [8]. O sistema de filmagem instalado permite documentar visualmente os raios que caíram e o horário que os alertas foram dados conforme mostrado nas figuras 8 e 9. O exemplo mostrado é uma descarga ocorrida em 03/04/2025 às 15:36:59 cujo alerta foi dado 15:21:54 e portanto, cerca de 15 minutos antes.
Figura 8. Registro do campo elétrico mostrando a hora do alerta e a hora da filmagem do raio.
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Figura 9. Raio filmado com câmera de alta velocidade a 4000 fps.
6.0 – CONCLUSÕES
A tecnologia para emissão de alertas prévios de queda de raios, utilizando sensores Classe A com sensores das outras clases (B, C e D) desenvolvida e atualmente em implementação na cidade de São Paulo, apresenta desempenho que nas avaliações iniciais , considerando todos os problemas de instalação, e de ajustes do sistema chegou a 84% [10]. O tempo de antecipação do alerta pode chegar a 35 minutos de antecedência, dependendo dos critérios adotados para emitir o alerta, ou seja, se no início do processo de pre-descarga ou de aproximadamente 15 minutos se o alerta for dado durante a intensificação do processo de predescarga.
6.1 AGRADECIMENTOS:
À FAPESP pelo suporte financeiro através dos Projetos: 2020/05692-1; 2021/0579-0; 2021/04873-5; 2021/03776-6; 2022/13044-5; 2024/08109-6; 2024/07621-5; 2024/07620-9 e à FAPESP e SEBRAE projeto: 2022/13725-2;
7.0 – REFERÊNCIAS
BIBLIOGRÁFICAS
[1] Danilo Ferreira de Souza, Hélio Eiji Sueta, Hédio Tatizawa, Walter Aguiar Martins Júnior, Edson Martinho, An analysis of lightning deaths in Brazil 2010-2020, 36th INTERNATIONAL CONFERENCE ON LIGHTNING PROTECTION 27 OCTOBER 2022, CAPETOWN, SOUTH AFRICA, OUT, 2022
[2] I. Cardoso, O. Pinto Jr., I.R.C.A, Pinto, R. Holle, Lightning casualty demographics in Brazil and their implications for safety rules, Atmospheric Research, 135 -136(2014) Pg. 374 -379, 2014 DOI: 10.1016/j.atmosres.2012.12.006
[3] abracopel, Anuário estatístico ABRACOPEL, ACIDENTES DE ORIGEM ELÉTRICA -2025 Ano base 2024, 2025
[4] ABNT NBR 16785/2019, Proteção contra descargas atmosféricas – Sistemas de alerta de tempestades elétricas. Set. 2019.
[5] ABNT NBR 5419, Proteção de estruturas contra descargas atmosféricas, 2015.
[6] Costa, P. F., Prevenção em ambientes abertos: os sistemas de alerta de trovoadas, Eletricidade Moderna, Ano 45, n. 512, nov, 2016 https://www.arandanet.com.br/revista/em/materia/ 2016/11/01/prevencao_em_ambientes.html
[7] IEC 62793, Protection against lightningThunderstorm warning systems, Edição 1.0 maio/2016.
[8] Rodrigues, F.; Lacerda, M. Warning of lightning risk for the first lightning produced by a thunderstorm using electric field mill network records 36th ICLP –Internatonal Conference On Lightning Protection, Cape Town, South Africa, 2022. DOI:
10.1109/ICLP56858.2022.9942596
[9] Lacerda, M., Rodrigues, F. Rodriguez, C. A. M., Verly, R., Monitoring lightning activity by using the YANSA platform to emit warnings of lightning risk in real time with an electric field mill network, 36th ICLP – Internatonal Conference On Lightning Protection, Cape Town, South Africa, 2022. https://www.researchgate.net/publication/370426061_Mo nitoring_lightning_activity_by_using_the_YANSA_platfor m_to_emit_warnings_of_lightning_risk_in_real_time_with _an_electric_field_mill_network
[10] Lacerda, M., Rodrigues, C. A. M., Employng VLF and field mill measurements to predict lightning activity. EGU General Assembly, Vienna, Austria, 2024. https://doi.org/10.5194/egusphere-egu2421048
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ESTUDO DE PONTOS QUENTES EM CHAPAS UTILIZADAS EM TANQUES DE COMBUSTÍVEIS ATINGIDAS POR RAIOS
Um dos maiores danos que as descargas atmosféricas podem causar é quando envolvem tanques de combustíveis São várias as formas que um raio pode danificar um tanque de combustível: por descargas diretas aos tanques e por efeitos indiretos devido às descargas próximas aos tanques. As descargas diretas nos tanques de combustíveis podem ser muito perigosas: pode haver a perfuração de chapas; a geração de pontos quentes internamente na chapa; a ocorrência de centelhamentos por tensão ou por densidade de corrente em pontos perigosos no tanque. Os efeitos indiretos devidos às descargas próximas aos tanques são igualmente perigosos, uma vez que podem ocasionar centelhamentos perigosos por transferência de potencial; por líderes ascendentes não conectados; por campo elétrico intenso; por campo magnético; em sensores e tubulações metálicas que adentram aos tanques; por densidade de correntes induzidas nas chapas; e por passagem das descargas em ambiente classificado que ocorre próximos às saídas de válvulas, respiros e extravasores. Este trabalho foca na geração de pontos quentes na parte interna de chapas utilizadas em tanques de combustíveis tanto devido ao impacto direto de uma descarga atmosférica como devido às fagulhas geradas por esta descarga atingindo um SPDA (Sistema de Proteção contra Descargas Atmosféricas) instalado sobre o tanque e essas fagulhas (material incandescente e derretido) atingindo chapas consideradas finas (por exemplo, chapas de alumínio utilizadas em domos geodésicos) e transmitindo calor para a parte interna dessas chapas. Foram estudadas chapas de aço carbono de espessura 3/16”, de espessura 1/8” e chapas de alumínio utilizadas em domos geodésicos com espessura nominal de 1,2 mm. Foram realizados ensaios em laboratório utilizando pulsos de corrente contínua para simular as componentes
das correntes de continuidade (componentes importantes das descargas atmosféricas que são responsáveis pelos maiores efeitos térmicos), aplicando estes pulsos diretos às chapas; diretos na ponta de mini captores instalados nas chapas e também em condutores instalados a um metro acima das chapas (simulando um sistema captor de SPDA) Os arcos geram muitas fagulhas incandescentes que chegam até as chapas, podendo gerar pontos quentes internos As aplicações foram registradas por oscilógrafos de alta capacidade de armazenamento (correntes, tensões de arco, etc) sendo filmadas com câmeras comuns e com câmeras de altíssima velocidade (foram feitas filmagens dos ensaios com 4200 quadros por segundo) e utilizando um termovisor capturando as temperaturas na parte inferior das chapas para verificar os pontos quentes. Este estudo mostra os resultados desses ensaios e analisa os pontos quentes.
1.0 – INTRODUÇÃO
Muitos tanques de combustíveis quando atingidos pelas descargas atmosféricas explodem e pegam fogo (por dias) ocasionando perigo para pessoas, aos outros tanques (no caso de refinarias) e problemas financeiros e ambientais enormes. Infelizmente problemas em tanques de combustíveis no Brasil atingidos por raios, tem ocorrido com uma certa frequência, principalmente em tanques para armazenamento de etanol, e causando muitos danos [01-08]
Os tanques não necessariamente precisam ser atingidos diretamente pelas descargas atmosféricas para explodirem ou pegar fogo. Qualquer tipo de centelhamento causado pelas descargas atmosféricas podem dar início a alguma ignição no tanque e aos terríveis danos que vão além dos prejuízos financeiros, passando por eventuais
ferimentos ou mortes e provocando enormes danos ambientais.
Um tipo de ignição pode ocorrer quando a descarga atmosférica atinge diretamente o tanque e, devido à espessura da chapa no local, esta pode não ser perfurada, porém a temperatura gerada no ponto de impacto é tamanha que, ao ser transmitida para o interior do tanque, gera pontos quentes internos que podem dar início à ignição do material interno
Uma outra situação é quando o raio atinge alguma parte metálica que está acima do tanque (por exemplo, um condutor do subsistema de captação instalado acima do tanque) e acontece uma fusão deste metal no ponto de impacto formando pequenas fagulhas incandescentes que, ao caírem sobre a chapa metálica do tanque podem gerar os pontos quentes no interior do mesmo.
Estas situações são investigadas neste trabalho que utiliza ensaios em laboratório para simular algumas situações que podem ocorrer na natureza.
2.0 – METODOLOGIA
Para análise dos pontos quentes, foram estudadas chapas de aço carbono de espessura 3/16”, de espessura 1/8” e chapas de alumínio utilizadas em domos geodésicos com espessura nominal de 1,2 mm.
Foram realizados ensaios em laboratório utilizando pulsos de corrente contínua para simular as componentes das corr entes de continuidade. Foram utilizados valores de carga, em Coulombs, altos, considerando os valores típicos registrados em descargas atmosféricas reais para fins de obter resultados mais críticos e, portanto, a favor da segurança. Os pulsos foram aplicados diretos às chapas; diretos na ponta de mini captores de 35 centímetros de altura (mais críticos pois assim os arcos ficaram mais próximos das chapas) e também em condutores instalados a um metro acima das chapas (simulando um captor de SPDA
As aplicações foram registradas por oscilógrafos de alta capacidade de armazenamento (correntes, tensões de arco, etc) sendo filmadas com câmeras comuns e com câmeras de altíssima velocidade (foram feitas filmagens dos ensaios com 4200 quadros por segundo) e utilizando um termovisor capturando as temperaturas na parte inferior das chapas para verificar os pontos quentes.
2.1 – FONTE UTILIZADA NO LABORATÓRIO
Para a simulação das correntes de continuidade foram gerados pulsos de corrente contínua através de um Transformador de 3 MVA, 13800/760-440380-220 V, ajustável no primário em derivações de ±18%, com degraus de 6%, 60 Hz, trifásico ligado a um retificador trifásico em ponte.
2.2 – SISTEMAS DE MEDIÇÃO UTILIZADOS
Foram utilizados os seguintes equipamentos de medição:
Osciloscópio digital (digital scope DL850); fabricante: YOKOGAWA
Derivador "shunt"; marca Chauvin Arnoux
Divisor de Tensão DC, identificação IEEUSP: MT2029
2.3 – CONDIÇÕES E PROCEDIMENTO DOS ENSAIOS
Os “pulsos de corrente contínua” foram aplicados em forma de arco entre a ponta de um eletrodo de aço ligado à fonte e o ponto de impacto previsto. A distância entre o eletrodo e o ponto de impacto (“gap”) foi de 16 mm.
Foram utilizados pulsos de corrente contínua de aproximadamente 1620 A por tempos de 500 ms, portanto, carga de 810 C +/- 20%. Foi escolhido este valor de carga por ser o mais crítico já registrado (apesar de muito raro), para fins de segurança
Os ensaios foram realizados com 3 tipos de chapas metálicas:
• Chapa de aço carbono de 3/16”, liga ASTM A 36.
• Chapa de aço carbono de 1/8”, liga ASTM A 36.
• Chapa de alumínio de espessura 1,2 mm, liga 5052-H34
Para a conferencia das espessuras das chapas foi utilizado um paquímetro calibrado, Starrett 125 MEB, MT 1289.
As medições das espessuras mostraram o seguinte resultado:
• Chapa de aço carbono de 3/16” (nom. 4,76 mm ) = 4,9 mm com rebarba – AMOSTRA TIPO 1
• Chapa de aço carbono de 1/8” (nom. 3,18 mm) = 3,3 mm com rebarba – AMOSTRA TIPO 2
• Chapa de alumínio de espessura nom. 1,2 mm = 1,3 mm com rebarba – AMOSTRA TIPO 3
As chapas foram montadas em uma estrutura de madeira instaladas na posição horizontal ficando a aproximadamente 1,2 m do nível do piso do laboratório (Figura 1).
Três tipos de ensaio foram realizados nas chapas:
• Tipo I: Aplicação do pulso de corrente contínua em forma de arco diretamente na chapa;
• Tipo II: Aplicação do pulso de corrente contínua em forma de arco diretamente na ponta de um terminal aéreo (mini captor) montado na chapa;
Fig. 1: Montagem da chapa na estrutura de madeira
• Tipo III: Aplicação do pulso de corrente contínua em forma de arco diretamente no cabo de alumínio na montagem chamada de “SPDA” (Ver Figura 2). Esta montagem chamada de “SPDA” consiste na instalação de um suporte com um isolador tipo pedestal e um laço de cabos de alumínio de seção nominal de #70 mm² instalado sobre 4 suportes metálicos de aço. Cortando este laço na sua transversal, um cabo de alumínio de seção nominal de #70 mm² interligado a parte superior do isolador de pedestal.
02:
O arco foi estabelecido entre a ponta de um eletrodo vertical cilíndrico (1/2”) de aço carbono 1020 interligado à fonte de ensaio e o ponto de impacto estabelecido para o ensaio. Para dar início ao arco foi utilizado um pequeno fio de cobre conforme a Fig. 03
Para a verificação da temperatura na parte inferior da chapa durante os ensaios foi utilizado um Termovisor de fabricação FLIR, Nº de série: 49003207, modelo: E50, conforme Fig. 04
04:
As aplicações foram filmadas com câmera de alta velocidade marca Phantom Miro-R, modelo R311, resolução (pixel) 1280 x 800, Frame rate at max. res. de 3.200 fps, sensor size 25,6 x 16 mm;
na resolução 128 x 8, podendo chegar a 650.000 fps.
Os ensaios foram filmados também utilizando a câmera de celular IPHONE 14 com velocidade “normal” e em “câmera lenta”.
O objetivo principal dos ensaios foi o de verificar a temperatura na parte inferior das chapas (diversos tipos de chapas) para os diversos tipos de ensaios descritos acima.
3.0 – RESULTADOS E DISCUSSÃO
A Fig. 05 mostra um oscilograma de um pulso de corrente contínua com 236 Coulumbs (C)
Fig. 05: Oscilograma do pulso de corrente contínua
A Tabela 1 a seguir apresenta os dados obtidos nos ensaios realizados.
Tabela 1: Valores aplicados e obtidos nos ensaios APLIC. TIPO DE AMOSTRA TIPO DE ENSAIO CARGA (C) TEMPO (ms) TEMP MÁX (ºC) FUROU/ NÃO FUROU
CAL 1 01 I 233 143 157 NÃO
1 01 I 914 562 >670 FUROU
2 01 I 831 511 347 NÃO
3 01 I 837 515 484 NÃO
4 01 I 837 515 451 NÃO
5 01 II 837 515 47 NÃO
6 01 II 842 518 48 NÃO
7 01 III 849 522 149* NÃO
8 03 III 837 515 51 NÃO
9 03 III 901 554 55 NÃO
10 02 II 893 549 88 NÃO
11 02 I 846 520 >670 FUROU
12 03 II 846 520 45 NÃO
13 03 I 842 518 >670 FUROU
NOTAS:
1 Foram indicados os valores médios de tensão e corrente.
2. O valor máximo que o Termovisor consegue medir é de 670 ºC
3. (*) O valor de temperatura medido na aplicação 07 (149 ºC) pode não ser o ponto quente na parte inferior da chapa, desconfia-se que é o de alguma fagulha que tenha passado na frente do Termovisor durante o ensaio
As chapas de aço carbono de espessuras nominais de 4,76 mm e 3,18 mm e as chapas de alumínio de espessura 1,2 mm foram ensaiadas no Laboratório de Altas Correntes (Serviço Técnico de Altas Potências) com o objetivo de verificar as temperaturas na parte inferior das mesmas e eventuais perfurações em várias configurações.
Como podem ser utilizadas em construção de tanques de combustíveis, saber as temperaturas dos chamados “Pontos quentes” é muito importante. A Tabela 3 da norma ABNT NBR 5419-3: 2015 [10] indica as espessuras mínimas de chapas metálicas (Espessura t) que previne perfuração, pontos quentes ou ignição. A IEC 62305-3: 2024 apresenta a Tabela 4 – “Máxima elevação de temperatura ΔT (K) da superfície interna e tempo t50 (s) para diferentes espessuras t’’ (mm) e descargas longas de acordo com Nível de Proteção I para QLONG = 200
Fig.
Montagem da chapa com SPDA
Fig. 03: Fio de cobre utilizado para início do arco
Fig.
Termovisor utilizado
C”. Os valores obtidos não ultrapassaram os valores indicados na Tabela 4, mesmo tendo sido utilizada uma carga bem superior que a indicada na Tabela (o que implicaria em temperaturas mais altas).
Os ensaios onde os pulsos de corrente contínua foram aplicados diretamente nas chapas, visaram a possibilidade de perfuração das mesmas e a medição das temperaturas dos “pontos quentes” na parte inferior das chapas. No caso de perfuração, a temperatura do arco é superior ao limite do valor do aparelho de medição utilizado (Termovisor Flier) que é de 670ºC (Ver Fig. 06)
Nos ensaios onde o arco foi estabelecido na ponta de um terminal aéreo, o objetivo foi verificar se a condução da corrente no contato do terminal aéreo e a chapa, eleva a temperatura a valores críticos e principalmente, se as fagulhas geradas entre a ponta do eletrodo e a do terminal aéreo ao chegar na chapa, eleva a temperatura na parte inferior da mesma a valores críticos. Por este motivo, foi utilizado um terminal aéreo de alumínio com apenas 35 centímetros de altura por ser mais crítico. A Fig. 07 mostra um quadro da filmagem em alta velocidade de um arco estabelecido na ponta do terminal aéreo.
Nos ensaios onde o arco foi estabelecido nos cabos instalados como se fossem o SPDA, o objetivo foi verificar se as fagulhas devido à fusão de parte do cabo (no caso de alumínio) no ponto de impacto ao cair na chapa, transmite alguma temperatura crítica para a parte inferior da chapa. A Fig. 08 mostra um quadro de uma filmagem da aplicação 08 utilizando o celular.
Os ensaios foram realizados no laboratório com uma temperatura ambiente média de 22°C e uma umidade de 67%.
Para fins de segurança, utilizamos pulsos de corrente contínua com valores de carga acima dos valores indicados na Tabela C.2 da ABNT NBR 5419-1: 2015, onde para o Nível de Proteção I (mais crítico), deveria ser utilizada uma carga de 200 C com tolerância de +/- 20% e uma duração de 0,5 s com tolerância de+/- 10%. No ensaio utilizamos uma carga de 810 C com tolerância de +/- 20% e uma duração de 0,5 s com tolerância de+/- 10%.
A câmera do celular (foi utilizado um IPHONE 14), tem uma taxa de amostragem de 30 frames por segundo (fps) com 1080p ou 240 fps com 720p em câmera lenta.
A câmera PHANTON Miro-R – R 311, foi utilizada com uma taxa de amostragem de 3260 fps para uma resolução de 1280 x 800.
O termovisor Flier, modelo: E50, tem uma taxa de leitura muito baixa, o que pode ter perdido alguns valores de temperatura. No caso, foram considerados os valores máximos indicados pelo aparelho, podendo ter perdido alguns valores superiores.
Analisando os resultados dos ensaios, verificamos que os pulsos diretos na chapa de aço de 4,76 mm podem gerar “pontos quentes” da ordem de 484°C com duração inferior a um segundo. A Fig. 09 mostra uma imagem do termovisor indicando a temperatura máxima medida na parte inferior da chapa.
Fig. 09: Máxima temperatura registrada (Aplic. 03)
Nos pulsos aplicados na ponta do terminal aéreo, na chapa de 4,76 mm, as temperaturas máximas registradas (“pontos quentes” na parte inferior) foram da ordem de 78°C. A Fig. 10 mostra o gap entre o eletrodo da fonte e o terminal aéreo.
Fig. 10: Local de estabelecimento do arco
Nos pulsos aplicados no cabo do “SPDA”, para a chapa de aço carbono de 4,76 mm (instalada a aproximadamente 90 centímetros abaixo do SPDA,
Fig. 06: Exemplo de perfuração em chapa (Aplicação 01)
Fig. 07 – Imagem do arco na ponta do terminal (Aplic. 06)
Fig. 08: Fagulhas caindo sobre a chapa com SPDA
as temperaturas máximas registradas (“pontos quentes” na parte inferior) foram da ordem de 47°C. A Fig. 11 mostra a montagem para a aplicação 07 onde o arco foi estabelecido no cabo do SPDA.
Fig. 11: Chapa com “SPDA” – local do arco e eletrodo
Para a chapa de aço carbono de espessura nominal de 3.18 mm, na aplicação de pulsos com 810 C, a chapa perfura e a temperatura é superior a 670°C. A Fig. 12 mostra a perfuração após a aplicação 11.
Fig.12: Detalhe da perfuração na chapa após a aplicação 11
Para a chapa de aço carbono de espessura nominal de 3.18 mm, nos pulsos aplicados na ponta do terminal aéreo, as temperaturas máximas registradas (“pontos quentes” na parte inferior) foram da ordem de 88°C.
Para a chapa de alumínio de espessura nominal de 1,2 mm, na aplicação direta de pulsos com 810 C, a chapa perfura e a temperatura é superior a 670°C. A Fig. 13 mostra a perfuração da chapa de alumínio após a aplicação 13.
13:
Para a chapa de alumínio de espessura nominal de 1,2 mm, nos pulsos aplicados na ponta do terminal aéreo, as temperaturas máximas registradas (“pontos quentes” na parte inferior) foram da ordem de 45°C.
Nos pulsos aplicados no cabo do “SPDA”, para a chapa de alumínio (instalada a aproximadamente 90 centímetros abaixo do SPDA, as temperaturas máximas registradas (“pontos quentes” na parte
inferior) foram da ordem de 149°C. Na gravação não é possível verificar se esta temperatura é na parte inferior da chapa ou de alguma fagulha que eventualmente passou na frente do termovisor. Na outra aplicação realizada nas mesmas condições, a temperatura máxima registrada foi de 55°C. A Fig. 14 mostra as fagulhas registradas na aplicação 12.
4.0 – CONCLUSÕES
Este trabalho apresenta os resultados de ensaios em chapas metálicas utilizadas em tanques de combustíveis
Essas chapas devem ser protegidas contra descargas diretas a menos que suas espessuras sejam suficientes para evitar perfurações e geração de pontos quentes no interior que possam dar início a uma ignição
A aplicação 01 mostrou uma perfuração na chapa de 4,76 mm, mostrando que o valor de carga de 914 C está um pouco acima do ponto de não perfuração, uma vez que, para esta espessura de chapa, cargas de 837 C não perfuraram.
Outras aplicações diretas nesta chapa (com aproximadamente 810 C) de 4,76 mm não apresentaram perfurações e os pontos quentes internos registrados ficaram na faixa de 347ºC a 484ºC. Essas temperaturas permanecem por tempo muito curto (da ordem de 1 seg.) e devem ser comparadas com as temperaturas de “flash point” dos combustíveis armazenados.
Nas aplicações com 810 C na ponta do terminal aéreo instalado na chapa de 4,76 mm mostraram temperaturas na faixa de 47ºC a 78ºC. A condução desta componente da descarga atmosférica pelos elementos metálicos mostrou que, para os tempos envolvidos, a temperatura é relativamente baixa.
Na aplicação nos condutores do SPDA acima (90cm) da chapa de 4,76 mm mostrou que as fagulhas geradas pela fusão do condutor devido ao arco em contato com a chapa geram pontos quentes no interior da chapa da ordem de 47ºC.
Na chapa de aço com 3,18 mm de espessura, a aplicação com 846 C direta na chapa mostrou perfuração da mesma. Na aplicação na ponta de um terminal aéreo instalado nessa chapa, apresentou temperatura de ponto quente interno de 88ºC.
Na chapa de alumínio com espessura de 1,2mm, geralmente utilizada em coberturas com domo geodésico de alumínio, na aplicação com 842 C diretamente na chapa mostrou uma grande perfuração (furo com aproximadamente 60 mm de
Fig.
Perfuração na chapa de alumínio
Fig. 14 – Registro das fagulhas na aplicação 12
diâmetro) indicando que este tipo de cobertura deve ser protegida com SPDA para descargas diretas.
Neste caso, se esta proteção for através de cabos suspensos acima de 90 cm da chapa, as fagulhas geradas pela fusão de parte deste cabo ao ser atingido por uma descarga atmosférica com corrente de continuidade com aproximadamente 810 C, ao atingir a chapa, podem gerar temperaturas de ponto quente na faixa de 55ºC a 149ºC (este valor de 149ºC pode ser a temperatura de uma micro fagulha que passou na frente do medidor durante o ensaio, não sendo, neste caso um valor a ser considerado como ponto quente interno).
No caso de um terminal aéreo instalado diretamente na chapa de alumínio, a aplicação de 810 C nominal na ponta deste terminal aéreo (mini captor) mostrou temperatura de ponto quente interno de 45ºC. Apesar deste valor baixo de temperatura, deve-se evitar de instalar esses terminais aéreos diretamente sobre as chapas de domo geodésico de alumínio uma vez que essas são montadas em pedaços unidos através de dobraduras e perfis, sendo que, no caso de passagens de correntes de descargas atmosféricas, a densidade de corrente nessas emendas pode gerar pequenos centelhamentos que, em ambiente classificado, podem dar início a ignição e explosões. Este foi o motivo de utilizar isoladores adequados para fixação de condutores do SPDA [07-08].
5.0 – REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[01] H.E. Sueta, M. Shigihara, G. F. Burani, J. Aquiles B. Grimoni e W. J. D. do Nascimento, “RISK ANALYSIS ASSOCIATED TO LIGHTNING IN OIL REFINERY CONSTRUCTION SITES”, anais do ICLP 2010 – 30th International Conference on Lightning Protection – Cagliari – Itália, 2010.
[02] H.E. Sueta, M. Shigihara, G. F. Burani, L. E. Caires e W. J. D. do Nascimento, “EFFECTS OF LIGHTNING IN OIL PLANTS CONSTRUCTION SITES –STEP AND TOUCH VOLTAGE SIMULATION AND TESTS IN WORK FOOTWEAR”, anais do XI SIPDA – INTERNATIONAL SYMPOSIUM ON LIGHTNING PROTECTION - Fortaleza – Ceará – BRASIL, 2011.
[03] H.E. Sueta, L.E. Caires, Vinícius Teixeira, G.F. Burani, M. Shigihara, Giliard J. Ansiero e P. S. Almeida, “LIGHTNING PROTECTION OF ABOVE GROUND FUEL STORAGE TANKS” – anais do GROUND´2014 & 6th LPE – International Conference on Grounding and Earthing & International Conference on Lightning Physics and Effects - Manaus – AM, 2014
[04] H.E. Sueta, M. Shigihara, G. F. Burani, L. E. Caires, V. Teixeira, “PROTECTION OF FUEL STORAGE TANKS AGAINST LIGHTNING – EXPERIMENTAL DEVELOPMENTS AND RISK ANALYSIS”, anais do APL 2015 (Asian-Pacific International Conference on Lightning), 2015 em Nagoya, Japão.
[05] H.E. Sueta, V.M.P. Teixeira, Alexandre Piantini, “COMPUTATIONAL AND EXPERIMENTAL SIMULATION OF HOT SPOT FORMATION DUE TO DIRECT LIGHTNING STRIKE ON FUEL STORAGE STEEL TANKS”, anais do GROUND 2016 & 7th LPE – International Conference on Grounding and Earthing & 7th International Conference on Lightning Physics and Effects – Porto de Galinhas, PE, 2016.
[06] H.E. Sueta, M. Shigihara, G. F. Burani, L. E. Caires, I. B. Raposo, “EXPERIMENTAL DEVELOPMENTS FOR PROTECTION OF FUEL STORAGE TANKS AGAINST LIGHTNING” – anais do APL - Krabi – Thailand, 2017.
[07] H.E. Sueta, M. Shigihara, G. F. Burani, L. E. Caires, C. Kodaira, “INVESTIGATION OF THE LIGHTNING DISCHARGES IN TANKS FOR STORAGE OF FLAMMABLE LIQUIDS WITH GEODESIC ALUMINUM DOME”, Anais do ILPS 2018 –SHENZHEN – CHINA – International Lightning Protection Association Symposium.
[08] H.E. Sueta, M. Shigihara, R. Zilles, L. E. Caires, C. Kodaira, O. Romão, “PROTECTION OF FUEL TANKS WITH ALUMINUM GEODESIC DOME AGAINST LIGHTNING”, Anais do INTERNATIONAL CONFERENCE ON LIGHTNING ELETROMAGNETICS AND APPLICATIONS OF SEMICONDUCTING MATERIALS, Kupandole, Latitpur, NEPAL, 2023.
[09] ABNT NBR 5419-1: 2015, “Proteção contra descargas atmosféricas – Parte 1: Princípios gerais”, 2015.
[10] ABNT NBR 5419-3: 2015, “Proteção contra descargas atmosféricas – Parte 3: Danos físicos a estruturas e perigos à vida”, 2015.
AUGUST 26-28, 2025
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Proteção contra Descarga Atmosférica Lateral em Estruturas Altas
A proteção contra descargas atmosféricas é um aspecto crítico da segurança estrutural, especialmente em estruturas de grande altura.
A norma NBR 5419 estabelece diretrizes para mitigar os impactos dessas descargas, incluindo a consideração de descargas laterais em estruturas com mais de 60 metros de altura.
Este artigo analisa o conceito de descarga lateral, as prescrições normativas, métodos de proteção aplicáveis e comparações com diferentes abordagens de mitigação de riscos.
Através de uma abordagem técnica e comparativa, busca-se oferecer uma visão abrangente sobre a proteção eficiente de estruturas altas contra raios.
1.0– INTRODUÇÃO
A verticalização urbana nas grandes cidades tem impulsionado a construção de edificações cada vez mais altas, modernas e com ampla utilização de fachadas envidraçadas. O cenário global é dominado por mega torres que representam marcos da engenharia civil contemporânea. Atualmente, a estrutura mais alta do mundo é o Burj Khalifa, localizado em Dubai, nos Emirados Árabes Unidos, com 163 pavimentos e impressionantes 828 metros de altura [01].
Na segunda posição está o Merdeka 118, em Kuala Lumpur, Malásia, com 678,9 metros distribuídos em 118 andares. Em terceiro lugar está a Shanghai Tower, na China, com 632 metros de altura e 128 pavimentos.
No Brasil, embora ainda distantes dessas mega construções em escala, destacam-se alguns empreendimentos notáveis, sobretudo na cidade de Balneário Camboriú (SC). O edifício mais alto do país é o One Tower, com 290 metros de altura e 84 pavimentos — ou seja, 538 metros a menos que o Burj Khalifa (ver Figura 1). Em seguida, o Yachthouse by Pininfarina, composto por duas torres de 81 andares e 280,3 metros de altura. O terceiro edifício mais elevado é o Boreal Tower, com 241 metros.
Entretanto, as estruturas mais altas do território nacional não são edificações residenciais ou comerciais. Destacam-se, por exemplo, o Observatório de Torre Alta da Amazônia, situado em São Sebastião do Uatumã (AM), com 325 metros de altura, e as torres metálicas da linha de transmissão Tucuruí–Macapá–Manaus, localizadas no estado do Pará, que atingem 300 metros de altura [02].
As descargas atmosféricas representam um risco significativo para estruturas e infraestrutura, agrega-se a esses riscos o impacto direto de descargas laterais quando se trata de estruturas altas. Além do impacto direto no topo das estruturas, a descarga lateral pode ocorrer quando uma descarga atmosférica se propaga lateralmente aos elementos estruturais ou componentes metálicos. A NBR 5419-3 [03] estabelece que estruturas com altura superior a 60 m devem considerar esse efeito no dimensionamento do Sistema de Proteção contra Descargas Atmosféricas (SPDA).
O objetivo deste trabalho é explorar os aspectos técnicos da descarga lateral, as metodologias de proteção recomendadas e as diferenças entre abordagens na utilização de elementos naturais e não naturais na mitigação desse risco.
2.0 – CONCEITO DE DESCARGA LATERAL
Figura 1: One Tower, em Camboriú
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A descarga lateral é um fenômeno que ocorre quando a corrente elétrica de uma descarga atmosférica, em vez de atingir o ponto mais alto de uma estrutura, como previsto nos modelos de proteção tradicionais, encontra um caminho lateral de menor impedância elétrica, conectando-se a pontos intermediários ou salientes da edificação. Esse comportamento pode resultar em sérias consequências, como danos estruturais, início de incêndios e comprometimento de sistemas elétricos e eletrônicos sensíveis.
Esse tipo de evento, embora estatisticamente menos frequente, apresenta maior probabilidade de ocorrência em determinadas condições construtivas e geométricas, sendo mais comum em:
Estruturas predominantemente metálicas;
Prédios com fachadas condutivas ou materiais com baixa rigidez dielétrica;
Torres de telecomunicação, especialmente aquelas com componentes salientes não protegidos;
Edifícios com instalações elétricas externas expostas ou elementos condutores mal protegidos. Apesar de incomum em estruturas baixas, o fenômeno pode se manifestar de forma crítica em megaestruturas, como arranha-céus e torres especiais, ou mesmo em construções de menor porte, mas com mais de 60 m de altura, que apresentem projeções salientes, tais como varandas, marquises metálicas, dutos expostos ou equipamentos montados externamente nas fachadas.
A descarga lateral tende a ocorrer quando o líder descendente da descarga atmosférica não se propaga de forma vertical. Devido às suas tortuosidades e ramificações, esse líder pode se aproximar da estrutura por uma lateral, encontrando um ponto com campo elétrico intensificado, favorecendo a iniciação de um líder ascendente fora da região convencionalmente protegida pela captação superior.
Casos documentados desse tipo de ocorrência demonstram que a proteção convencional baseada apenas em captores no topo da estrutura pode ser insuficiente. Um exemplo ilustrativo desse tipo de descarga pode ser observado na Figura 2, onde há registro visual de descarga atmosférica lateral em edificação vertical.
3.0 – PRESCRIÇÕES NORMATIVAS
A NBR 5419-3 [03] especifica que para edifícios com altura superior a 60 metros, além da proteção “tradicional” originalmente estudada contra raios, deve-se considerar medidas adicionais para minimizar os efeitos da descarga lateral.
De acordo com a NBR 5419-3 [03], a proteção contra descargas atmosféricas deve ser projetada com base na análise de risco. As recomendações incluem:
•Edifícios com até 60 metros de altura: Proteção tradicional, composta por elementos naturais ou não naturais (captores, condutores de descida e aterramento).
•Edifícios com mais de 60 metros de altura: Após a realização de estudo preliminar com resultado favorável à adoção da proteção complementar, esta deve ser implementada de modo a abranger, no mínimo, os 20% superiores da altura da estrutura, contados a partir do seu topo.
Além disso, as regras para o posicionamento do subsistema de captação lateral nas partes superiores de uma estrutura devem atender pelo menos aos requisitos para nível de proteção IV, com ênfase na localização dos elementos da captação em cantos, quinas, bordas e saliências significativas.
A exigência de captação posicionada na lateral pode ser satisfeita pela presença de elementos metálicos externos, como revestimentos metálicos ou fachadas metálicas, desde que cumpram os requisitos mínimos de continuidade elétrica e da Tabela 3 da NBR 5419-3.
Na ausência de condutores naturais expostos, por exemplo, as estruturas metálicas para fixação de envidraçados ou breezes metálicos, essa exigência também pode ser atendida pela instalação de condutores não naturais, condutores instalados para esse fim.
Figura 2: Descarga atingindo a lateral de um prédio
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A captação lateral, natural ou não natural, que atenda aos requisitos mínimos estabelecidos deve ser interligada ao SPDA originalmente projetado para a estrutura.
Como alternativa, essa captação pode ser conectada às armaduras de aço do concreto armado dos pilares, desde que estas atendam aos requisitos definidos no item 5.3.5 e no Anexo A da NBR 5419-3 [03].
4.0 – MÉTODOS DE PROTEÇÃO CONTRA DESCARGA LATERAL
As principais estratégias para minimizar o impacto das descargas laterais incluem:
•Instalação de condutores adicionais: A inclusão de condutores horizontais, verticais ou inclinados distribuídos de forma estratégica, conforme o método da esfera rolante, para recepção do impacto direto e dissipação da corrente elétrica do raio.
•Instalação de malhas: Aplicação de um sistema de malhas condutoras ao longo da lateral da estrutura, melhorando a recepção da descarga lateral e a distribuição da corrente.
•Aproveitamento de elementos condutivos de fachada: Utilização de revestimentos metálicos ou fachadas condutivas existentes.
Salienta-se que algumas edificações, principalmente as construídas em terrenos inclinados, podem ter algumas fachadas com altura inferior aos 60 metros, porém as outras com alturas superiores aos 60 metros (ver Figura 3).
Figura 3: Exemplo de edificação em terreno inclinado
Na situação ilustrada na Figura 3, pode haver uma interpretação equivocada de que a altura efetiva da edificação seja representada apenas pela dimensão H3, ou, em uma visão mais abrangente, pela soma H3 + H2 + H1. No entanto, sob a perspectiva da descarga atmosférica proveniente lateralmente, conforme indicado pela trajetória descendente à direita do desenho, deve-se considerar também as alturas adicionais H4 e H5, que
correspondem a projeções ou extensões salientes da estrutura.
Dessa forma, ao realizar a análise geométrica da edificação sob a ótica do método da esfera rolante ou conforme critérios da NBR 5419-3 [03], essa configuração deve ser tratada como uma estrutura com altura superior a 60 metros, o que implica a necessidade de considerar proteção lateral, conforme estabelecido pela norma.
Ainda com base nesse exemplo, surge a dúvida: a captação lateral deve ser limitada apenas às fachadas mais elevadas? Recomendamos que não. A adoção de um ou mais anéis captores horizontais distribuídos ao longo de todo o perímetro da edificação, mesmo nas fachadas de menor altura, contribui significativamente para:
A distribuição mais homogênea da corrente de descarga atmosférica;
A redução do risco de centelhamentos perigosos, especialmente em regiões onde as distâncias de segurança não possam ser plenamente atendidas;
O aumento da robustez do sistema de captação, garantindo maior eficácia frente a aproximações tortuosas do líder descendente.
Essa abordagem é particularmente recomendada para estruturas com geometria complexa, presença de saliências ou variações acentuadas de altura entre as fachadas.
5.0 – COMPARAÇÃO ENTRE MÉTODOS DE PROTEÇÃO
A escolha da abordagem ideal depende das características estruturais da estrutura e do orçamento disponível para implementação.
A Tabela 1, mostra as vantagens e as desvantagens em função da escolha do método de proteção a ser utilizado.
Tabela 1 – Comparação da funcionalidade e da praticidade em relação ao custo da instalação e a eficiência na proteção.
Método de Proteção VantagensDesvantagens
Condutores adicionais (Quando não houver elemento natural)
Instalação mais simples e alta confiabilidade
Malhas (Quando não houver elemento natural) Alta confiabilidade
Pode demandar manutenções frequentes; comprometimento estético
Custo elevado de instalação e manutenção
Elementos deEstética Não há.
3/5
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fachada preservada e integração arquitetônica além de alta confiabilidade (Requer análise técnica rigorosa).
A utilização de elementos naturais da fachada como componentes do sistema de captação ou descida do SPDA é uma alternativa altamente recomendada, pois, além de preservar a estética arquitetônica, dispensa intervenções visíveis e, frequentemente, reduz significativamente os custos de implantação.
Entretanto, para que essa solução seja tecnicamente viável e segura, é imprescindível que os elementos estruturais ou construtivos destinados à condução das correntes de descarga atmosférica atendam aos seguintes requisitos:
Capacidade de condução elétrica adequada, conforme os valores máximos de corrente previstos para o nível de proteção aplicado na proteção da estrutura; Resistência mecânica compatível com os esforços eletrodinâmicos decorrentes da passagem da corrente de raio, especialmente em trajetórias com descontinuidades ou curvas acentuadas;
Verificação da continuidade elétrica ao longo de toda a extensão do elemento natural utilizado. Essa verificação deve ser realizada por métodos apropriados (como medição de continuidade mostrado na ABNT NBR 5419-3, Anexo F), não se limitando à inspeção visual, mesmo que esta sugira uma continuidade aparente.
Adicionalmente, a integração desses elementos ao SPDA deve estar devidamente documentada em projeto, com identificação clara dos pontos de interligação e da metodologia de avaliação de desempenho. A aceitação desses elementos como componentes naturais do SPDA está prevista na ABNT NBR 5419-3 [03].
6.0 – APLICAÇÃO PRÁTICA
A aplicação dessas medidas de proteção deve considerar fatores específicos da estrutura, tais como:
•Tipo de material construtivo;
•Integração com outras medidas existentes
•Aplicação do conceito de distância de segurança etc.
A combinação de diferentes métodos de posicionamento de captores tem se mostrado, na prática, uma estratégia altamente eficaz para garantir a proteção contra descargas atmosféricas em edificações complexas. Em edificações contemporâneas, é comum a aplicação simultânea de múltiplas abordagens, como
o método da esfera rolante para definição da cobertura volumétrica superior; a instalação de condutores adicionais nas quinas e arestas verticais (preferencialmente externas e salientes); a adoção de anéis condutores horizontais intermediários, distribuídos ao longo da altura da fachada e o aproveitamento de elementos metálicos estruturais ou decorativos da fachada como componentes naturais do sistema.
No caso de SPDA com condutores aparentes nas descidas, a Tabela 4 da ABNT NBR 5419-3 estabelece os valores típicos de espaçamento máximo entre os condutores de descida e os anéis condutores horizontais que devem interligá-los. Esses espaçamentos variam de acordo com o nível de proteção (I a IV) adotado para a estrutura. Apesar de tais recomendações normativas muitas vezes não serem plenamente seguidas na prática, quando corretamente aplicadas, a malha formada pela combinação entre condutores de descida verticalmente espaçados e anéis horizontais intermediários pode desempenhar, de forma complementar, a função de proteção direta das fachadas contra descargas atmosféricas, especialmente em estruturas com grande altura ou com geometrias salientes.
6.0 – CONCLUSÕES
A proteção contra descargas atmosféricas nas laterais é uma medida eficaz e parte do SPDA que deve ser estudada e aplicada em estruturas com altura superior a 60m.
A NBR 5419-3 [03] estabelece diretrizes técnicas claras para mitigar esses riscos, mas a aplicação prática exige análise criteriosa do contexto específico em cada estrutura.
A integração entre elementos não naturais e o aproveitamento de componentes metálicos, estruturais ou não, mostra-se uma solução técnica eficaz e economicamente viável.
A implementação adequada dessas estratégias não apenas garante conformidade normativa, mas também protege vidas e patrimônio contra os impactos das descargas atmosféricas.
A adoção de um planejamento técnico preciso, a análise detalhada da estrutura e o uso de materiais compatíveis com os critérios normativos são fundamentais para assegurar a máxima eficiência na proteção contra descargas laterais em edifícios com altura superior a 60 m.
7.0
– REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[01]Notícia de internet sem indicação do autor, na “nossa uol”, “Conheça os 10 maiores arranha-céus do 4/5
AUGUST 26-28, 2025
São Paulo – Brazil
mundo; e os 3 mais altos do Brasil”, 21/01/2024; https://www.uol.com.br/nossa/noticias/redacao/2024/01/ 21/estes-10-arranha-ceus-sao-maiores-do-mundo-vejaainda-mais-altos-do-brasil.htm
[02]Wikipédia, “Lista das estruturas mais altas do Brasil”, acessada em 16 de maio de 2025, https://pt.wikipedia.org/wiki/Lista_das_estruturas_mais_ altas_do_Brasil
[03]ABNT, “ABNT NBR 5419-3: 2015 – Proteção contra descargas atmosféricas – Parte 3: Danos físicos a estruturas e perigo à vida”, 2015.
