Revista O Setor Elétrico Ed. 210 (Maio)

A no 20 - E diçã o 210 / Abril-Maio de 2025

ASSOCIAÇÕES DAS DISTRIBUIDORAS DEFENDEM EQUILÍBRIO E RETIRADA DE SUBSÍDIOS EM REFORMA DO SETOR ELÉTRICO

PROPOSTA DO MME PREVÊ AMPLIAÇÃO DO MERCADO LIVRE PARA BAIXA TENSÃO, READEQUAÇÃO DE ENCARGOS E SUBSÍDIOS E

CONSOLIDAÇÃO DA TARIFA SOCIAL DE ENERGIA ELÉTRICA

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EVENTOS DO SETOR:

DISTRIBUTECH 2025: Mostrando força e competitividade, pavilhão Brasil contou com mais de 30 empresas

T&D ENERGY: De olho na agenda regulatória, evento se consolida como um dos principais eventos para discutir a infraestrutura elétrica do país

CINASE RIO GRANDE DO SUL: Indústria elétrica do RS mostra força e resiliência para encarar desa os climáticos

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atitude@atitudeeditorial.com.br

Diretores

Diretores

Adolfo Vaiser - adolfo@atitudeeditorial.com.br

Adolfo Vaiser

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Simone Vaiser

Editor-chefe - MTB - 0014038/DF

4 Editorial

Grupo O Setor Elétrico: Impulsionando a Inovação, Eficiência e a Segurança Energética

Eventos do Setor

6 De olho na agenda regulatória, T&D Energy se consolida como um dos principais eventos para discutir a infraestrutura elétrica do país

12 CINASE Porto Alegre marca retomada da indústria elétrica do RS

Edmilson Freitas - edmilson@atitudeeditorial.com.br

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

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

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Reportagem

20 Distributech 2025: Mostrando força e competitividade, pavilhão Brasil contou com mais de 30 empresas

22 Artigo Técnico

Matheus de Paula - matheus@atitudeeditorial.com.br

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Editor

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REVISÃO DA NBR 16690: Incorporando ainda mais segurança e qualidade às instalações fotovoltaicas brasileiras

24 Notícias do Setor

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Edmilson Freitas edmilson@atitudeeditorial.com.br

Pesquisa e circulação

Fascículos

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Diretor comercial

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Comercial

26 Desempenho de Linhas de Transmissão Frente a Descargas Atmosféricas

32 Nova Norma de Arco Elétrico - comentada pela comissão

38 Transmissão: Caminhos da energia

44 Inovação na distribuição e novas tecnologias de suporte: inteligência artificial, realidade virtual e blockchain

48 Por Dentro das Normas

Contato publicitário

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

Willyan Santiago - willyan@atitudeeditorial.com.br

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Direção de arte e produção

Diagramação

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

52 Espaço Aterramento

Leonardo Piva - atitude@leonardopiva.com.br

Leonardo Piva - atitude@leonardopiva.com.br

Leonardo Piva - leopiva@gmail.com

Colaboradores desta edição

Colaboradores da publicação:

Paradigmas em sistemas de aterramento

54 Espaço Cigre-Brasil

Mercado de carbono no Brasil: Desafios e oportunidades para empresas do setor elétrico

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

Silva, Arnaldo José Pereira Rosentino Junior e Marcus Vinícius Borges

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

Marcelo Pinho Almeida, Rafael Alípio, Claudio Mardegan, Filipe Resende Márcio Bottaro, Rogério Pereira de Camargo, Mauro Gomes Baleeiro, Nilton Pires do Carmo, Rogério Sales Gonçalves, Murilo Antonio da Silva Rocioli, Rafael Zimmermann Homma, Daniel Edgardo Tio Sudbrack, Antoniele Merini, Maria de Lourdes Guimarães Machado, Aguinaldo Bizzo, Paulo Barreto, Marcos Rogério, Paulo Edmundo Freire da Fonseca, Alexandre Mollica Medeiros, Katia Cristina Garcia, Aline Cristiane Pan, Frederico Boschin, Lílian Ferreira Queiroz, Luciano Rosito, Roberval Bulgarelli, Daniel Bento, José Barbosa, Nunziante Graziano, José Starosta, Danilo de Souza, Caio Huais.

56 Espaço Abradee

Abradee alerta sobre inversão de fluxo para o sistema elétrico

58 Reportagem

Associações das distribuidoras defendem equilíbrio e retirada de subsídios em reforma do setor elétrico

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

A Revista O Setor Elétrico é uma publicação mensal da Atitude

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

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

64 Pesquisa Setorial

Pesquisa setorial: Quadros, painéis e acessórios Colunas

66 Aline Cristiane Pan - Inovação e Equidade no Setor Elétrico

68 Frederico Boschin - Conexão Regulatória

reprodução total ou parcial das matérias sem expressa autorização

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

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Distribuição - Correios

Impressão - Gráfica Grafilar

Distribuição - Correios

69 Lílian Ferreira Queiroz - Gestão de Ativos

70 Cláudio Mardegan – Análise de Sistemas Elétricos

71 Luciano Rosito – Iluminação Pública

72 Roberval Bulgarelli – Instalações EX

74 Aguinaldo Bizzo – Segurança do Trabalho

75 Daniel Bento – Redes Subterrâneas em Foco

76 José Barbosa – Proteção contra raios

Atitude Editorial Publicações Técnicas Ltda.

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77 Nunziante Graziano – Quadros e painéis

78 José Starosta – Energia com Qualidade

79 Danilo de Souza – Energia, Ambiente & Sociedade

80 Caio Cezar Neiva Huais – Manutenção estratégica

Grupo O Setor Elétrico: Impulsionando a Inovação, Eficiência e a Segurança Energética

Consolidando-se cada vez mais como um dos principais hubs do país na promoção de eventos setoriais, treinamentos e produção de conteúdos técnicos nos segmentos de GTD (Geração, Transmissão e Distribuição), o Grupo O Setor Elétrico não só vem movimentando o país, há 18 anos, com a realização de grandes eventos como o CINASE (Circuito Nacional do Setor Elétrico), o T&D Energy e o CIDE (Congresso de Inovação em Distribuição de Energia), como também está presente em todos os demais eventos do segmento elétrico, como SENDI, SNPTEE, FIEE, por meio da promoção de treinamentos, curadoria de conteúdo e parceria de mídia.

Além de contribuir para o desenvolvimento do segmento de engenharia elétrica como um todo, os eventos promovidos pelo Grupo OSE, que possuem um formato de congresso técnico com feira de negócio, propiciam o compartilhamento de conhecimento técnico qualificado, disseminação de boas práticas e debates sobre os desafios regulatórios e tecnológicos que impactam diretamente a operação, a segurança e a eficiência dos sistemas elétricos.

São fóruns em que especialistas de todo o país, juntamente com lideranças corporativas, acadêmicos e especialistas regionais, abordam as soluções inovadoras, que contribuem para o aprimoramento dos referenciais normativos e regulatórios do setor elétrico brasileiro.

Além de gerar conhecimento técnico, esses eventos promovem uma interação essencial entre os diversos stakeholders do setor. É nesse ambiente colaborativo que muitas das ideias discutidas se transformam em propostas de revisão de normas da ABNT, da Aneel e de outros órgãos, impulsionando a evolução do arcabouço regulatório brasileiro com base em experiências concretas e consensos técnicos.

Além dos eventos, o Instituto O Setor Elétrico, braço educacional do Grupo, promove regularmente inúmeros treinamentos em áreas como: aterramento de subestações e linhas de transmissão; avaliação e cálculo de energia incidente; comissionamento de equipamentos elétricos de potência; gestão de riscos elétricos; gestão de projetos; qualidade da energia elétrica; operação e manutenção em subestações de média e alta tensão, projetos industriais; proteção e seletividade; segurança de equipamentos e instalações em áreas classificadas; transformadores de potência; sistemas inteligentes de distribuição de energia elétrica (OpenDSS); transitórios em sistemas elétricos de potência; transmissão de energia em HVDC, dentre outras áreas de relevância no setor.

Em um setor tão crítico e estratégico quanto o elétrico, investir na formação contínua e no diálogo técnico é apostar na segurança, na inovação, sustentabilidade e no crescimento econômico e social do país. Por isso, o Grupo O Setor Elétrico, se orgulha de ser parte ativa desse movimento, criando espaços onde o conhecimento gera transformação e onde cada encontro representa um passo a mais rumo a um setor mais eficiente, seguro e preparado para o futuro.

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De olho na agenda regulatória, T&D Energy se consolida como um dos principais eventos para discutir a infraestrutura elétrica do país

4ª edição do T&D Energy foi realizada nos dias 2 e 3 de abril, no Novotel Center Norte, em São Paulo, e reuniu cerca de 500 participantes ao longo dos dois dias de evento

Por Matheus de Paula

Nos últimos meses, certos temas dominaram as discussões no setor elétrico: curtailment, a tão sonhada reforma do setor, a abertura do mercado livre para consumidores de baixa tensão e a redução de subsídios para segmentos estratégicos. De olho nessa agenda, quem participou da 4ª edição do T&D Energy pôde acompanhar de perto as reflexões de diferentes atores do setor sobre esses desafios – já no painel de abertura do evento.

Intitulado “Regulação e Desenvolvimento Tecnológico: Motores da Inovação no Setor Elétrico Brasileiro”, o painel contou com a participação de Antônio Varejão de Godoy (vice-presidente de Operações e Segurança da Eletrobras), Isabela Sales Vieira (diretora de Programa do Ministério de Minas e Energia), Marney Antunes (vice-presidente de Distribuição da Cemig) e Thais Barbosa Coelho (superintendente-adjunta de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica da ANEEL), com moderação de Luiz Fernando Vianna, COO da Thymos Energia.

Responsável pela reforma do setor elétrico, o MME foi representado pela diretora de programa, que traz em seu currículo a experiência de mais de 18 anos na área de regulação da ANEEL, Isabela Vieira. Em sua primeira intervenção no debate, Isabela destacou o papel estratégico do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), responsável por articular diferentes instituições e promover um alinhamento técnico e institucional em torno dos

principais temas da reforma.

“O Ministério de Minas e Energia assumiu a responsabilidade de tratar desse tema, que sabemos ser urgente e que exige ações estruturadas. Foi criado um grupo de trabalho no âmbito do CMSE, mas não com aquele viés de que grupo de trabalho é sinônimo de inação. A proposta é reunir todas as instituições do setor para discutir soluções, ouvir agentes, empresas, associações e começar a desenhar, de forma coordenada, um passo a passo para minimizar os impactos desse problema. Tudo isso respeitando as competências de cada órgão, como a ANEEL, o ONS e a EPE, e considerando os aspectos econômicos, regulatórios e tarifários envolvidos”, ressaltou a diretora de Programa do MME.

Dando continuidade ao painel, o vice-presidente da Eletrobras Antônio Varejão, trouxe uma reflexão sobre o Curtailment - a limitação da geração de energia, mesmo quando há oferta disponível, Segundo ele, o fenômeno, que também acontece em outros países com alta geração de renováveis, coloca o setor elétrico diante de um dilema: como garantir a segurança do sistema sem comprometer a atratividade para novos investimentos?

“O desafio é encontrar esse ponto de equilíbrio entre o modelo que o investidor projetou e a segurança do sistema. A sociedade, o consumidor e o investidor precisam estar contemplados, para que não se tenha apenas a visão da confiabilidade, mas também

a continuidade dos investimentos, especialmente em fontes renováveis”, afirmou o vice-presidente de Operações e Segurança da Eletrobras.

Em um segundo momento, o executivo ressaltou que é papel do governo, das agências reguladoras e do operador do sistema construírem esse caminho junto com os agentes, preservando a estabilidade da rede sem inviabilizar projetos que são fundamentais para a transição energética.

MULHERES À FRENTE DA TRANSIÇÃO ENERGÉTICA

Foco central das discussões que envolvem toda a cadeia de distribuição e transmissão de energia, a transição energética justa, inclusiva e equilibrada exige algumas quebras de paradigmas que norteiam o setor elétrico. Segundo a ANEEL, em 2023, as mulheres do setor representavam cerca de 20% dos cargos ocupados, o número ainda é menor quando comparado a posições de alta liderança, apenas 5,55%. Em resposta a esse desequilíbrio, o T&D Energy abriu espaço para o painel intitulado “Energia em transformação: da geração ao consumo na transição energética”, apresentado e moderado exclusivamente por mulheres.

Com diferentes vivências e olhares sobre os desafios e oportunidades para a transição energética, o painel contou com a participação de Camila Maciel (engenheira de Equipamentos HVDC da State Grid Brazil Holding), Cicéli Martins Luiz (executiva Agro da Cemig), Lilian Queiroz (diretora de Ativos de Transmissão da Eletrobras), Roberta Nanini (diretora de Regulação da Cemig) e Anne Caroline Santana (gerente de Desenvolvimento de Pessoas da Cemig), com moderação de Flávia Lima, sócia e diretora de conteúdo do Instituto O Setor Elétrico.

Em resposta à pergunta inicial realizada pela moderadora Flávia Lima, sobre como o Brasil pode garantir uma expansão de transição energética justa, a executiva da Eletrobras, Lilian Queiroz, destacou o papel do regulador no desenvolvimento de novas tecnologias e na promoção da sustentabilidade no setor elétrico.

“Quando falamos em fontes intermitentes, como a solar e a

eólica, é fundamental abordar a questão regulatória. O setor precisa de um arcabouço jurídico e regulatório robusto, que proporcione segurança aos investidores. Sem esse suporte, os investimentos não vêm. Hoje, faço parte do Comitê de Geração da ABDIB (Associação Brasileira da Infraestrutura e Indústrias de Base), e temos discutido a infraestrutura do país de forma ampla, e a regulação sempre surge como um ponto central”, explicou Lilian.

Em complemento, a diretora de ativos da Eletrobras reforçou que as atualizações regulatórias também devem ser atendidas para demandas que visam modelos já presentes no setor. Segundo ela, “para viabilizar a modernização dos ativos existentes — especialmente das hidrelétricas que já estão com a vida útil física avançada — é necessário haver incentivos regulatórios. Caso contrário, esses projetos deixam de ser atrativos. Precisamos garantir que o ambiente regulatório acompanhe a evolução tecnológica e ofereça estabilidade, para que os investimentos, especialmente em fontes renováveis, continuem a chegar ao Brasil,” reforça.

No encerramento do debate, as painelistas apresentaram o livro "Energia em Transformação – A Contribuição das Mulheres para a Transição Energética". A obra reúne a voz e a experiência de 55 mulheres de diferentes áreas do setor elétrico, que juntas formam a autoria do livro para dialogar sobre a transição energética justa e inclusiva, com protagonismo feminino no centro do debate. As participantes do painel formam o time de organizadoras da publicação, a qual contou com o patrocínio das empresas EQTLAB, do Grupo Equatorial, Treetech, S&C Electric, Baur, Embark e Hitachi.

Sobre o feito, a executiva da Cemig, Cicéli Martins, destacou que “o objetivo do livro é ser uma fonte de inspiração, seja para mulheres ou para homens, sobre como enfrentar e solucionar os diversos desafios que temos no sistema elétrico atualmente. A transição energética exige novas formas de pensar, mais inclusão e colaboração entre os agentes. Ao compartilhar nossas experiências e conhecimentos, mostramos que é possível construir um setor mais sustentável, inovador e representativo”, ressaltou Martins.

RESILIÊNCIA DE REDE E MUDANÇAS CLIMÁTICAS

Da mesma forma que a agenda regulatória tem ocupado o centro das discussões do setor elétrico, outro tema que vem sendo discutido de forma enfática pelos agentes é a resiliência das redes elétricas frente às mudanças climáticas atuais. No segundo dia do T&D Energy, o painel “Do risco à resiliência: avanços e caminhos a percorrer em busca fortalecimento da rede na era das mudanças climáticas” trouxe importantes reflexões de transmissoras e distribuidoras de energia sobre os impactos dos eventos climáticos extremos. Além disso, destacou o papel de empresas parceiras do setor, como a Climatempo, no desenvolvimento de soluções para esses desafios.

Somou ao debate, Beatriz Tavares (superintendente de Operação e Manutenção da Argo Energia), Bruno Isolani (diretor executivo de Operações da ISA Energia), Luciano Ritter (head da Vertical de Energia da Climatempo), e Marcos Campos, (diretor geral da EDP São Paulo). A moderação foi conduzida por Lucas Poersch (gerente de Vendas Brasil de Distribuição e Transmissão de Energia da Prysmian).

O painel se iniciou com o head da Vertical de Energia da Climatempo, Luciano Ritter, destacando a importância de se reconhecer e utilizar dados climáticos, mas ponderou que a maior parte dessas informações está concentrada em regiões com alta densidade populacional. “Isso faz sentido, no entanto, do ponto de vista da engenharia e da infraestrutura elétrica, essa não é a realidade, já que muitas das linhas de transmissão cruzam áreas remotas e com pouca cobertura de estações meteorológicas, como Mato Grosso, Pará e interior do Mato Grosso do Sul”.

Dada a importância do tema para o setor elétrico, cada vez

mais dados têm sido coletados a fim de direcionar melhor os agentes em seus planejamentos. Para se ter uma ideia do impacto das mudanças climáticas, Ritter cita um caso prático ocorrido na área de concessão da EDP São Paulo. ”Em fevereiro de 2022, foram registrados cerca de 6 mil raios. Já em fevereiro de 2023, o mesmo mês em que ocorreram as chuvas extremas no litoral norte de São Paulo, esse número saltou para 41 mil raios. Isso mostra a importância de termos uma base histórica sólida para conseguir analisar variações, identificar tendências e planejar ações de reforço e reestruturação da rede elétrica” afirmou o meteorologista da Climatempo.

Como se preparar para esse novo cenário climático? O diretor geral da EDP São Paulo, Marcos Campos, destacou os investimentos realizados pela distribuidora como uma estratégia de fortalecer suas áreas de concessão diante dos eventos climáticos extremos. Segundo ele, a empresa tem apostado em novas tecnologias, como self-healing (ferramenta que permite religar automaticamente trechos da rede elétrica com defeito, reduzindo os impactos das interrupções de energia elétrica) e a construção de novas subestações de energia.

“Nossa grande aposta foi o self healing, que é a capacidade da rede de se reconfigurar automaticamente. Além disso, dobramos a construção de subestações de energia elétrica, uma a cada seis meses, o que nos trouxe maior capilaridade frente a esses desafios. Na última contingência, em que estivemos juntos inclusive, enfrentamos um pico de 170 mil clientes afetados. Desses, 80 mil foram restabelecidos automaticamente pela lógica do self-healing, sem nenhuma intervenção manual, em questão de segundos. Isso nos dá uma vantagem competitiva e uma resposta mais eficiente à sociedade”, disse o diretor geral da EDP São Paulo.

Eventos do setor

NEGÓCIOS E NETWORKING

Com 16 estandes, a feira de exposição do T&D Energy repetiu as edições anteriores e ofereceu ao público presente a oportunidade de conhecer as melhores e mais recentes inovações das principais empresas provedoras de tecnologia do setor elétrico, proporcionando o cenário ideal para novos negócios e relacionamentos e networking. “O evento, mais uma vez, foi excelente — tanto pela presença de público quanto pelo número e qualidade dos expositores. Já faz parte do nosso calendário anual de eventos. Conversando com todo o time de vendas que esteve aqui, todos conseguiram aproveitar bem,

encontraram pessoas-chave e tiveram conversas relevantes. Valeu a pena participar”, destacou Lucas Fritoli, diretor de Marketing da Treetech.

A Prysmian Group destacou a relevância crescente do T&D Energy dentro do setor. “É um evento que está tomando cada vez mais corpo e ganhando representatividade. Algumas palestras e mesas-redondas foram muito interessantes, com temas bastante atuais. O que chama atenção é a diversidade de empresas presentes e, mesmo com atuações distintas, todas acabam convergindo para os mesmos pontos — como a resiliência de rede e o monitoramento de sistemas. Isso mostra um alinhamento geral do setor, mesmo sem uma coordenação explícita”, disse o diretor de vendas da Prysmian Group, Felipe Mottin.

Daniel Bento, CEO da BAUR do Brasil e BAUR USA Corp, destacou o nível de qualidade apresentado pelas palestras e painéis de debates. Segundo ele, “do ponto de vista técnico, a qualidade também foi excelente. Tivemos cases que contribuíram bastante com o setor, compartilharam experiências, e isso é algo que promove aprendizado. A partir desses relatos, temos um processo de melhoria contínua. Escutar os pares serve de inspiração para outros projetos”, pontuou.

Da mesma maneira pensa Alexandre Rios, Head de Vendas da Itaipu Transformadores. “Foram temas muito pertinentes, com um público qualificado. Profissionais que possibilitam um nível de debate muito rico, e palestras que, de fato, inflamam discussões importantes

dentro do setor. A proposta é justamente essa: sair da esfera conceitual e ir para uma esfera prática, com muita aplicação real para os temas apresentados”.

Parceira desde a 1° edição do T&D Energy, a Roxtec avaliou positivamente o evento deste ano, destacando avanços em relação às edições anteriores. Para a empresa, houve uma evolução significativa na organização, na qualidade do conteúdo e, principalmente, no perfil técnico dos participantes.

“A estrutura está melhor, desde a disposição dos estandes até o fluxo de visitantes e serviços oferecidos. O público também se qualifica a cada edição — são profissionais com poder de decisão, que conhecem o setor e buscam melhorias reais. A Roxtec, com certeza, estará presente na quinta edição”, afirmou o diretor geral da Roxtec, Ronaldo Tarcha.

Presente na 1° edição do T&D Energy e agora retornando para a 4ª, a SEL também constatou uma evolução significativa do evento. “Eu notei uma grande diferença entre a quarta edição e a primeira. Um público mais qualificado, do ponto de vista de conhecimento comercial e desenvolvimento de relacionamento. A organização do evento também foi bastante positiva, o compromisso com os horários, a agenda, os cuidados com os palestrantes e com a coordenação das mesas. Tudo isso foi feito em alto nível e, com certeza, vai contribuir para que o próximo evento seja ainda melhor”, disse o Gerente de Vendas da SEL, Eduardo Zanirato.

“A estrutura está melhor, desde a disposição dos estandes até o fluxo de visitantes e serviços oferecidos. O público também se qualifica a cada edição — são profissionais com poder de decisão, que conhecem o setor e buscam melhorias reais. A Roxtec, com certeza, estará presente na quinta edição”, afirmou o diretor geral da Roxtec, Ronaldo Tarcha.

CINASE Porto Alegre marca retomada da indústria elétrica do RS

Adiado sucessivas vezes em função das enchentes que atingiram o estado em 2024, evento foi realizado entre os dias 11 e 12 de março e contou com a participação de mais de 1.400 pessoas

Por Edmilson Freitas

Após meses de espera, o Circuito Nacional do Setor Elétrico (CINASE) finalmente desembarcou em Porto Alegre/RS, levando ao estado grandes nomes do segmento nacional, com debates e palestras sobre os principais temas da indústria da eletricidade, além da feira de exposição com as maiores empresas do ramo da engenharia elétrica no Brasil e no Rio Grande do Sul. Previsto inicialmente para ocorrer em maio de 2024, o evento precisou ser adiado devido à cheia histórica que assolou o Rio Grande do Sul naquela ocasião, impactando milhares de pessoas, ceifando vidas e provocando danos profundos à infraestrutura local, inclusive da rede elétrica do estado.

Marcado por grande comoção e sentimento de superação, a abertura do evento contou com a participação do Diretor Presidente da Equatorial Energia/CEEE, Riberto Barbanera. Bastante emocionado, o executivo compartilhou alguns dos principais desafios vivenciados no Rio Grande do Sul para a superação dos danos causados pela cheia histórica do rio Guaíba à infraestrutura elétrica da capital gaúcha e de diversos outros municípios.

Ao falar sobre os desafios da distribuição de energia elétrica no contexto dos fenômenos climáticos extremos, Riberto detalhou uma série de medidas e iniciativas que foram adotadas, em parceria com empresas e distribuidoras de outros estados, para socorrer o Rio Grande do Sul, durante a cheia de maio de 2024, que deixou cerca de 2.5 milhões de consumidores sem energia, por vários dias. “Não há uma bala de prata, não há uma solução única para enfrentamentos de eventos climáticos extremos, o que há é uma inteligência ao serviço, a uma prática de engenharia que precisa ser aportada, discutida, para que atenda aos interesses de todos os players envolvidos neste segmento”, afirmou.

Além de apontar os desafios de enfrentamento aos eventos climáticos, o painel com o tema “As cooperativas de distribuição de energia e os desafios da atualidade” também evidenciou uma outra preocupação comum entre as distribuidoras de energia do país: a expansão da geração distribuída (GD). Presente em 72 municípios gaúchos, em sua maioria na região rural do estado, a Coprel falou sobre os desafios para ampliação da resiliência das redes de distribuição no estado.

Eventos do setor

“Olhando o futuro e a resiliência, entendemos que esses desafios serão resolvidos com foco na inovação, na sustentabilidade e na eficiência operacional. A expansão da GD é um desafio para todas as distribuidoras. Atualmente, a Coprel possui 63 megawatts (MW) de potência instalada de GD, isso é a mesma potência da carga da irrigação, com uma demanda de 65 MW. O nosso pico da demanda da irrigação é noturno, enquanto que o pico da GD é entre 12h e 13hs, então, a gente tem os extremos e o sistema precisa ser resiliente e atender no momento da geração, onde temos o fluxo inverso de circuito, e na parte da noite, que tem que ser forte o suficiente para atender a carga de irrigação. Esse é um grande desafio que temos que conviver e ter ações para mitigar”, explicou o engenheiro eletricista da cooperativa, Leonardo Stöhlirck. O painel contou ainda com a participação de representantes da Certaja Energia (Mateus May), da Certel (Simão Diehl), e da Fecoergs (Luís Osório).

O mercado de renováveis no Rio Grande do Sul também

ganhou destaque no evento, contando com a participação de representantes das principais empresas e entidades representativas do segmento industrial e elétrico do estado, como: Jussara Mattuella - NIEPIEE UFRGS; Eberson Silveira - SEMA-RS; Gabriela Maciel – UFRGS; Sergio Junior Sperandio - Equatorial Energia/CEEE; Rafael Hollweg Salamoni - VP do Sindienergia-RS; e Guilherme Sari - Diretor e delegado da FIERGS/Moderador.

ESG e a indústria no Rio Grande do Sul – Um dos temas mais aguardados do evento foi o debate que tratou sobre as práticas de ESG na indústria da eletricidade do Rio Grande do Sul. O Painel, que ocorreu no segundo dia do evento, contou com a participação de especialistas e entidades ligadas ao tema, como: Ana Paula Pulito, Gerente de Sustentabilidade da CMPC; Débora Pressoto, Conselheira e Sócia na IMS Soluções em Energia Ltda; Karin Corrêa, Diretora Técnica Sindienergia-RS; Juliana Pretto Stangherlin, do Comitê Socioambiental Sindienergia-RS; e Ricardo Pigatto, do Conselho de Infraestrutura da FIERGS.

Eventos do setor

FEIRA DE NEGÓCIOS

Com 36 estandes dos principais players do universo da engenharia elétrica nacional e do Rio Grande do Sul, a área de exposição do CINASE Porto Alegre contou com mais de quatro mil metros quadrados, abrigando o showroom de grandes marcas como: ABB; Brval; GIMI; Itaipu; Trael; Tramontina; Varixx; Kraper; Lucy Electric; Proauto; WEG; ABT; Baur; Boreal; Frontec; Mitsubishi; ITB Transformadores; Blutrafos; Chint; Clamper; Embrastec; Grupo Intelli; Kraus & Naimer; KRJ; Lubraoil TransforV; Magvatech; Minuzzi; Pextron; Romagnole; S&C; Schneider Electric; Siemens; SIL; Tamura; e Wohner.

Fundada em 1911 no município de Carlos Barbosa, Rio Grande do Sul, a Tramontina marcou presença no CINASE de Porto Alegre com um grande time de profissionais, mostrando toda a sua força e tradição, que fizeram da empresa uma referência nacional e internacional em diversos segmentos, inclusive no setor elétrico. “É um orgulho muito grande participar do CINASE. Para nós que somos do Rio Grande do Sul é muito importante estarmos presentes para esse público da grande Porto Alegre

e todo o estado. O que notamos é que o evento está cada vez mais qualificado, com um público que vai desde instaladores, engenharias, construtoras, e isso é uma grande oportunidade para nós, de novos negócios e de crescimento constante”, afirma o Gestor Comercial da empresa, Ricardo Breda.

Estreante no CINASE, a Kraper fez do evento uma arena de networking, fortalecendo o relacionamento com parceiros cativos e construindo novas pontes para negócios e crescimento na região. “Ficamos bastante surpresos com o CINASE, organização excelente. Com certeza estaremos em outras edições, pois aqui tivemos a oportunidade de conhecer áreas diferentes onde a Kraper pode atuar e também oportunidade de conhecer clientes que a gente já atendia aqui no RS e continuaremos atendendo”, explicou Irajá Gehrke, coordenador comercial da Kraper Transformadores.

Após passar alguns anos sem participar do CINASE, a Blutrafos retornou ao CINASE de Porto Alegre, onde pode mais uma vez constatar a qualidade técnica e o universo de possibilidades que o evento propicia, tanto para os patrocinadores, quanto para os seus visitantes. “A gente gosta muito deste modelo do CINASE,

porque se fala diretamente com os técnicos. Pelo escopo que vendemos na Blutrafos, o CINASE é um modelo que nos agrada muito, tanto que fechamos contrato para todas as cinco edições de 2025”, destacou Silvio Demarchi, gerente de vendas da divisão de sistemas da empresa.

Palestra no estande – Presente em 140 países, a Chint levou ao CINASE Porto Alegre algumas das principais novidades da empresa para o mercado Brasileiro, que puderam ser conferidas, inclusive, durante a palestra muda realizada no estande da multinacional chinesa. “Sabemos que Porto Alegre é um berço de tecnologia, de grandes indústrias, por isso apostamos muito nesta edição, inclusive com muitas novidades sendo apresentadas aqui. A experiência da palestra muda foi bem interessante, pois tivemos um público que veio especialmente para prestigiar e assunto que nós abordamos, que era proteção em 800 volts, então, houve bastante aderência, e após a palestra, as pessoas vieram tirar dúvidas sobre o produto, o que não aconteceria se a palestra fosse no auditório. Então, isso superou nossas expectativas”, afirmou Leandro Rebelato, Gerente Comercial e Produtos da Chint Brasil.

Com 36 estandes dos principais players do universo da engenharia elétrica nacional e do Rio Grande do Sul, a área de exposição do CINASE Porto Alegre

contou com mais de quatro mil metros quadrados, abrigando o showroom de grandes marcas.

HOMENAGENS

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

ALZENIRA DA ROSA ABAIDE

É professora do curso de Engenharia Elétrica da UFSM, onde foi coordenadora por 10 anos. Pesquisadora de Produtividade do CNPq há 12 anos, atuou como editora em revistas internacionais e é representante do Brasil no CIRED, maior congresso global sobre distribuição de energia. Também foi consultora do Centro de Gestão e Estudos Estratégicos para o MCTI e participou da coordenação de 37 projetos de P&D regulamentados pela ANEEL.

EBERSON SILVEIRA

Engenheiro Eletrônico pela PUCRS, Mestre em Engenharia Mecânica (Energia) pela UFRGS e professor da PUCRS desde 1982. Atualmente, é Gerente de Planejamento e Programas da Secretaria de Minas e Energia do RS e conselheiro do Conselho de Infraestrutura da FIERGS. Coordenou a elaboração do Atlas Eólico do RS (2014) e do Atlas de Energias Renováveis, o Hidroenergético, lançado no final de 2024. Atuou na expansão da energia eólica no estado, incluindo o Parque Eólico da Honda. Com ampla experiência em políticas energéticas, ocupou cargos estratégicos na Secretaria de Energia do RS e na AGDI. Também desenvolveu projetos de Redes Públicas de Telecomunicações, recebendo a Medalha Tiradentes.

NILZA LUIZA VENTURINI ZAMPIERI

Engenheira elétrica pela UFSM, com mestrado e doutorado em Engenharia e Gestão Industrial. Professora da UFSM, foi diretora do Centro de Tecnologia, pró-reitora e chefe de departamento. Destacou-se na implantação de programas de empreendedorismo e inovação, coordenando a criação do Tecnoparque de Santa Maria, empresas juniores e iniciativas como PET/CAPES e REENGE. Atuou como Conselheira Federal do Confea, membro do Conselho de Inovação da FIERGS e do Conselho Municipal de Ciência e Tecnologia. Teve forte atuação na integração entre academia, setor produtivo e governo, promovendo inovação e desenvolvimento sustentável.

SADI RONI MATZENBACHER

Possui graduação em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal do Rio Grande do Sul (1979) e Mestrado em Engenharia Elétrica pela Pontifícia Universidade Católica do RS (1998).

Atualmente, é professor titular da Pontifícia Universidade Católica RS, atuando principalmente nos seguintes temas: NBR 5422, Distâncias de Segurança, Faixas de Segurança e linhas de transmissão.

PRÊMIO O SETOR ELÉTRICO

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

INOVAÇÃO TECNOLÓGICA

Inovação Tecnológica: Energia para Reconstruir. Proponente: CEEE, GRUPO EQUATORIAL ENERGIA, PEE ANEEL

INSTALAÇÕES ELÉTRICAS INDUSTRIAIS E COMERCIAIS

Diagnóstico Elétrico e Energético para a Master em Flores da Cunha – RS. Proponente: - Tes Consult

PROJETO LUMINOTÉCNICO

Catedral Metropolitana de Porto Alegre. Proponente: Cristina Maluf Arquitetura de Iluminação

PESQUISA & DESENVOLVIMENTO

Inteligência Artificial para Identificação de Ligações Clandestinas na Rede de Distribuição a partir de Imagens de Satélites. Proponente: UFSM, CELESC Distribuição, FOX IOT, P&D ANEEL

ENERGIAS RENOVÁVEIS

Geração e Eficiência Energética no Hospital São Vicente de Paulo. Proponente: DAS Engenharia, PEE ANEEL, RGE CPFL, HSVP

Distributech 2025: Mostrando força e competitividade, pavilhão Brasil contou com mais de 30 empresas

REALIZADA ENTRE OS DIAS 24 A 27 DE MARÇO, EM DALLAS, NOS EUA, A FEIRA, QUE CONTOU COM A COBERTURA DA REVISTA OSE, RECEBEU MAIS DE 18 MIL VISITANTES, DE 87 PAÍSES

Por Edmilson Freitas

Mostrando toda a relevância e versatilidade da cadeia da indústria brasileira dos segmentos de Geração, Transmissão e Distribuição (GTD), o Brasil marcou presença na Distributech 2025, realizada em Dallas, nos Estados Unidos, entre os dias 24 a 27 de março. Viabilizada por meio de uma parceria entre a Associação Brasileira da Indústria Elétrica e Eletrônica (Abinee) e a Agência Brasileira de Promoção de

Exportações e Investimentos (ApexBrasil), o pavilhão Brasil contou com a participação de mais de 30 empresas expositoras, que juntas, ocuparam um espaço de mais de 400 m², destacando soluções tecnológicas e sustentáveis e reforçando o potencial do Brasil como referência mundial em energia renovável e inovação. Antenada e sincronizada com os principais acontecimentos

e eventos do setor elétrico brasileiro e mundial, a Revista OSE também esteve presente na feira, conferindo de perto as novidades apresentadas tanto pela delegação brasileira, quanto pelos grandes players do segmento elétrico internacional.

“Foi gratificante ver a força e a vitalidade da indústria elétrica brasileira. São grandes empresas que ocupam um papel de destaque na entrega de soluções e de tecnologias de ponta para diversas partes do mundo, fortalecendo e estimulando o crescimento econômico brasileiro. Para nós, do Grupo O Setor Elétrico, foi ainda mais especial, pois encontramos lá empresas parceiras que estão conosco em eventos como o CINASE, T&D, CIDE e muitas outras iniciativas lideradas pela Revista OSE”, afirmou o CEO do Grupo, Adolfo Vaiser.

Com cerca de 18 mil visitantes, oriundos de 87 países, e mais de 700 expositores, a presença brasileira na Feira, de acordo com a gerente de Relações Internacionais da Abinee, Monique Morata, foi estratégica. “A Distributech 2025 mostrou, mais uma vez, a competitividade da indústria brasileira e a capacidade das nossas empresas de oferecerem soluções tecnológicas avançadas para o mercado global”, destaca a executiva.

De olho no mercado global, a ITAIPU Transformadores chamou a atenção para a importância da adequação da indústria nacional às certificações internacionais. "A Distributech 2025 evidenciou que a preparação contínua e a adaptação aos padrões internacionais são fatores críticos para a competitividade global. A forte presença brasileira demonstrou a evolução técnica da nossa indústria, mas também reforçou a necessidade de excelência em conformidade, certificações e inovação para sustentar o crescimento no mercado externo”, explica Reno Bezerra, CEO da Itaipu Transformadores.

De acordo com o executivo, com o cenário global de energia em expansão e o aumento da demanda por transformadores, “o Grupo SABE tem investido de forma estratégica na preparação da Itaipu Transformadores para atender aos requisitos técnicos e regulatórios do mercado norte-americano”. As recentes políticas tributárias, anunciadas pelo governo norte-americano, também estão no rol de preocupações da empresa. “Sabemos também que fatores externos, como a política tributária, têm impacto direto na competitividade internacional, e estamos atentos a soluções que garantam mais eficiência às nossas operações. A participação na Distributech reforça nossa visão: estamos preparados para ampliar nossa presença global, com produtos de alta performance e um compromisso inabalável com a inovação e a excelência", reforça Reno Bezerra.

Com a recente inauguração de sua unidade nos Estados Unidos, a Romagnole intensificou suas ações de divulgação da marca e de seus produtos no mercado norte-americano. “O objetivo da participação foi apresentar as soluções inovadoras oferecidas pela Romagnole, fortalecer conexões com empresas e profissionais do setor, além de promover a troca de conhecimentos e expandir a atuação da companhia no mercado internacional. A presença na feira reforça o compromisso da Romagnole em se posicionar como uma referência global em soluções para o setor elétrico”, destaca Fabio Petrilli, Gerente de Marketing e Inteligência de Mercado.

DA NBR 16690:

Incorporando ainda mais segurança e qualidade às instalações fotovoltaicas brasileiras

A partir da segunda metade da década de 2010, com a crescente disseminação dos sistemas fotovoltaicos no Brasil, especialmente na geração distribuída, tornou-se evidente a necessidade de uma norma técnica nacional que padronizasse as instalações elétricas desses sistemas, garantindo um nível mínimo de segurança e qualidade. Diversos atores do setor fotovoltaico, incluindo fabricantes de equipamentos, instituições de ensino e profissionais da área, como projetistas e instaladores, passaram a demandar a criação dessa norma técnica. Em outubro de 2019, após quase sete anos de trabalho, a Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT) publicou a NBR 16690 - Instalações elétricas de arranjos fotovoltaicos

- Requisitos de projeto, estabelecendo os requisitos específicos para as instalações elétricas desses sistemas.

A elaboração da NBR 16690 teve como base os documentos

da International Electrotechnical Commission (IEC), entidade responsável pela criação das normas internacionais na área de eletricidade. Logo no início dos trabalhos para desenvolver a norma nacional, a IEC iniciou um processo de atualização da primeira edição da norma IEC 60364-7-712, o que eventualmente resultou na publicação da segunda edição dessa norma e na primeira edição da IEC 62548. Dessa forma, a NBR 16690 nasceu alinhada às normas internacionais mais recentes da época, e, até hoje, continua sendo um documento atual. Para fins de comparação, nesse mesmo período, a IEC publicou apenas a IEC 62548-1, norma sem muitas modificações de conteúdo em relação à IEC 62548.

Nos últimos cinco anos e meio, a NBR 16690 foi amplamente adotada pelo setor fotovoltaico brasileiro, impulsionada por uma forte campanha de divulgação após sua publicação. Além dos

*Por Marcelo Pinho Almeida

benefícios advindos da adoção de uma norma técnica nos projetos, na instalação e na capacitação de profissionais, essa disseminação massiva ajudou a identificar rapidamente pontos que poderiam ser aprimorados na norma. Diante disso, a Comissão de Estudo da ABNT responsável pela norma, a CE-003:064.001, reativou o Grupo de Trabalho que a desenvolveu e incumbiu-o de revisar o documento. A revisão, inicialmente, não tem como objetivo reescrever a norma, mas ajustá-la para atender melhor aos contextos técnicos e econômicos atuais e às novas exigências de segurança, especialmente aquelas relacionadas ao risco de incêndio.

Entre os pontos que já foram levantados pelo Grupo de Trabalho, alguns merecem destaque. O primeiro diz respeito ao escopo da norma, que atualmente abrange arranjos fotovoltaicos de qualquer potência, independentemente do tipo de instalação. Sabe-se que alguns requisitos das instalações elétricas podem ser mais ou menos adequados, dependendo do tipo de arranjo fotovoltaico.

Por isso, a norma deveria refletir essas especificidades, enumerando requisitos gerais e particulares para cada tipo de instalação, como arranjos fotovoltaicos conectados a microinversores, aplicações com integração arquitetônica, instalações em solo, instalações em lajes ou telhados, e usinas fotovoltaicas de grande porte. Também será considerada a possível ampliação do escopo da norma para incluir requisitos para a parte em corrente alternada dos sistemas fotovoltaicos.

Outro ponto importante refere-se à adequação da NBR 16690 à IEC 62548-1 e à nova edição da IEC 60364-7-712, que está prestes a ser publicada. Esta adequação é fundamental para alinhar as práticas nacionais às internacionais, sempre com o cuidado de nacionalizar as soluções quando necessário, de forma a garantir que a norma seja compatível com o panorama brasileiro. Além da compatibilidade com as normas internacionais, também existe uma preocupação com a sinergia com as normas nacionais, com destaque para a NBR

5410, que está em processo de revisão, a NBR IEC 61643-32, sobre proteção contra surtos de tensão, e as normas em elaboração sobre aterramento e SPDA para sistemas fotovoltaicos.

Outro ponto relevante é a inclusão de requisitos de segurança relacionados aos riscos de incêndio, tanto para reduzir ou mitigar o risco de um arranjo fotovoltaico causar um incêndio, quanto para garantir que ele não agrave um incêndio causado por fatores externos.

A preocupação com os riscos de incêndio associados aos sistemas fotovoltaicos, especialmente ao arranjo fotovoltaico, tem ganhado destaque no Brasil. Em 2022, o Comitê Nacional de Combate a Incêndio (CONACI), do Conselho Nacional dos Corpos de Bombeiros Militares do Brasil, enviou uma carta para diversas associações e órgãos públicos alertando sobre os riscos e solicitando a coordenação de ações voltadas para a sua mitigação. Em resposta a essa demanda, a ABNT publicou, em 2025, a NBR 17193. Nesse contexto, uma das principais modificações na NBR 16690 será a inclusão de uma subseção específica para a detecção e interrupção de arcos elétricos em série, estabelecendo a obrigatoriedade da proteção e os requisitos de localização no arranjo fotovoltaico, bem como as exigências de detecção.

Por fim, é importante esclarecer que as atividades de revisão da NBR 16690 ainda estão em andamento e não há um prazo definido para a conclusão deste trabalho. No entanto, conforme já mencionado, a NBR 16690 não está ultrapassada, permitindo que o processo de revisão seja realizado com tranquilidade, acompanhando o progresso dos demais projetos de normas correlatos que estão em andamento na ABNT.

*Marcelo Pinho Almeida é Professor Doutor do Instituto de Energia e Ambiente da Universidade de São Paulo (IEE-USP), possui Doutorado em Energia pela USP e é o relator do Grupo de Trabalho que elaborou e atualmente revisa a NBR 16690.

Notícias do Setor

INOVAÇÃO NA PRYSMIAN – Única companhia no Brasil capaz de fabricar e comissionar sem recorrer a fornecedores externos, a Prysmian investe na aquisição de um laboratório móvel que permite testar em campo sistemas de alta tensão com cabos isolados. Essa é a segunda fonte ressonante em posse da Prysmian no Brasil, elevando a sua capacidade e disponibilidade de realizar ensaios de cabos isolados de alta e extra alta tensão. Dos atuais 345 kV, a companhia agora é capaz de realizar ensaios superiores a 500 kV, a exemplo do projeto de interligação desenvolvido para a TAESA na Subestação Assis, algo sem precedentes no mercado brasileiro. O novo transformador ressonante é o que podemos chamar de ‘cereja do bolo’ de todo um ciclo de investimentos da Prysmian Brasil no segmento de alta tensão. Com dois laboratórios móveis, além da Prysmian aumentar a sua disponibilidade para testes, há também o aumento de capacidade, uma vez que a combinação entre os reatores ressonantes permite executar testes que exijam uma grande elevação de tensão (ligação em série) ou cobrir longos lances de cabos (ligação em paralelo). Para serem comissionadas, as linhas de transmissão subterrâneas devem ser submetidas a testes de aplicação de tensão alternada com fonte

independente de energia.

Antes de estrear no comissionamento no segundo semestre, o novo laboratório móvel da Prysmian será apresentado em primeira mão aos visitantes da feira do Seminário Nacional de Distribuição de Energia (SENDI) 2025, a ser realizado entre 27 e 30 de maio em Belo Horizonte-MG.

MANUTENÇÃO PREVENTIVA DA CEMIG - Entre os meses de maio e outubro deste ano, a Cemig vai intensificar as ações de manutenção preventiva em todos os 774 municípios da sua área de concessão, visando principalmente aumentar a resiliência da rede de distribuição. Para isso, a companhia irá destinar cerca de R$ 360 milhões, valor que supera em 15% o realizado em 2024. Até o final de 2025, a companhia vai realizar mais de 835 mil podas de árvores e providenciar a limpeza de mais de 50 mil km de linhas, bem como vistoriar, por meio de drones e equipamentos de termovisão, centenas de km da rede de média tensão. Além disso, a companhia vai substituir milhares de equipamentos, como cruzetas, postes, isoladores e para-raios.

MONITORAMENTO DO CLIMA EM MICRORREGIÃO - A Climatempo firmou parceria com a ARGO Energia para fornecer uma solução de inteligência de dados meteorológicos com seis sensores, ou estações meteorológicas, em campo que irá monitorar as microrregiões das linhas de transmissão Samuel – Ariquemes e Ariquemes – Ji-Paraná, em Rondônia, e estará em operação até maio de 2025. Uma das principais empresas de transmissão de energia e que faz parte do SIN (Sistema Interligado Nacional), a ARGO é uma das primeiras transmissoras a contar com este tipo de inteligência para monitorar suas operações e ativos.

LANÇAMENTO - A Tramontina amplia seu portfólio de soluções para segurança elétrica com o lançamento da linha de Minidisjuntores TDJ5. Essenciais para a proteção de instalações elétricas, esses dispositivos garantem o correto funcionamento das redes em residências, comércios e indústrias. Com design funcional, os minidisjuntores TDJ5 possuem capacidade nominal de curtocircuito de 4,5 kA, são compatíveis com redes de 127 V a 220 V e oferecem grau de proteção IP20 e Classe 1, proporcionando mais segurança ao sistema elétrico.

AUTOPRODUÇÃO DE ENERGIA - O Grupo Electra e o Grupo Comporte firmaram um acordo para a implantação de um projeto de autoprodução de energia renovável. Trata-se de um parque eólico com capacidade instalada de 122 MW. O pedido foi protocolado na semana passada no Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE). A energia gerada será destinada, a partir de 2027, ao abastecimento das linhas de metrô de Belo Horizonte e trens de São Paulo cujas concessões estão sob a responsabilidade do grupo de transportes, que, quando estiverem completamente operacionais, utilizarão aproximadamente 52 MW médios.

FILASA 2025 - O Grupo Equatorial é finalista na 6ª edição do Finance & Law Summit and Awards (FILASA) 2025, na categoria “Melhor Departamento Jurídico – Setor de Energia”, uma das mais relevantes premiações dos mercados jurídico e financeiro do país. A indicação é resultado de uma ampla pesquisa realizada pela Leaders League Brasil, que identificou os maiores destaques em 31 categorias. A shortlist passou por uma votação nacional com a participação de mais de 30 mil profissionais do mercado corporativo, que definiu os finalistas desta edição. A cerimônia de premiação será realizada no dia 24 de junho, no World Trade Center São Paulo, reunindo executivos, lideranças e especialistas dos setores jurídico e financeiro para um dia de debates estratégicos, trocas de experiências e networking de alto nível.

Desempenho de Linhas de Transmissão Frente a Descargas Atmosféricas

A resiliência das Linhas de Transmissão (LTs) também é testada pelo seu desempenho frente às descargas atmosféricas. A partir desta edição, trataremos deste assunto sob a coordenação do Eng. Eletricista Rafael Alipio, que é doutor em Engenharia Elétrica pela UFMG e professor do CEFET-MG, onde coordena o Laboratório de Transitórios Eletromagnéticos (LabTEM). Possui ampla experiência em desempenho de linhas de transmissão e desenvolve pesquisas e consultorias técnicas na área.

Capítulo 3

Resistência/impedância de pé de torre de linhas de transmissão

INTRODUÇÃO

Quando um raio atinge uma estrutura de uma linha de transmissão (LT), a corrente se divide entre a estrutura e os cabos de blindagem, conforme as respectivas impedâncias de surto. O produto da parcela de corrente injetada na estrutura pela sua impedância de surto resulta em uma onda de tensão imposta às cadeias de isoladores, podendo causar descargas disruptivas entre a estrutura e uma ou mais fases, o que pode levar ao desligamento da LT.

A resistência/impedância de pé de torre é um fator determinante na elevação de potencial ao longo da estrutura. Um valor reduzido de resistência/impedância resulta em um coeficiente de reflexão negativo de tensão na base da torre, o que contribui para limitar a elevação de potencial e, consequentemente, mitigar as sobretensões impostas às cadeias de isoladores.

Este fascículo discute conceitos importantes relacionados à resistência e impedância de pé de torre, ao comprimento efetivo dos cabos contrapeso e à definição do valor de resistência desejável para garantir o desempenho satisfatório da LT frente a descargas atmosféricas. Para apoiar a análise desses conceitos, são apresentados, ao longo do texto, alguns resultados de simulação obtidos com um modelo eletromagnético rigoroso.

DIFERENÇA ENTRE RESISTÊNCIA E IMPEDÂNCIA DE ATERRAMENTO

Em função de seu caráter impulsivo, com rápido crescimento até o valor máximo (alguns microsegundos), as correntes de

descarga atmosférica apresentam um espectro representativo de frequências que se estende desde a corrente contínua e baixas frequências até alguns megahertz (MHz). Nessa faixa, tornam-se relevantes os efeitos reativos — indutivo e capacitivo — bem como os efeitos de propagação ao longo dos eletrodos de aterramento. O comportamento do sistema de aterramento de pé de torre, nesse contexto, é adequadamente descrito por uma impedância dependente da frequência, também chamada de impedância harmônica.

A Fig. 1(a) apresenta o módulo e o ângulo da impedância harmônica de aterramento da configuração ilustrada na Fig. 1(b), composta por quatro cabos contrapeso, cada um com 50 m de comprimento, enterrados em um solo de resistividade de 1000 Ωm. O comportamento da impedância é apresentado entre 10 Hz e 1 MHz. Considerando uma representação linear do aterramento de pé de torre, a impedância harmônica depende apenas da geometria do arranjo e das características eletromagnéticas do solo.

Observa-se que, em baixas frequências, o módulo da impedância é aproximadamente constante, com ângulo próximo de zero. A partir de cerca de 1 kHz, o módulo passa a decrescer devido ao aumento da dispersão de corrente de deslocamento, ou de natureza capacitiva, para o solo — o chamado efeito capacitivo, evidenciado pelo ângulo negativo da impedância. Em frequências mais altas, o efeito indutivo se intensifica e passa a compensar — e depois superar — o efeito capacitivo, provocando o aumento da impedância e a inversão do ângulo (positivo)1

A impedância dependente da frequência constitui uma representação rigorosa do comportamento do aterramento. Por outro

Figura 1 – (a) módulo e ângulo da impedância harmônica de aterramento entre 10 Hz e 1 MHz da configuração ilustrada em (b) composta por quatro cabos contrapeso de 50 m enterrados em um solo de 1000 Ωm

lado, para aplicações de engenharia, são desejáveis representações mais compactas — que, embora simplificadas, incorporem as principais características do comportamento do aterramento — e que possam ser diretamente aplicadas em rotinas e metodologias de cálculo do desempenho de LTs. Dentre essas representações, duas se destacam: a resistência de aterramento à frequência industrial e a impedância impulsiva de aterramento.

A resistência de aterramento (RT) à frequência industrial, ou simplesmente resistência de aterramento, corresponde à relação entre a elevação de potencial e a corrente injetada na base da estrutura para baixas frequências. Em outras palavras, trata-se do valor da impedância harmônica na faixa de baixas frequências (no caso da Fig. 1(a), RT≈13 Ω). Assim, a resistência de aterramento é um parâmetro representativo do comportamento frente a fenômenos lentos, como a elevação de potencial na base da torre provocada pela dispersão para terra de uma corrente de curto-circuito. Além disso, ela descreve também o comportamento observado pela corrente do raio ao longo de sua cauda — isto é, durante a parte de decaimento lento da forma de onda. Assim como a impedância harmônica, a resistência de aterramento depende apenas da geometria do arranjo de eletrodos e das propriedades eletromagnéticas do solo, nesse caso, especificamente, da resistividade do solo.

A corrente de descarga atmosférica que desce pela estrutura e é dispersada para terra pelos cabos contrapeso produz uma elevação de potencial transitória. A impedância impulsiva de aterramento (ZP) corresponde à relação entre os valores de pico dessa elevação de potencial e da corrente impulsiva injetada, estando associada à resposta do aterramento à frente da onda impulsiva — isto é, à parte rápida da corrente do raio. A Fig. 2 apresenta a elevação de potencial (GPR, do inglês Grounding Potential Rise) resultante na configuração de aterramento ilustrada na Fig. 1, frente à injeção de uma corrente representativa de primeiras descargas de retorno descendentes negativas2. Para esse caso, a relação entre os valores de pico da elevação de potencial e da corrente injetada, que não ocorrem

necessariamente no mesmo instante de tempo, corresponde ao valor da impedância impulsiva: ZP≈11 Ω.

Diferentemente da impedância harmônica e da resistência de aterramento, a impedância impulsiva depende, em geral, também da forma de onda da corrente injetada — além da geometria do arranjo e das propriedades do solo. No entanto, considerando as características típicas das primeiras descargas de retorno, que são as mais relevantes para a avaliação do desempenho da LT, essa dependência tende a ser praticamente desprezível.

Figura 2 – Elevação de potencial (GPR) resultante na configuração de aterramento ilustrada na Fig. 1, frente à injeção de uma corrente representativa de primeiras descargas de retorno descendentes negativas

De acordo com a Brochura Técnica 839 do CIGRE [2], o uso da impedância impulsiva para representar o aterramento no cálculo do desempenho da linha frente a descargas atmosféricas resulta em estimativas muito próximas às obtidas com a modelagem mais completa via impedância dependente da frequência.

Um último comentário refere-se ao módulo da impedância harmônica em 25 kHz que, para o arranjo de quatro cabos contrapeso considerado, pode ser inferido da Fig. 1(a) como aproximadamente Z25kHz≈9,4 Ω. Esse valor, que corresponde à impedância fornecida pelos terrômetros de alta frequência — amplamente utilizados para medição da resistência de pé de torre de linhas de transmissão — difere da resistência à frequência industrial (RT). Considerando

1 Vale salientar que, considerando-se configurações usuais de aterramento de LTs, o perfil típico da curva de impedância ilustrada na Fig. 1(a) é preservado para outros comprimentos de cabo contrapeso e valores de resistividade do solo, com a principal diferença de que o efeito capacitivo tende a ser mais pronunciado no caso de solos de maior resistividade.

2 A forma de onda de corrente considerada (ver Fig. 2, eixo y à direita) reproduz os principais parâmetros medianos de primeiras descargas de retorno, conforme medições de Berger [1], e permite representar características relevantes de ondas reais, como a presença do duplo pico, a forma côncava da frente da onda com derivada máxima próxima ao primeiro pico e o decaimento após o segundo pico. Os dados de Berger são amplamente aceitos internacionalmente e recomendados por organismos como o IEEE e o CIGRE. No Brasil, são tomados como referência na norma ABNT NBR 5419 (vide Anexo A da Parte 1). As características das correntes de descarga atmosférica serão abordadas em detalhe em um fascículo específico desta série.

valores típicos de resistividade e arranjos de cabos contrapeso usualmente empregados no Brasil, observa-se a relação Z25kHz < ZP < RT. Uma discussão específica sobre o uso do terrômetro de alta frequência e a interpretação da impedância medida em 25 kHz será apresentada no próximo fascículo.

COMPRIMENTO EFETIVO DOS CABOS CONTRAPESO

Considerando a configuração convencional de aterramento de estruturas de linhas de transmissão composta por cabos contrapeso, como a ilustrada na Fig. 1(b), a Fig. 3 apresenta o comportamento da impedância impulsiva de aterramento em função do comprimento das pernas de cabo contrapeso. Na mesma figura, é incluída também a curva da resistência de aterramento em função desse comprimento.

Figura 3 – Impedância impulsiva do arranjo da Fig. 1(b) em função do comprimento dos cabos contrapeso, considerando parâmetros elétricos do solo dependentes da frequência e resistividade de 1000 Ωm

Conforme pode-se observar, o valor da impedância impulsiva diminui com o aumento do comprimento dos contrapesos até atingir um limite denominado comprimento efetivo. A partir desse ponto, incrementos adicionais na extensão dos cabos não resultam em redução significativa da impedância impulsiva. Esse comportamento ocorre porque, além desse limiar, as componentes de alta frequência da corrente do raio (associadas à frente da onda) já se encontram suficientemente atenuadas — de modo que os trechos adicionais do cabo contrapeso deixam de contribuir de forma relevante para a dispersão de corrente para o solo.

O conceito de comprimento efetivo aplica-se à frente da onda da corrente do raio, que apresenta variação rápida, da ordem de poucos microssegundos. Já no caso da resistência de aterramento, que descreve o comportamento do sistema

frente à parte lenta da corrente, o aumento do comprimento dos cabos contrapeso segue reduzindo continuamente o valor da resistência — como mostrado na curva pontilhada da Fig. 3 3

O comprimento efetivo varia com a resistividade do solo, sendo menor para solos de baixa resistividade, nos quais a onda de corrente sofre maior atenuação. A Tabela 1 apresenta valores aproximados de comprimento efetivo (L EF) para uma gama de resistividades, que podem ser utilizados como referência prática no projeto de aterramento de pé de torre. Adotar comprimentos superiores ao efetivo geralmente não é recomendável, uma vez que não traz ganhos significativos ao desempenho frente a descargas atmosféricas e pode acrescentar custos adicionais desnecessários ao projeto.

Finalmente, observa-se na Fig. 3 que, para comprimentos inferiores ao comprimento efetivo, a impedância impulsiva é menor do que a resistência de aterramento (ZP<RT). Isso se deve à dependência da resistividade e da permissividade elétricas do solo em relação à frequência — em particular, à diminuição da resistividade com o aumento da frequência. Esse fenômeno é descrito mais adiante neste fascículo, e maiores detalhes podem ser consultados na Brochura Técnica 781 do CIGRE [3].

DEFINIÇÃO DO COMPRIMENTO DE CABOS CONTRAPESO E “CRITÉRIO DOS 20 Ω”

A determinação do comprimento de cabo contrapeso a ser lançado é realizada com base no modelo de solo obtido (ver fascículo anterior) e no valor de projeto definido para a resistência de aterramento. Para fins de padronização e para facilitar os trabalhos de campo, é comum a definição de alguns arranjos de contrapeso com comprimentos crescentes dos eletrodos. Esses arranjos são denominados fases de aterramento e numerados a partir de zero ou um, a critério do projetista, sendo a fase inicial a configuração mínima exigida para todas as estruturas.

É amplamente difundido, na área de projeto de aterramento de pé de torre, o valor de 20 Ω para a resistência de aterramento. Esse valor, possivelmente derivado da experiência prática e, também, citado no documento [4] do Operador Nacional do Sistema (ONS), seção 7.14, não deve ser encarado como um critério absoluto.

A resistência de aterramento influencia diretamente a sobretensão imposta às cadeias de isoladores: quanto menor a

1 – Comprimento efetivo de cabos contrapeso

Tabela

Potência e segurança para sua instalação elétrica

CUBÍCULO BLINDADO MODULAR CLASSE 17,5kV/630A/16kA

LINHA NEW PICCOLO ®

resistência, menor a amplitude da sobretensão resultante. Por sua vez, o risco de ocorrência de uma descarga disruptiva entre a estrutura e uma ou mais fases depende da suportabilidade das cadeias de isoladores, que está associada ao nível de tensão da LT. Portanto, uma resistência de pé de torre de 20 Ω pode ser um critério adequado para uma LT de 500 kV, mas pode não ser suficiente para uma LT de 230 kV.

Além disso, outros fatores devem ser considerados na definição do valor desejável de resistência de aterramento para garantir o desempenho satisfatório da LT, com destaque para o número anual de descargas esperado para a linha, que depende da densidade de descargas da região. Dessa forma, embora o critério dos 20 Ω possa servir como ponto de partida na fase de pré-projeto, a resistência de aterramento ideal deve ser determinada com base em estudos específicos para cada empreendimento.

Vale observar que, de acordo com nota da ABNT NBR 17140:2023 [5], “o método de cálculo tradicional de dimensionamento dos aterramentos de estruturas de LT considera apenas o valor da resistência de aterramento”. Por outro lado, ao se reduzir a resistência de aterramento, naturalmente também se reduz a impedância impulsiva, desde que o comprimento efetivo não seja ultrapassado. Em estudos complementares de desempenho da LT frente a descargas atmosféricas, o valor da impedância impulsiva de aterramento pode ser estimado a partir da resistência de aterramento (R T ) e da resistividade do solo equivalente vista pelo arranjo de cabos contrapeso (ρ 0) pela fórmula Z P=R T×(-2,9784×10 -2×ρ 0 0,3061+1,1094) proposta em [6] e válida para configurações com cabos contrapeso de comprimento igual ou inferior ao efetivo.

OBSERVAÇÕES SOBRE A CARACTERIZAÇÃO DO SOLO PARA CÁLCULO DE RT E ZP

O cálculo da resistência de aterramento envolve a obtenção de um modelo de solo estratificado em camadas, cada uma com resistividade definida a partir da campanha geoelétrica. Essa campanha utiliza técnicas normatizadas e instrumentos que operam em corrente contínua ou em baixas frequências, geralmente até cerca de 1 kHz [7].

Por outro lado, para o cálculo da impedância impulsiva de aterramento, considerando que o espectro representativo das correntes de descargas atmosféricas se estende desde baixas frequências até alguns MHz, torna-se relevante considerar a variação da resistividade ao longo dessa faixa. Adicionalmente, nessa faixa de frequências, os efeitos reativos (indutivo e capacitivo) influenciam a resposta do aterramento de pé de torre, como mostrado na Fig. 1(a), exigindo o conhecimento

da permissividade elétrica e da permeabilidade magnética do solo. A permeabilidade magnética do solo, salvo em casos específicos — por exemplo, solos com alta concentração de minerais ferromagnéticos, como a magnetita —, pode ser considerada constante e aproximadamente igual à do vácuo (μ₀). Já a resistividade e a permissividade elétricas apresentam forte variação com a frequência, sendo importante considerar esse efeito em estudos mais detalhados.

A Brochura Técnica 781 do CIGRE discute a variação da resistividade e da permissividade elétricas com a frequência e sugere a aplicação da metodologia descrita em [8] para determinação experimental dessa variação em campo. Quando não for viável realizar medições específicas, a seguinte equação é sugerida para estimar a resistividade em função da frequência [3], [9]:

ρ(f) = ρ 0 {1+ 4,7 × 10 -6 × ρ 0 0,73 × f 0,54 } -1

em que f é a frequência em Hz e ρ 0 é a resistividade medida por meio de procedimentos de medições usuais, em baixa frequência, como, por exemplo, o conhecido método de Wenner.

De acordo com resultados experimentais, a resistividade do solo diminui com o aumento da frequência [9]. Em estudos voltados ao desempenho de aterramentos frente a descargas atmosféricas, essa variação pode ser considerada para refinar as análises, especialmente em casos que exijam maior detalhamento. Finalmente, salienta-se que desconsiderar esse efeito conduz a uma estimativa conservativa da impedância impulsiva de aterramento.

CONSIDERAÇÕES FINAIS

Apresentou-se neste fascículo uma discussão de conceitos importantes no projeto de aterramento de pé de torre: a diferença entre impedância e resistência de aterramento, o conceito de comprimento efetivo de cabos contrapeso e o chamado “critério dos 20 Ω”.

O cálculo da resistência de aterramento requer a definição do arranjo de cabos contrapeso e do modelo de solo obtido por meio da campanha de medição geoelétrica. Esse cálculo é realizado com o auxílio de softwares disponíveis no mercado e segue diretrizes estabelecidas por normas nacionais [5].

Já o cálculo da impedância impulsiva de aterramento demanda o uso de modelos eletromagnéticos avançados, que considerem os efeitos indutivo e capacitivo, além dos fenômenos de propagação ao longo dos cabos contrapeso. Adicionalmente, a caracterização do solo envolve não apenas as medições

convencionais de resistividade, mas também a consideração da variação com a frequência da resistividade e da permissividade elétricas.

Atualmente, existem softwares no mercado capazes de calcular tanto a impedância harmônica quanto a impedância impulsiva de aterramento. Alternativamente — e com excelente exatidão — a impedância impulsiva pode ser estimada a partir da resistência de aterramento, utilizando as fórmulas propostas em [6].

Normalmente, o uso da resistência de aterramento em metodologias de cálculo do desempenho da LT frente a descargas atmosféricas conduz a estimativas conservadoras — isto é, resulta em previsões de desempenho mais pessimistas, como uma taxa de desligamento mais elevada, em comparação com os resultados obtidos a partir da impedância impulsiva.

No próximo fascículo, será apresentado um exemplo de cálculo que se apoia nos conceitos discutidos neste e no fascículo anterior, abrangendo os seguintes passos fundamentais: (1) obtenção de um modelo de solo estratificado a partir de dados de prospecção geoelétrica; (2) definição da fase de aterramento e cálculo de RT; (3) estimativa da resistividade equivalente (ρ₀) vista pelo arranjo de cabos contrapeso; e (4) cálculo de ZP. Adicionalmente, serão discutidos os desafios relacionados à medição da resistência/impedância de pé de torre.

REFERÊNCIAS

K. Berger, R. B. Anderson, and H. Kroninger, “Parameters of lightning flashes,” Electra, no. 80, pp. 223–237, 1975.

Working Group C4.23, “CIGRE TB 839: Procedures for Estimating the Lightning Performance of Transmission Lines – New Aspects,” Paris, 2021.

Working Group C4.33, “CIGRE TB 781: Impact of soil-parameter frequency dependence on the response of grounding electrodes and on the lightning performance of electrical systems,” CIGRE, Paris, 2019.

Operador Nacional do Sistema (ONS), “Diretrizes para a elaboração de projetos básicos para empreendimentos de transmissão,” Rio de Janeiro, 2019.

Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT), “NBR 17140: Aterramento de estruturas e dimensionamento de cabos para-raios de linha de transmissão aérea de energia elétrica,” Rio de Janeiro, 2023.

R. Alipio, M. Guimaraes, N. Duarte, and M. T. C. de Barros, “Prompt calculation of tower-footing impulse impedance considering different levels of conservativeness for the frequency dependence of soil parameters,” in 2021 35th International Conference on Lightning Protection (ICLP) and XVI International Symposium on Lightning Protection (SIPDA), IEEE, Sep. 2021, pp. 1–7.

Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT), “NBR 7117-1: Parâmetros do solo para projetos de aterramentos elétricos Parte 1: Medição da resistividade e modelagem geoelétrica,” Rio de Janeiro, 2020.

S. Visacro and R. Alipio, “Frequency Dependence of Soil Parameters: Experimental Results, Predicting Formula and Influence on the Lightning Response of Grounding Electrodes,” IEEE Transactions on Power Delivery, vol. 27, no. 2, pp. 927–935, Apr. 2012.

R. Alipio and S. Visacro, “Modeling the Frequency Dependence of Electrical Parameters of Soil,” IEEE Transactions on Electromagnetic Compatibility, vol. 56, no. 5, pp. 1163–1171, Oct. 2014.

#O autor agradece as valiosas contribuições técnicas do Eng. Fernando Diniz (Engenheiro de Linhas de Transmissão da área de Expansão da Argo Energia) e à revisão técnica do texto realizada pela Dra. Naiara Duarte (Professora Visitante do CEFET-MG).

Nova Norma de Arco Elétrico - comentada pela comissão

Um dos pioneiros no estudo do arco elétrico no Brasil, o engenheiro eletricista com mais de 44 anos de experiência em proteção e análise de sistemas, Claudio Mardegan, acompanhado de outros dois grandes especialistas no tema: Márcio Bottaro e Filipe Resende, coordenarão, ao longo de 2025, este fascículo, que tem como objetivo tratar da nova Norma de Arco Elétrico, que está em fase final de elaboração na ABNT.

Capítulo 3

Metodologias mais usuais para o cálculo da energia incidente – Parte 1

Atualmente, está disponível uma série de métodos para o cálculo de energia incidente, sendo o mais conhecido o método proposto pelo guia IEEE-1584:2018 - Guide for Performing Arc-Flash Hazard Calculations [1]. O método apresentado pela IEEE-1584 é aplicável a sistemas de baixa e média tensão, em configurações abertas e fechadas, possuindo larga aplicação nas instalações elétricas, principalmente na indústria. Para os casos em que a norma IEEE-1584 não é aplicável, deve-se buscar outras metodologias. Alguns exemplos que estão fora dos limites de aplicação da IEEE1584 são: pátio de subestações de alta tensão, painéis de média tensão com tensões superiores a 15 kV, linhas de transmissão e redes de distribuição, painéis de serviços auxiliares em corrente contínua, dentre outros.

Realizar o cálculo de energia incidente para níveis de tensão acima de 15 kV em ambiente aberto e envolvendo faltas monofásicas requer uma abordagem diferente daquela proposta pela norma IEEE-1584. Arcos elétricos monofásicos em alta e extra alta tensão apresentam um comportamento bastante distinto quando comparados aos arcos elétricos previstos pela norma (< 15 kV). Essa diferença de comportamento se deve, entre outros fatores, à distância entre os condutores (gap) ou entre os condutores e a terra, resultando em um arco elétrico mais longo [2].

Em sistemas ao ar livre, a trajetória do arco elétrico entre condutores com grandes distâncias nem sempre segue o caminho mais curto, podendo ser influenciada por fatores externos, como por exemplo o vento. Este cenário modifica o comportamento do

arco elétrico e por conseguinte a energia térmica entregue por ele, exigindo considerações especiais para realizar o cálculo da energia incidente.

Os painéis de média tensão com tensões superiores a 15 kV também ficam fora dos limites de aplicação da norma IEEE-1584. Nesses casos, deve-se buscar outros métodos apropriados para realizar os cálculos. Contudo, as metodologias específicas para tensões mais elevadas (> 15 kV) não podem ser diretamente aplicadas para faltas trifásicas em ambientes fechados (painéis). A opção nesses casos é calcular a energia incidente para um curtocircuito monofásico em ambiente aberto e, em seguida, aplicar um fator de correção, convertendo a energia incidente de uma falta monofásica em ambiente aberto, para um valor de energia incidente de uma falta trifásica em ambiente fechado [2].

Neste fascículo serão apresentadas considerações sobre o modelo proposto pela IEEE-1584:2018. Outros métodos de cálculo, para casos não cobertos pela IEEE-1584, serão apresentados no próximo fascículo. A tabela 1 mostra os limites de aplicação da norma.

A norma apresenta ainda considerações sobre variáveis que não foram utilizadas no modelo. A relação X/R do sistema, a frequência da rede e o material dos condutores tiveram pouca ou nenhuma influência no valor final da energia incidente, sendo, portanto, negligenciados. Destaca-se que alguns métodos, como o software comercial ArcPro, por exemplo, incluem a frequência e o material dos condutores como dados de entrada para realizar o cálculo.

Márcio Bottaro

Filipe Resende

Claudio Mardegan

Tensão de linha

Frequência

Corrente de Curto-circuito (≤ 600 V)¹

Corrente de Curto-circuito (> 600 V)

Espaçamento (GAP) entre os condutores (≤ 600 V)

Espaçamento (GAP) entre os condutores (> 600 V)

Distância de trabalho

Invólucro

Configuração dos condutores²

Tabela 1 – Limites de Aplicação da IEEE-1584:2018 - Guide for Performing Arc-Flash Hazard Calculations

208 V a 15.000 V

50 Hz ou 60 Hz

500 A a 106.000 A

200 A a 65.000 A

6,35 mm a 76,2 mm

19,05 mm a 254 mm

≥ 305 mm

Altura ≤ 1244,6 mm (Se a altura for maior que 1244,6 mm, considerar 1244,6 mm )

Largura ≤ 1244,6 mm (Se a largura for maior que 1244,6 mm, considerar 1244,6 mm)

Profundidade → qualquer

Largura ≥ 4 x GAP

VCB → Condutores na vertical dentro de invólucro metálico

HCB → Condutores na horizontal dentro de invólucro metálico

VCBB → Condutores na vertical dentro de invólucro metálico, terminados em uma barreira isolante

VOA → Condutores na vertical ao ar livre³

HOA → Condutores na horizontal ao ar livre

¹ Para instalações com tensões inferiores a 240 V e corrente de curto-circuito inferior a 2.000 A um arco elétrico pode se sustentar, porém a probabilidade é muito pequena.

² Deve-se escolher a configuração que mais se aproxima do caso real que se está avaliando.

³ Ao ar livre, neste caso, quer dizer fora de um painel elétrico (ou invólucro similar). Contudo, o equipamento pode estar dentro de uma sala.

IEEE-1584:2002 X IEEE-1584:2018 – PRINCIPAIS MUDANÇAS

A revisão da norma IEEE-1584 publicada em 2018 aprimorou o modelo, incluindo novas variáveis que são relevantes para determinar o valor da energia incidente. A versão de 2002 [3] foi desenvolvida com base em 300 ensaios em laboratório, ao passo que a versão de 2018 contou com mais de 1800 ensaios. As equações apresentadas na versão de 2018 são mais complexas, contudo, incluem efeitos que não eram contabilizados na versão de 2002, como a configuração dos condutores e o tamanho do invólucro, bem como inclui o efeito do nível de tensão para o cálculo da corrente de arco elétrico na média tensão. A tabela 2 mostra como ficam as principais alterações entre as duas versões.

Pode-se avaliar cada um dos itens da tabela para cada uma das versões.

• Corrente de curto-circuito: a mudança mais relevante sobre esse item é o limite superior para tensões acima de 600 V. A versão de 2018 limita em 65 kA, já a versão de 2002 permitia correntes de curto-circuito até 106 kA.

• GAP entre os condutores: o limite superior do GAP dobrou na versão de 2018 em relação a versão de 2002, passando de 152 mm para 254 mm. Esse aumento permite incluir equipamentos e arranjos antes não cobertos pela versão de 2002.

Tabela 2 – Principais alterações entre as versões de 2002 e 2018 da norma IEEE-1584 – Guide for Performing Arc-Flash Hazard Calculation

Requisito

Corrente de Curto-circuito (≤ 600 V)¹

Corrente de Curto-circuito (> 600 V)

Espaçamento (GAP) entre os condutores (≤ 600 V)

Espaçamento (GAP) entre os condutores (> 600 V)

Configuração dos condutores

Fator de ajuste das dimensões

Regra para transformadores de 125 kVA

Regra dos dois segundos

Aterramento do neutro

¹ Fator de correção em função das dimensões do invólucro

2002

700 A a 106.000 A

13 mm a 152 mm

Não possui

Não possui

sim sim sim

2018

500 A a 106.000 A

200 A a 65.000 A

6,35 mm a 76,2 mm

19,05 mm a 254 mm

VCB, VCBB, HCB, VOA, HOA

CF¹ não sim não

• Configuração dos condutores: esse item traz, provavelmente, a maior inovação em relação à versão de 2002. A configuração dos condutores (ou eletrodos como aparece em algumas referências) tem uma influência significativa no valor final da energia incidente.

A norma incluiu cinco configurações dos condutores, sendo que essas configurações têm influência em praticamente todas as etapas de cálculo (corrente de arco elétrico, fator de correção do tamanho do invólucro, energia incidente). Fisicamente, a configuração dos condutores determina a geometria do arco elétrico e como a energia térmica será distribuída no espaço. A figura 1 mostra a configuração dos condutores (ou eletrodos) conforme previsto pela norma.

a) VCB: condutores dispostos verticalmente dentro de um invólucro metálico;

b) VCBB: condutores dispostos verticalmente e terminados em barreira isolante dentro de um invólucro metálico;

c) HCB: condutores dispostos horizontalmente dentro de um invólucro metálico;

d) VOA: condutores dispostos verticalmente ao ar livre;

e) HOA: condutores dispostos horizontalmente ao ar livre.

• Fator de ajuste das dimensões: as duas versões da norma (2002, 2018) contabilizam o efeito do confinamento do arco elétrico. Contudo, a versão de 2018 faz ainda um ajuste final no valor da energia incidente em função de cada uma das medidas (altura, largura e profundidade) garantindo maior exatidão para os resultados.

• Regra para transformadores de 125 kVA: a versão de 2002 trazia a possibilidade de excluir dos cálculos de energia incidente painéis elétricos alimentados por transformadores com potências inferiores a 125 kVA, desde que a tensão fosse também inferior à 240 V. A versão de 2018 trouxe um critério associado ao nível de curto-circuito, dispensando do cálculo painéis com tensão inferior a 240 V e com nível de curto-circuito inferior à 2 kA. Destaca-se que a versão de 2002 era taxativa no critério do transformador de 125 kVA, ao passo que a versão de 2018 apenas afirma que arcos elétricos em painéis (VN < 240 V e Icc < 2 kA) dificilmente se sustentarão.

• Regra dos dois segundos: ambas as versões mantêm o tempo de dois segundos como uma proposta de tempo máximo de exposição ao arco elétrico. As duas versões destacam que é necessária uma avaliação particular para casos em que o trabalhador tenha a sua mobilidade limitada. A regra dos dois segundos é referendada também pela NFPA-70E [4].

• Aterramento do neutro: a versão de 2002 incluía o efeito do aterramento do neutro da fonte nos cálculos de energia incidente. Sistemas solidamente aterrados, ou aterrados por impedância de baixo valor ôhmico, apresentavam energia incidente inferior (cerca de 30%) quando comparados aos casos com neutro isolado ou aterrados

por impedância de alto valor ôhmico. Nos ensaios que embasaram a versão de 2018, constatou-se que o efeito do aterramento do neutro ocorria somente para os dois primeiros ciclos da corrente de curtocircuito. Esse efeito se dava em razão do fio de cobre utilizado para iniciar o curto-circuito. Durante o tempo de fusão do fio, ocorria um desequilíbrio no sistema, gerando uma corrente de neutro que era influenciada pelo tipo de aterramento do sistema. Após esse intervalo (dois ciclos), a magnitude da corrente de arco elétrico não sofria mais variações significativas, indicando, portanto, uma baixa influência do tipo de aterramento do neutro no valor final da energia incidente. As equações utilizadas para o cálculo da energia incidente, apresentadas pela IEEE-1584:2018, já não trazem qualquer variável relacionada ao aterramento do neutro do sistema.

Cabe destacar que apesar do tipo de aterramento do neutro não influenciar no valor final da energia incidente, aterrar o neutro do sistema através de uma impedância reduz consideravelmente a probabilidade de ocorrência de um evento com arco elétrico [5], especialmente na baixa tensão. Um arco elétrico trifásico ocorre normalmente pela escalada de um curto-circuito (com arco elétrico) monofásico, que evolui para bifásico e posteriormente para trifásico [5]. Dessa forma, limitar a magnitude da corrente de falta para uma fuga à terra é bastante efetivo para impedir essa evolução, uma vez que se limita a quantidade de energia entregue para o arco elétrico monofásico.

FATOR DE CORREÇÃO DO TAMANHO DO INVÓLUCRO

O enclausuramento do arco elétrico provoca um acréscimo no valor final da energia incidente, podendo chegar a três vezes o valor da energia liberada por um arco elétrico em ambiente aberto, dadas as mesmas condições [6]. Esse efeito já havia sido considerado nos métodos de cálculo propostos por Doughty, Neal e Floyd [6], já no final dos anos noventa. O método proposto por esses autores trazia equações distintas para o cálculo em ambiente aberto e fechado. O método apresentado pelo IEEE em 2002 considera o parâmetro K, que contabiliza o efeito do enclausuramento do arco elétrico na corrente de arco elétrico, e o parâmetro K1, que considera o efeito do enclausuramento no valor da energia incidente. Já o modelo da IEEE-1584:2018 traz um conjunto de variáveis, associadas aos níveis de tensão e a configuração dos condutores, que contabilizam no cálculo o efeito de enclausurar (ou não) o arco elétrico. No cálculo da corrente de arco elétrico, são os fatores k1 a k10 da Tabela 1 da norma, e no cálculo da energia incidente e da distância-limite de arco elétrico são os fatores k1 a k13 das Tabelas 3, 4 e 5. Contudo, a norma IEEE-1584:2018 traz ainda a possibilidade de um ajuste final na energia incidente em função das dimensões do compartimento: altura, largura e profundidade. Esse ajuste é feito através do fator CF que aparece nas equações do cálculo da energia incidente e da distância-limite de arco elétrico.

Figura 1 – Configuração dos condutores (ou eletrodos) para as cinco condições previstas pela norma (VCB, VCBB, HCB, VOA, HOA) [1]

As equações propostas para essas configurações são normalizadas para invólucros cúbicos de aresta igual a 508 mm, de forma que, caso o invólucro em estudo seja menor ou maior que do que o invólucro empregado na normalização, é necessário determinar um fator de ajuste (CF) para determinar a energia incidente e a distância-limite de arco elétrico. Caso as dimensões do compartimento sejam iguais a 508 mm (altura e largura), ou caso se esteja avaliando um arco elétrico em ambiente aberto (VOA, HOA) esse fator de ajuste é unitário, eliminado qualquer efeito sobre o valor final da energia incidente. O primeiro passo para o cálculo do CF, necessário para configurações fechadas (VCB, HCB, VCBB) com altura ou largura ou ambas diferentes de 508 mm, é determinar se o painel é típico ou raso. São três condições necessárias para um painel ser considerado raso, a saber: tensão menor que 600 V, largura e altura inferiores a 508 mm e profundidade menor ou igual a 203,2

mm (8 polegadas). Caso alguma dessas três condições não sejam satisfeitas, o painel é considerado típico. Vale destacar aqui que a redução da área do compartimento (altura x largura) provoca um acréscimo na energia incidente para painéis típicos (desde que as dimensões sejam superiores a 508 mm e inferiores a 1244,6 mm). Contudo, esse efeito se inverte para painéis rasos, sendo que um decréscimo da área (altura x largura), produz um decréscimo na energia incidente.

Para painéis típicos, o valor de CF cresce (a partir do valor unitário) à medida que as dimensões (altura e largura) do invólucro aumentam, produzindo um decréscimo da energia incidente. Para painéis rasos, o valor de CF diminui (a partir do valor unitário) à medida que as dimensões (altura e largura) do invólucro aumentam, produzindo um aumento da energia incidente. Normalmente, o valor de CF fica entre 1 e 1,5. A figura 2 mostra a variação de CF para o caso de largura igual à altura, variando de 100 mm a 1500 mm.

Figura 2 - Variação de CF para os três casos de configuração dos condutores (VCB, HCB e VCBB)

O conjunto de equações, bem como uma análise completa e aprofundada do método proposto pelo guia IEEE-1584:2018, estará disponível no livro sobre arco elétrico e energia incidente a ser publicado pelos autores ainda em 2025.

REFERÊNCIAS

[1] IEEE Std 1584-2018 - IEEE Guide for Performing Arc-Flash Hazard Calculations, 2018.

[2] Projeto ABNT/CB-003 NBR 17227, Arco elétrico – Gerenciamento de risco de energia incidente, precauções e métodos de cálculo, 2025.

[3] IEEE Std 1584-2002 - IEEE Guide for Performing Arc-Flash Hazard Calculations, 2002.

[4] NFPA, NFPA 70E: Standard for Electrical Safety In The Workplace. National Fire Protection Association (NFPA), 2024.

[5] Industrial Power System Grounding Design Handbook. John R. Dunki-Jacobs, Francis J. Shields, Conrad St. Pierre. Impresso por Thomson-Shore, 2007, Dexter, Michigan, Estados Unidos.

[6] Doughty, T.E., Neal, T.E., and Floyd II, H.L., "Predicting Incident Energy to Better Manage the Electric Arc Hazard on 600 V Power Distribution Systems," Record of Conference Papers IEEE IAS 45th Annual Petroleum and Chemical Industry Conference, September 28-30, 1998.

Transmissão: Caminhos da Energia

O segmento de transmissão é estratégico e condicionante para o desenvolvimento nacional. Neste fascículo, teremos como mentor o Eng. Eletricista Rogério Pereira de Camargo, que é atualmente uma referência nacional no tema. Com MBA em Gestão de Negócios pelo IBMEC, Pós-Graduação em Eng. de Manutenção pela UFRJ, Admin. pela FAAP, cursando Pós-graduação Master em ESG e Gestão Estratégica da Sustentabilidade pela FIA Business School, Rogério Camargo atua desde 1994 como Gestor e Diretor Técnico na implantação e operação e manutenção de projetos de transmissão para investidores nacionais e internacionais.

Capítulo 3

Projetos de transmissão de grande porte: principais desafios e gestão de riscos

Por Rogério Pereira de Camargo, Mauro Gomes Baleeiro¹, Nilton Pires do Carmo Jr2

O sistema eletroenergético interligado do Brasil é um dos mais complexos e abrangentes do mundo, conectando diferentes regiões de um país com dimensões continentais e garantindo um suprimento de energia confiável, eficiente, econômico e de alta segurança operativa. A interligação dos subsistemas visa à otimização dos recursos energéticos e à confiabilidade da operação, permitindo assim o compartilhamento de excedentes entre regiões e contribuindo para a segurança elétrica do país. Neste Capítulo III, vamos abordar dois estudos de caso: o primeiro deles sobre um projeto em corrente alternada – HVAC, e outro em corrente contínua - HVDC.

OS GRANDES PROJETOS DE TRANSMISSÃO EM HVAC E HVDC

Como descrevemos no Capítulo II, a interligação do sistema elétrico brasileiro começou a ser desenvolvida na década de 60, com o objetivo de integrar regiões com diferentes potencialidades energéticas. O modelo consolidou-se na década de 90, com a criação do SIN (Sistema Interligado Nacional), possibilitando uma gestão centralizada e otimizada dos recursos elétricos do país. A interligação entre as diferentes regiões do Brasil permitiu a otimização do despacho energético, passando a aproveitar ao máximo a diversidade de fontes do país. Regiões com maior potencial hidráulico podem fornecer energia para aquelas com maior demanda, equilibrando o suprimento nacional. Vale salientar que um dos marcos da transmissão no Brasil foi a interligação entre os subsistemas Sul, Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e Norte, que permitiu um melhor aproveitamento da diversidade hidrológica e sazonal das diferentes

bacias hidrográficas.

O Brasil conta com importantes interligações HVDC, como as linhas em 600 kV de Itaipu e Madeira, e a de 800 kV de Belo Monte. A tecnologia em corrente contínua tem se mostrado essencial para transmitir energia em longas distâncias, principalmente entre as usinas da Região Norte e os centros consumidores do Sudeste e Sul. Entre as principais vantagens do sistema HVDC está a redução das perdas elétricas, já que elimina efeitos capacitivos e indutivos típicos das linhas em corrente alternada (HVAC).

Neste capítulo, abordamos dois estudos de caso distintos: a Interligação Norte-Sul II – 500 kV HVAC, em operação desde 2004, e a IE Madeira – 600 kV HVDC, em operação desde 2014. A proposta é registrar experiências reais nas fases de implantação, operação e manutenção desses empreendimentos.

O projeto Norte-Sul II inclui 1.278 km de linhas em 500 kV com compensação série por meio de TCSCs (Capacitores Série Controlados a Tiristores) e FSCs (Capacitores Série Fixos), além da ampliação de seis subestações já existentes. O empreendimento que passa por MA, TO, GO e DF, foi ofertado no Leilão nº 02/2000 da ANEEL, vencido pela SPE Novatrans e posteriormente transferido para a Enelpower. O contrato teve respaldo na Resolução ANEEL nº 719/2001 e foi considerado prioritário pela CGCE, dada a urgência de escoar a geração antecipada das usinas de Lajeado, Cana Brava e Tucuruí, reforçando o intercâmbio entre regiões e mitigando riscos de racionamento.

No tocante às ampliações das subestações existentes, de propriedade de Furnas e Eletronorte, os desafios mais significativos, em sua maioria ultrapassados com participação integrada de todos

os envolvidos, estiveram relacionados a: obtenção da documentação atualizada dos projetos previamente implantados, critérios para respectiva atualização e aprovação, tanto por parte do consórcio construtor (CCES, para engenharia executiva, fornecimento de equipamentos / sistemas / materiais, construção, montagem e colocação em operação; GE para FACTS), quanto pelas transmissoras acessadas.

Também devem ser atendidos requisitos técnicos do edital quanto à comunicação entre TCSCs existentes e novos, especificamente nas SEs Serra da Mesa (ABB e GE) e Imperatriz (ABB e GE), envolvendo o acesso à tecnologia proprietária das respectivas empresas fornecedoras; questões técnicas significativas envolvendo a transmissão de sinais de supervisão, controle e proteção por longas distâncias, com a utilização de sistemas de fibras óticas; problemas construtivos diversos, característicos dos empreendimentos nesse nível de tensão; problemas de logística.

Dentro deste contexto, o referido projeto, tanto pela importância estratégica, quanto pela necessidade de implantação em tempo recorde, constitui estudo de caso relevante. Vamos dividir a abordagem em etapas, a saber: fase de projeto/licenciamento ambiental, contratos de EPC e fornecimento de equipamentos, implantação e operação e manutenção.

Projeto/Licenciamento Ambiental: Tendo em vista a grandiosidade do projeto e o fato de atravessar distintos e variados biomas, com destaque para o cerrado, além de passar por comunidades indígenas e quilombolas, além de relevos e solos complexos, foi um desafio, não só para a fase de licenciamento como também para engenharia e implantação e, posteriormente para a operação e manutenção.

Contratos de EPC: Entre as grandes dificuldades para a celebração e gestão de um contrato de EPC com essas dimensões encontra-se a contratação de fornecedores que consigam assumir as garantias para que os financiadores aportem os valores correspondentes à sua execução e, do ponto de vista de engenharia, a necessidade de elaborar especificações técnicas e diretrizes para a execução dos projetos que garantam a qualidade técnica e atendam os limites de Capex que possibilitem a preservação da lucratividade para o investidor, frente à competitividade dos leilões reversos da ANEEL e aos limites estabelecidos pela RAP (Receita Anual Permitida).

Muitas das empresas de menor porte, que apresentaram propostas muito competitivas em certames de leilão reverso, não efetivaram suas respectivas concessões durante a execução do escopo, por não dimensionar o quantitativo de recursos de todas as ordens para o atendimento das especificações e das diretrizes do projeto. Estas dificuldades estiveram presentes entre os fatores que afetaram a execução do empreendimento.

Fornecimento de Equipamentos: Outra dificuldade em relação ao fornecimento de equipamentos para um projeto de grande

porte se dá pelo volume de equipamentos e a necessidade do controle de qualidade associada, iniciando-se com a elaboração das especificações técnicas e o controle, não somente das fases de desenvolvimento de engenharia e realização de testes de aceitação em fábrica, os denominados (TAF), ou Inspeção Final em Fábrica, mas também da necessidade de diligenciamento realizado por empresas de engenharia consultiva de nível apropriado.

Este projeto em especial, após entrada em operação comercial, sofreu revés técnico desconhecido até então, com a explosão de diversos reatores em 500 kV por conta da contaminação com enxofre corrosivo, não detectável nos ensaios realizados à época, durante inspeções, por razões técnicas bastante complexas relacionadas ao óleo isolante; contudo, esses eventos destacaram a importância do controle de qualidade dos materiais, equipamentos e insumos antes de sua aplicação na obra.

Implantação: Na fase de implantação, observou-se a importância da gestão dos requisitos de qualidade de execução da obra, mas igualmente deu destaque ao entendimento do empreendimento do ponto de vista de um ecossistema integrado, onde os fornecedores devem cumprir e fazer cumprir as exigências referentes à segurança do trabalho, contando na execução com profissionais permanentemente treinados, qualificados e capacitados para prevenir acidentes de trabalho; neste ponto, como sugestão, levanta-se a questão de que, quando da ocorrência de acidentes de trabalho, todo o ecossistema deva ser penalizado, pois o leilão reverso frequentemente coloca no lado dos fornecedores toda a pressão por custos mais reduzidos, com a consequente redução no rigor da qualidade da execução e capacitação de mão de obra, sem esquecer das pressões por prazos de execução reduzidos para antecipação das receitas, elevando assim a lucratividade dos projetos.

Operação e Manutenção: Este projeto em especial, por ser um dos primeiros de grande porte na expansão da transmissão, via setor privado, a entrar em operação comercial no Brasil, teve uma dificuldade considerável para estruturação de sua equipe de O&M e igualmente pelo desconhecimento e inexperiência dos gestores estrangeiros sobre o mercado nacional de prestação de serviços dessa área, bem como pela inexistência de experiências privadas anteriores na transmissão, pois as empresas existentes nesse segmento eram estatais na sua quase absoluta totalidade, ou recém privatizadas. No primeiro momento, procurou-se trabalhar com aposentados de empresas estatais, porém essa abordagem não teve efeito desejado, visto que os profissionais oriundos de estatais não estavam habituados à cultura do modelo privado do segmento de transmissão, que priorizava a necessidade de otimizar o Opex para manter margens e o respectivo plano de negócios dos leilões.

Outro aspecto importante a considerar, naquele momento, era o dos elevados custos de O&M decorrentes da ausência de sinergia

geográfica com outros projetos. Em um segundo momento, partiu-se para a terceirização dessas atividades com prestadores de serviços dos fornecedores de equipamentos de alta tensão, o que também não produziu resultados satisfatórios, uma vez que os respectivos contratos eram gerenciados com ênfase comercial e a qualidade da mão de obra ficava em segundo plano; somente após muitos anos e com o desenvolvimento, treinamento e capacitação de mão de obra própria, foi possível estabilizar os indicadores operacionais e as respectivas equipes, observando-se em decorrência uma curva de aprendizado bastante difícil para os investidores. Na figura abaixo temos um dos Bancos de Capacitores Série (FSC) da Interligação Norte-Sul II.

Passemos, então, para o segundo estudo de caso que trata da LT +/- 600 kV CC Porto Velho (RO)-Araraquara (SP) 01 e Estações Conversoras do Bipolo I, integrantes do sistema HVDC associado às UHEs do Rio Madeira.

O maior sistema de transmissão do mundo até então: Esse sistema, licitado no Leilão ANEEL nº 07/2008, é composto por duas linhas de transmissão paralelas em corrente contínua, cada uma com aproximadamente 2.350 km de extensão (Lote D - LT Coletora Porto Velho - Araraquara 2 nº 01 e Lote G - LT Coletora Porto Velho - Araraquara 2 nº 02 do Leilão), e quatro estações conversoras (Lote C – Retificadora/Inversora 01; Lote F – Retificadora/Inversora 02 do Leilão), sendo duas retificadoras em Porto Velho e duas inversoras em Araraquara, o referido conjunto de ativos compondo os bipolos I e II. Até 2015, este era o maior sistema de transmissão construído no mundo em extensão, tendo sido em seguida ultrapassado pelo sistema de transmissão de Belo Monte, no qual a LT +/-800 kV XinguTerminal Rio supera com 2.400 km.

Os sistemas em corrente contínua são ideais para transferir grandes blocos de energia a longas distâncias, embora sua aplicação tenha sido quase que exclusivamente voltada para a transmissão ponto-a-ponto. A tensão de +/- 600 kV adotada para o sistema decorreu da influência de Furnas, por sua experiência anterior na construção da primeira LT de corrente contínua no Brasil, a LT +/- 600 kV Foz do Iguaçu (PR) - Ibiúna (SP), que compõe o sistema que escoa a energia de Itaipu.

Bancos de Capacitores Série (FSC) da Interligação Norte-Sul II

A grandiosidade e redundância do sistema de transmissão sob questionamento: No caso do sistema do Rio Madeira, o investimento redundante para a construção de dois bipolos paralelos em corrente contínua, de idêntica capacidade de transmissão, com 6.150 MW cada, foi justificado pelo aspecto da segurança da operação, na hipótese de uma única LT falhar e interromper a geração, dada a magnitude da potência envolvida e por ser um sistema de transmissão exclusivo e ponto-a-ponto. Assim, cada LT (bipolos I e II) foi dimensionada para transferir até 86% da potência nominal máxima agregada das duas UHEs do Rio Madeira (Santo Antônio, 3.568 MW e Jirau, 3.750 MW), de modo que a capacidade total de transmissão do sistema atinge quase o dobro das potências somadas das duas UHEs.

Não obstante, essa redundância foi objeto de críticas, em face do grande vulto de recursos investidos na transmissão versus o perfil da geração das usinas, a fio d’água, que varia com a vazão do rio. Ocorre que na maior parte do ano, as usinas geram apenas uma fração de sua capacidade, dando origem a uma grande ociosidade do sistema de transmissão. Em 2024, segundo a Eletrobrás, a UHE Santo Antônio, de 3.568 MW, manteve uma geração média de 487 MW no período seco.

Projeto e Licenciamento Ambiental e Fundiário: O empreendimento atravessa quatro estados (RO-MT-GO-SP), perpassando o bioma amazônico, margeando o Pantanal ao sul de Pontes e Lacerda (MT), atravessa o Rio Paraguai em Cáceres (MT), seguindo por campo e cerrado ao sul de Mato Grosso e Goiás e chegando, por fim, às áreas antropizadas no noroeste de São Paulo, onde predomina a cana de açúcar. O corredor originalmente definido pela ANEEL no Anexo R3 do Edital de Leilão, direcionou as alternativas para implantação do traçado da LT, de modo a evitar, ou minimizar, impactos ambientais e fundiários. Destaca-se, como ponto crítico, a proposta para evitar a interseção com terras indígenas no município de Comodoro (MT), representando mais de 70% da área total do município, restando assim para construção da LT uma estreita faixa de passagem, imprópria para este fim, em razão de ser alagada. No tocante às estações Retificadora 01 e Inversora 01 e instalações dos eletrodos de terra em ambos os terminais de Porto Velho e Araraquara do bipolo I, a responsabilidade pela aquisição de terrenos / licenciamentos associados ficou à cargo da SPE Estação Transmissora de Energia S.A., então controlada por Eletronorte, Eletrosul, Abengoa e Andrade Gutierrez.

A Concessionária e os Contratos EPC: A linha de transmissão de +/- 600 kV Porto Velho-Araraquara Bipolo I, objeto do Lote D do Leilão ANEEL nº 07/2008 de 26/11/2008, foi vencido pelo Consórcio Interligação do Madeira (CTEEP/Furnas/Chesf). De início cogitou-se a contratação da LT como um único EPC, tendo sido convidadas as maiores construtoras brasileiras à época. Entretanto, as propostas ofertadas superaram em muito as expectativas de preços da transmissora IE Madeira, que optou por cancelar e relicitar

o empreendimento sob outro formato, dividindo a LT em 8 lotes e convidando empresas de médio porte, especializadas em construção de LTs. Daí resultou a contratação de três EPCistas, a saber, Alta Energia (ALusa-TAbocas, com 2 lotes), Schahin (3 lotes) e Toshiba (3 lotes).

Para as estações Retificadora 01 e Inversora 01, foram firmados contratos EPC com a Abengoa Construção Brasil Ltda. (e desta com a ABB Suécia, para tecnologia HVDC).

Fornecimento de materiais e equipamentos: No caso da LT, destaca-se a inovação quanto ao cabo condutor utilizado, tipo CAL (cabo de alumínio nu) 2.312 MCM, diâmetro de 45,8 mm, inédito no Brasil. Em razão do peso do cabo, cada bobina continha apenas 950 metros, gerando em contrapartida a necessidade de realização de cerca de 20.000 emendas para cada bipolo. Em relação às estações conversoras, foram adquiridas diferentes tecnologias para cada bipolo, em função de diferentes fabricantes (na época, ABB no Bipolo I e ALSTOM no Bipolo II).

Implantação: Destaca-se como um dos maiores desafios desse empreendimento o que foi enfrentado pela EPCista Alta Energia S.A., no Lote 3 – Colorado do Oeste (RO) a São Domingos (MT) com 300 km de extensão, dos quais cerca de 200 km na travessia da planície alagada da margem direita do Rio Guaporé, que tem como afluentes os rios Cabixi, Vermelho, Piolho, Piolhinho, Galera e Sararé.

Ilustra-se a seguir, com fotos, o desafio enfrentado pela Alta, que se viu obrigada a recorrer a meios e métodos construtivos não convencionais, incluindo dois helicópteros durante seis meses, dois veículos anfíbios e vários barcos, diante da inviabilidade do emprego dos meios tradicionais para a execução das obras da LT, nesse trecho.

Equipamentos tradicionais inadequados e inoperantes.

Fotos Alta Energia S.A.

Apoio ostensivo aéreo para todas as atividades.

Fotos Alta Energia S.A

Pode-se também destacar como de expressiva relevância para as Estações Retificadoras e Inversoras dos Bipolos I e II, a definição das soluções de engenharia para os eletrodos de terra e linhas de conexão em ambos os terminais, Porto Velho e Araraquara. Definiu-se

a utilização de retorno pela terra (eletrodo de terra) na contingência de eventual perda de um dos polos por problemas na LT HVDC do respectivo bipolo, sendo a ligação entre a Estações e seus respectivos eletrodos de terra realizada através de LTs aéreas, em 72,5 kV.

Para tanto, foram realizadas exaustivas investigações geológicas / geofísicas para definição da opção ótima de localização das áreas dos eletrodos de terra do Bipolo I (primeiro a ser implantado), considerando em ambas a distância mais favorável para sua localização, segundo o mínimo definido nos estudos do provedor de tecnologia HVDC, considerando ainda as avaliações de custo de aquisição e desimpedimento das áreas dos eletrodos e das faixas de servidão das respectivas LTs de conexão, bem como, da mitigação dos efeitos do retorno pela terra sobre tubulações, cercas, linhas físicas de comunicação, trânsito de pessoas e animais, entre outros.

Operação e manutenção: Não há registro de dificuldades em operar e manter a LT, no caso da LT do Bipolo I, em razão da experiência das empresas sócias da concessionária IE Madeira (CTEEP/Furnas/Chesf), e, em especial, no caso de Furnas que opera LT similar no sistema de Itaipu há algumas décadas.

Por outro lado, em relação às conversoras dos dois bipolos, em razão de suspeitas quanto à compatibilidade da operação simultânea dos dois bipolos com duas tecnologias diferentes (ABB Bipolo I x ALSTOM Bipolo II), o ONS entendeu que seriam necessários estudos mais aprofundados a respeito, o que retardou a emissão do seu TLD (Termo de Liberação Definitiva), necessário para o recebimento de 100% da RAP, com atraso de cinco anos, após o TLP e entrada provisória em operação comercial.

CONSIDERAÇÕES FINAIS

Projetos de grande porte em transmissão elétrica exigem visão de longo prazo, integração técnica, atenção ambiental e excelência em engenharia. O Brasil possui experiências marcantes tanto em HVAC quanto em HVDC, com aprendizados que reforçam a importância de equipes qualificadas, parcerias estratégicas e sistemas robustos de gestão de riscos. A operação e manutenção desses empreendimentos devem ser encaradas como parte do processo contínuo de aprendizado, inovação e aprimoramento regulatório.

A digitalização crescente, o uso de inteligência artificial e sensores para manutenção preditiva, além da transição energética, impõem novos desafios para o setor. Nesse contexto, o conhecimento adquirido em grandes obras será cada vez mais valioso na formação de profissionais, no aprimoramento das normas técnicas e na consolidação de um setor elétrico nacional mais resiliente e preparado para o futuro.

A difusão desse conhecimento através de relatórios técnicos, eventos do setor e programas de capacitação permitirá a consolidação de um ciclo virtuoso de melhoria contínua. Investir em pesquisa, desenvolvimento e inovação se torna essencial não apenas para atender à demanda crescente de energia, mas também para posicionar o Brasil como referência internacional em engenharia de transmissão.

Acompanhem os próximos capítulos da Transmissão: caminhos da energia. Até lá!

1 Mauro Gomes Baleeiro é Conselheiro de Administração da TABOCAS S.A. (2025-2027). Presidente da ALTA ENERGIA S.A. (2010-2013), responsável pela construção de 1.500 km de LTs de 600 kV do sistema do Rio Madeira. CEO e Co-fundador da DAMP Electric S.A.(2004-2009); Gerente e Diretor na SBE / ABB (1978-2001). Engenheiro pela UFMG, Mestre em Governança Digital e Competitividade (FGV, 2024); Advisor em Sustentabilidade/ESG (IASE, 2023); Certified Executive em Estratégia e Inovação (MIT, 2020); perito e avaliador de engenharia (UNIP, 2019); MBA em Finanças (IBMEC, 2018). Co-autor do Greenbook on “Overhead Transmission Lines”, publicado pelo CIGRÉ, Paris, 2015. Membro do Comitê Internacional do Cigré CB2.92 “Update on OHTL Construction”.

2 Nilton Pires do Carmo Jr. é Engenheiro Eletricista formado pela UFRJ, com MBA em Gestão de Negócios – Área de Energia pela FGV RJ. Experiência consolidada no setor de transmissão em mais de 40 anos de atividades, tendo participado ativamente como engenheiro, coordenador, gerente de engenharia, diretor de engenharia e consultor nos principais projetos realizados no país, tanto em HVAC (até 800 kV), quanto em HVDC (+/-600 e +/-800 kV), atualmente atuando na área de geração de energias renováveis.

Inovação

na distribuição e novas tecnologias de suporte: inteligência artificial, realidade virtual e

blockchain

Ao longo do ano, este fascículo reunirá uma coletânea dos melhores artigos apresentados durante o Congresso de Inovação na Distribuição de Energia - CIDE, realizado pelo Grupo O Setor Elétrico, em Parceria com a Abradee, no Transamerica Expo Center, em São Paulo, entre os dais 5 e 6 de junho de 2024.

Capítulo 3

Robô móvel para limpeza de linhas de distribuição energizada

Por Rogério Sales Gonçalves, Universidade Federal de Uberlândia

Murilo Antonio da Silva Rocioli, Universidade Federal de Uberlândia

Rafael Zimmermann Homma, CELESC

Daniel Edgardo Tio Sudbrack, CELESC

Antoniele Merini, CELESC

Maria de Lourdes Guimarães Machado, CELESC

1 - INTRODUÇÃO

A energia elétrica tem se tornado cada dia mais presente e necessária na vida das pessoas, o que faz com que a demanda por esta cresça a todo momento. Devido a isso, milhares de linhas de distribuição de energia elétrica estão sendo construídas para conseguir responder a essa demanda cada vez maior. Com tantos milhares de quilômetros de linhas e com o passar dos anos, surge a necessidade de inspeção e manutenção de tais linhas e dos seus respectivos acessórios necessários para o seu bom funcionamento (Gonçalves et al., 2022).

A manutenção em linhas energizadas começou com a utilização de bastões para ligar e desligar chaves energizadas. Nestes bastões diversas ferramentas podem ser adaptadas para diferentes tarefas. Com o uso destes bastões se torna mais raro a necessidade de se desligar uma linha para manutenção (CELESC, 2019).

Os operadores de linha viva trabalham em contato direto com as partes energizadas da linha para tensões de até 34,5 kV estando em uma posição neutra e isolado da terra por dispositivos de segurança como luvas, mangas e coberturas. O método à distância para manutenção é utilizado para tensões até 230 kV com a utilização de bastões isolantes. Acima de 230 kV a utilização dos bastões se torna difícil devido ao peso e tamanho deles. Nas tensões maiores que 230 kV, é utilizada a manutenção pelo método ao potencial em que o

eletricista está isolado da terra e utiliza uma vestimenta condutiva sendo o serviço realizado no mesmo potencial da linha (CELESC, 2019). Assim, para minimizar os riscos aos técnicos se faz necessário o desenvolvimento de equipamentos para serem aplicados na manutenção do sistema de distribuição de energia elétrica.

2 - OBJETIVO

Neste trabalho é apresentado um novo robô móvel, compacto, para remoção de detritos a partir da utilização de uma chama concentrada. Sendo a chama concentrada esta é acionada em curtos intervalos de tempo permitindo o controle da remoção dos detritos. Para atingir o objetivo deste trabalho nas próximas seções serão apresentados a motivação do trabalho, a proposta do robô móvel, procedimento de blindagem do sistema de controle e testes experimentais em linha energizada de 138 kV.

3 - DIAGNÓSTICO: PROBLEMA ENFRENTADO

Motivados pelas dificuldades e riscos inerentes ao trabalho realizado exclusivamente por técnicos nas linhas de alta tensão, novas pesquisas vêm sendo desenvolvidas no segmento dos robôs móveis, a serem empregados nas tarefas de manutenção em contato direto com as linhas de transmissão (Yan, 2020).

Um dos fatores que exigem a manutenção das linhas de distribuição, principalmente próximo a cidades é a remoção de

objetos estranhos nas linhas de alta tensão ou cabo para-raios (cabo OPGW), denominados neste trabalho de detritos. São exemplos de detritos: restos de pipas; balões; sacos plásticos; tênis e balões, Fig. 1.

Relativamente à remoção de objetos estranhos nas linhas de alta tensão ou cabo para-raios, a forma mais simples de executar estas operações de limpeza é a partir de um drone com a adaptação de um lança-chamas. Já existem no mercado soluções prontas utilizadas principalmente na China. O uso de drones com lança-chamas adaptados tem levado a discussões se esta seria a forma mais eficiente e correta de realizar as limpezas dos cabos. O uso destes levantam questões ambientais sobre a incineração do material que provoca fumaças que contaminam o ambiente e não permitem a reciclagem destes materiais além da remoção em muitos casos não ser completa remanescendo detritos no cabo e a possiblidade de incêndios nas redondezas devido à grande quantidade de combustível utilizado no lança-chamas.

Na literatura existem algumas tentativas de desenvolvimento de robôs para remoção de detritos. Um robô para limpeza de detritos em cabos de alta tensão através de ferramentas de corte e aquecimento elétrico acopladas ao robô foi apresentado por (Cao et al. 2015). O robô é uma plataforma móvel que permite o deslocamento ao longo do cabo. Cheng et al. (2016) apresentaram um robô com lâmina para retirada de objetos estranhos nas linhas de alta tensão. A lâmina está acoplada a roda. Os robôs apresentados na literatura para remoção de detritos possuem massas elevadas e por consequência dificultam a colocação destes nos cabos. Geralmente estes robôs móveis possuem mecanismos complexos que dificultam o seu controle e manutenção.

4 - METODOLOGIA/MÉTODO PROPOSTO

A Figura 2 apresenta o projeto do robô móvel para remoção de detritos. Este possui um maçarico acionado a partir de um atuador linear. Desta forma é possível fazer o acionamento da chama de forma intermitente e concentrada no local exato do detrito.

O robô possui uma câmera para transmissão de imagens para a unidade de controle no solo, Fig. 2(a). Os comandos são enviados a

partir de um microcontrolador com protocolo de comunicação LoRa (Long Range), que em português significa longo alcance. Esta permite a comunicação sem fio e funciona através de rádio frequência.

A movimentação do robô é feita a partir de rodas acopladas a motores de corrente contínua, Fig. 2(b). Para garantir o equilíbrio do robô no cabo foi realizado o projeto mecânico deste para o seu centro de massa ficar situado abaixo do cabo de aço, garantindo que seu próprio peso garanta o equilíbrio, Fig. 2(b). Todo o controle do robô é feito a partir da utilização de um controlador embarcado Raspberry Pi 3B+. Maiores detalhes sobre o projeto mecânico e controle do robô podem ser encontrados em (Gonçalves et al., 2024). Para o correto funcionamento do robô foi realizado o projeto de blindagem deste.

A interferência eletromagnética é citada por muitos autores como sendo um dos desafios de engenharia relacionados à implementação de robôs autônomos para aplicação em linhas de alta tensão. Wang & Wang (2016) afirmam ser necessário implementar uma zona de potencial equivalente em toda a estrutura dos robôs, quando estes forem empregados em contato com linhas de alta tensão. Para tanto, todos os componentes do robô devem estar conectados com baixa resistência de contato. Neste trabalho o procedimento de cálculo adotado para o projeto da blindagem foi baseado no livro-texto “Engenharia de Compatibilidade Eletromagnética” (OTT, 2009).

Para o cálculo da blindagem eletromagnética são levados em consideração: Uma blindagem ideal é aquela na qual não há aberturas que possam permitir a passagem de campos eletromagnéticos e cuja espessura seja suficiente para atenuar as ondas absorvidas pelas paredes da blindagem o máximo possível, para que ao passar pelas paredes, estas ondas não afetem os circuitos que se encontram no interior; Os campos magnéticos apresentam maior dificuldade de blindagem que os campos elétricos. O alumínio é um dos melhores materiais comerciais que podem ser utilizados na blindagem, e será utilizado neste trabalho; O modelo matemático básico para cálculo da efetividade de blindagem leva em conta os efeitos de reflexão e absorção

Figura 1. Foto de cabos para-raios com detritos

2. (a) Projeto

Os dados iniciais para os cálculos envolvidos neste trabalho são:

• v = 3∙108 m/s (velocidade das ondas eletromagnéticas);

• r = 1 cm (distância máxima à qual o robô ficará exposto);

• μr = 1 (permeabilidade magnética relativa);

• σ r = 0,61 (condutividade relativa do alumínio);

• t (espessura das blindagens)

Como o robô ficará em contato com a linha, a emissão que ele estará submetido é de campo próximo. Então, as interferências devido ao campo elétrico e ao campo magnético devem ser tratadas separadamente e podem ser calculadas em função da espessura da blindagem, t.

A equação 1 permite o cálculo da efetividade da blindagem do campo elétrico (SE) considerando para o alumínio f = 60 Hz:

O cálculo da efetividade da blindagem para o campo magnético (SM) é dado por:

5 - RESULTADOS/PRODUTOS OBTIDOS

A Tabela 1 apresenta o resultado das atenuações, decorrentes das equações (1) e (2), para espessuras de alumínio de t = 0,3 mm, 0,5 mm e 1 mm. Estes valores foram utilizados por se tratar de possíveis espessuras a serem empregadas no projeto para blindagem do robô móvel visando-se um baixo peso.

Tabela 1 – Resultados dos cálculos das atenuações das blindagens de alumínio utilizando a metodologia de cálculo de OTT (2009).

Tipo emissão/Espessura

Os resultados da Tabela 1 indicam uma pequena tendência crescente da atenuação, tanto para campos elétricos quanto magnéticos, quando se aumenta a espessura da blindagem. Entretanto, o efeito da espessura na atenuação dos campos elétricos cresceu menos acentuadamente. O efeito de atenuação dos campos elétricos encontrado foi maior que o efeito para campos magnéticos. Isso indica uma dificuldade maior de se blindar interferências provenientes dos campos magnéticos, quando se empregam materiais condutores. Da literatura Permata et al. (2018) verificaram que a blindagem com alumínio de espessura 0,3 mm mostrou-se suficiente para evitar efeitos de indução nos sistemas embarcados e danos à estrutura.

Assim no projeto do robô móvel foi adotada uma configuração de gaiola de Faraday em que todos os componentes de controle e acionadores estariam dentro desta. A espessura das paredes do robô móvel utilizada foi de 1mm, Fig. 3(a).

A Figura 3(b) mostra um teste prático realizado nas dependências da empresa CELESC com linha energizada de 138 kV com o protótipo do robô móvel proposto neste trabalho, Fig. 3(a). A partir dos testes foi possível enviar os comandos para o robô e não se teve problemas com os componentes embarcados. Da mesma forma foi possível receber o sinal da câmera em solo, Fig. 3(b) e realizar a remoção de um detrito (par de tênis).

Figura

do robô; (b) destaque para o centro de massa.

Figura 3. Módulo robótico para remoção de detritos. (a) Protótipo, (b) Posicionamento do robô, (c) remoção do tênis (detrito).

O módulo robótico apresentado neste trabalho Fig. 3(a), pode ser acoplado também a um drone o que elimina a necessidade dos técnicos, realizarem a colocação manual deste nos cabos (Gonçalves et al., 2024).

O link a seguir (Gonçalves et al., 2024) apresenta um vídeo do funcionamento do robô para remoção de um detrito em uma linha energizada de 138 kV. https://drive.google.com/drive/u/2/folders/1T82kdhFKUF1 WsbRtPl4P22xMN4AOTQuX

6 - CONCLUSÕES

Neste trabalho foi apresentado o projeto de um novo robô móvel para remoção de detritos em cabos de alta tensão. Este robô móvel é compacto com massa próxima de 4kg. Foi realizado o projeto mecânico do robô para equilibrar-se no cabo de alta tensão em função da distribuição do seu peso, garantindo que o seu centro de massa ficasse abaixo do cabo. Da mesma forma a modelagem matemática do sistema de blindagem do robô foi feita e em função desta, a estrutura do robô assumiu a configuração de uma gaiola de Faraday com espessura superior a necessária para blindagem efetiva. Finalmente foram realizados testes experimentais em campo em uma linha de 138 kV verificando-se a efetividade da blindagem com a transmissão e recebimento de comandos/dados com a efetiva remoção de detritos. A próxima etapa do trabalho envolve testes em campo entre o drone como meio de transporte para o módulo robótico.

AGRADECIMENTOS

Agradecemos à Centrais Elétricas de Santa Catarina (CELESC programa de P&D), a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), ao CNPq, a CAPES (Finance code 001) e à Universidade Federal de Uberlândia (UFU).

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

Cao, Y., Wang, H., Chang, Y., Zhang, L. (2015). An Entanglement-Clearing Robot for Power Transmission Line with Composite Clearing Tool. The 5th Annual IEEE International Conference on Cyber Technology in Automation, Control and Intelligent Systems.

CELESC, ELVT Maintenance course on energized transmission lines, 2019. Cheng, W, Yongdong, J, Jianjun, W, Jiangshen, S, Yucun, W, Chunlai, L, Yao, L (2016), A kind of power transmission line cleaning plant, CN205846575U. Gonçalves, R. S., et al. Inspection of Power Line Insulators: State of the Art, Challenges, and Open Issues. Handbook of Research on New Investigations in Artificial Life, AI, and Machine Learning, edite by Maki K. Habib, IGI Global, 2022, pp. 462-491. https://doi.org/10.4018/978-1-79988686-0.ch018.

Gonçalves R. S., F. C. Souza, C. C. Souza, D. E.T. Sudbrack, P. V. Trautmann, B. C. Clasen, R. Z. Homma, Semi-autonomous mobile robot coupled to a drone for debris removal from high-voltage power lines, Robotics and Autonomous Systems, Volume 177, 2024, https://doi.org/10.1016/j. robot.2024.104697.

Ott, H., W., Electromagnetic Compatibility Engineering, publisher: John Wiley & Sons, hardcover 872 pages, Publication date: August 2009, ISBN#: 978-0-470-18930-6.

PermatA, D. Et Al. Electromagnetic Interference Shielding In Unmanned Aerial Vehicle Against Lightning Strike. Telkomnika (Telecommunication Computing Electronics And Control), V. 17, N. 2, P. 915–919, 2018.

Yan, Y. et al. Research on mechanism configuration and coordinated control for power distribution network live working robot. Industrial Robot, v. 47, n. 3, p. 453–462, 2020.

Wang, L., Wang, H. A survey on insulator inspection robots for power transmission lines. 4th International Conference on Applied Robotics for the Power Industry (CARPI), 2016. DOI: 10.1109/CARPI.2016.7745639.

Confira insights e curiosidades sobre o processo de atualização das normas

NR 10, NBR 14039 e NBR 5410

SEGURANÇA EM INSTALAÇÕES E SERVIÇOS EM ELETRICIDADE | Por Aguinaldo Bizzo

AUTORIZAÇÃO PARA TRABALHOS COM ELETRICIDADE

A Norma Regulamentadora NR10 estabelece que somente profissionais autorizados podem realizar atividades em instalações elétricas. Para que seja definido um processo eficaz de autorização, primeiramente é necessário que sejam identificados de forma correta, quais personagens deverão ser autorizados, considerando-se as premissas da NR-10, e, consequentemente, das normas técnicas da ABNT, em especial a NBR 5410 –Instalações Elétricas de Baixa Tensão, e, a NBR 14039 – Instalações Elétricas de Média Tensão.

Ainda deve ser analisado em que locais de serviços elétricos esses personagens atuarão, e que tipo de atividades desenvolverão, considerando-se, conforme o tipo de pessoa, as medidas de controle a serem adotadas, e, principalmente, as condições impeditivas a serem observadas. Segundo o item 10.8.4, são considerados autorizados os trabalhadores qualificados ou capacitados, e os profissionais habilitados, com anuência formal da empresa.

Dessa forma, podemos ter profissionais qualificados (que comprovem conclusão de curso específico na área elétrica reconhecido pelo Sistema Oficial de Ensino), como por exemplo, técnicos eletrotécnicos e/ou eletricistas com experiência comprovada em carteira (a profissão de eletricista é homologada com CBO – Código Brasileiro de Ocupação, e a “comprovada experiência” considerada no antigo texto da NR-10), habilitados (qualificados com Registro no Conselho de Classe ), como engenheiros eletricistas e técnicos eletrotécnicos, e “capacitados”, que são aqueles profissionais que não possuem formação específica na área elétrica, e que poderão realizar atividades específicas com interface com o Perigo Eletricidade, e trabalhar sob a responsabilidade de PLH – Profissional Legalmente Habilitado, que definirá o limite de atuação dele, sendo que conforme item 10.8.6: os trabalhadores autorizados a trabalhar

em instalações elétricas devem ter essa condição consignada no sistema de registro de empregado da empresa.

Dessa forma, qualquer um desses profissionais, deve ter consignado na empresa essa autorização formalizada, que pode ser, por exemplo, através do registro em carteira de trabalho.

Entretanto, somente esse processo não basta para atender os demais requisitos estabelecidos pela NR-10 para que o profissional possa adentrar locais de serviços elétricos e realizar atividades em circuitos elétricos, devendo ser estabelecido um “Perfil de Autorização” formal, que defina os limites de atuação dele, conforme definido no item 10.8.5: a empresa deve estabelecer sistema de identificação que permita a qualquer tempo conhecer a abrangência da autorização de cada trabalhador, conforme o item 10.8.4.

O item 10.8 da NR10 reitera conceitos anteriores e esclarece muitas dúvidas, apesar da regulamentação anterior da NR-10 ser bastante clara quanto à necessidade de que os trabalhadores fossem preparados especificamente para realizar as suas atribuições de natureza elétrica em cursos regulares.

Em 1978, a redação que exigia formação técnica para trabalhar na área elétrica, teve de ser alterada, de forma a permitir que durante cinco anos, os trabalhadores ocupados com atividades em eletricidade tivessem tempo suficiente para receber qualificação e treinamento em cursos especializados. Em 1983, foi adotada a redação que determina a exigência de qualificação e o texto vigente da NR10 reitera as condições para que o tomador dos serviços autorize o trabalhador a exercer suas atividades nas instalações elétricas.

Esse tema é complexo, por isso, a estratificação será tratada em artigos posteriores.

INSTALAÇÕES

ELÉTRICAS DE BAIXA TENSÃO | Por

Paulo Barreto

CAPACIDADE DE CONDUÇÃO DE CORRENTE DE CONDUTORES

A tabela 33 da edição vigente da norma ABNT NBR 5410 (Fig. 1) apresenta 49 métodos de instalação (também denominados de maneiras de instalar condutores) e para cada um deles, uma determinada condição térmica, denominada por método de referência, representada pelas letras A, B, C, D, E, F e G. E ainda, algumas dessas condições são divididas em duas, por exemplo: B1 e B2.

Com essas informações, parte-se para a determinação da capacidade de condução de corrente (IZ) dos diversos condutores em uma instalação elétrica, por meio das tabelas correspondentes (tabelas 36, 37, 38 ou 39).

Como qualquer tabela, para se construí-la é necessário fixar alguns parâmetros. Tomando como exemplo a tabela 36 (Fig. 2), foram fixados os seguintes parâmetros:

• Métodos de referência: A1, A2, B1, B2, C e D

• Tipo de metal condutor: cobre e alumínio

• Tipo de isolação: PVC

• Temperatura de referência do ambiente: 30 ºC (ar); 20 ºC (solo)

• Quantidade de condutores carregados: 2 e 3

• Condutores plenamente carregados em regime permanente

Se qualquer um desses parâmetros não corresponder ao caso sob análise, a tabela 36 não deve ser utilizada.

Em algumas condições, como temperatura ambiente e quantidade de condutores carregados diferentes do que foi pré-estabelecido, a própria norma apresenta a opção de continuar a utilizar a tabela 36, porém com a aplicação de fatores de correção, respectivamente indicados nas tabelas 40 e 42.

No entanto, em raras situações, o arranjo definido pelo projetista pode não estar contemplado naqueles 49 métodos de instalação da tabela 33, ou ainda, em algumas das premissas fixadas para a construção da Tabela 36 – assim como nas demais tabelas para determinação de IZ. Nesses casos, como seria impossível prever todas as situações de instalação de condutores, e também para não tornar a norma mais densa do que ela é, a orientação apresentada na própria NBR 5410 é de que o projetista determine a capacidade de condução de corrente por meio de cálculo. E para tanto ele poderá utilizar como referência as normas ABNT NBR 11301 (Cálculo da capacidade de condução de corrente de cabos isolados em regime permanente

– fator de carga de 100%) ou a série IEC 60287 (Electric cables –Calculation of the current rating).

Não é uma tarefa simples, pois vai exigir do projetista habilidade no estudo dos fatores que influenciam a determinação da capacidade de condução de corrente de um condutor, no reconhecimento e na adoção dos fatores a serem considerados para o caso específico, além de elaborar uma bela planilha matemática para automatizar e auxiliar as inúmeras etapas do cálculo.

Exemplo de alguns dos citados fatores: resistência térmica da isolação e da cobertura (se for o caso), temperatura de operação do condutor, efeito pelicular, efeito proximidade, perdas dielétricas, aquecimento mútuo dos cabos, geometria dos condutores, resistência térmica do conduto, entre dezenas de outras considerações. Mas, às vezes é necessário fazer isso. Boa sorte!

Fig.1 – Extrato da Tabela 33 da norma ABNT NBR 5410:2004

Fig.2 – Extrato da Tabela 36 da norma ABNT NBR 5410:2004

INSTALAÇÕES ELÉTRICAS DE MÉDIA TENSÃO | Por Marcos Rogério

REQUISITOS GERAIS PARA PROJETO, CONSTRUÇÃO, OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO EM MT

A Norma ABNT NBR 14039 é baseada na IEC 61936-1 que leva em consideração as diretrizes da IEC 61936-0. Como esta última está sendo revisada, parece conveniente apresentar aqui alguns pontos que estão sendo debatidos - e que provavelmente irão interferir na revisão da Norma brasileira - que está acontecendo neste momento no âmbito da IEC. Apresentamos a seguir uma parte da seção da IEC-61136-0 que trata dos requisitos gerais para projeto, construção, operação e manutenção que está em análise atualmente.

As instalações elétricas de média e alta tensão devem ser projetadas, construídas e capazes de ser operadas e mantidas de modo que cumpram sua função pretendida com a proteção necessária contra os choques elétricos, queimaduras e efeitos térmicos de pessoas, animais e propriedades quando usadas de acordo com o uso pretendido e em caso de uso indevido razoavelmente previsível.

As instalações devem ser construídas e protegidas de forma que as operações e a manutenção possam ser realizadas sem causar danos às pessoas, ao público e ao entorno. Os equipamentos de segurança necessários devem estar acessíveis. As instalações e seus equipamentos devem ser adequados às solicitações às quais podem ser expostos e ao ambiente em que irão operar.

Os requisitos relativos à gestão de riscos do Guia ISO/IEC 51 devem ser atendidos no processo de estabelecimento dos requisitos da instalação. Observação: as Séries ISO/IEC 31000 e ISO/IEC 31010 fornecem diretrizes para o gerenciamento de riscos para o usuário

REQUISITOS BÁSICOS DURANTE FALTAS

As instalações elétricas devem ser projetadas e construídas de forma que a proteção contra riscos seja garantida em condições normais

Tensão nominal da

e em condições confiáveis de falta ou de uma operação errônea. As faltas devem ser gerenciadas e corrigidas.

Também devem possuir sinalização de perigo, etiquetagem e identificação, de modo a evitar operações errôneas e acidentes. A sinalização de perigo, etiquetagem e identificação devem ser duráveis, claras e facilmente visíveis. Além disso, as instalações devem dispor de sistemas e equipamentos auxiliares de monitorização, automação e proteção necessários à execução das operações e da manutenção.

CONSIDERAÇÕES DE PROJETO PARA GARANTIR A MANUTENIBILIDADE, A CONSTRUTIBILIDADE E A OPERABILIDADE

O projeto de instalações elétricas deve levar em consideração as atividades de trabalho que podem ser realizadas para garantir a manutenibilidade, além da construtibilidade e operabilidade das instalações elétricas. Os métodos de trabalho na zona de trabalho energizada, na zona de proximidade ou em zona livre devem poder ser realizados de maneira adequada.

Os valores para a distância mínima de zona de perigo em instalações de c.a. são apresentados na Tabela 1.

Esses valores podem ser usados para definir distâncias no projeto de instalações e para trabalhos. Eles descrevem a área de perigo ao redor de partes energizadas sem proteção completa contra contato direto.

As distâncias de trabalho podem ser determinadas com base na distância mínima da zona de perigo, levando em consideração condições de sobretensão e fatores ergonômicos (por exemplo, considerações sobre movimentos inadvertidos (alcance total ou esperado) de pessoas, ferramentas e equipamentos).

Tabela 1 — Distâncias mínimas x tensão nominal da instalação

Tensão de ensaio à frequência industrial (valor eficaz)

Tensão suportável nominal de impulso atmosférico (valor de pico) kV

Distância mínima fase-terra e fase-fase 1

Paradigmas em sistemas de aterramento

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

Paradigma (do grego παράδειγμα, derivado de παραδείκνυμι «mostrar, apresentar, confrontar»), é um conceito das ciências e da epistemologia que expressa um padrão reconhecido por uma comunidade [adaptado da Wikipedia].

Os paradigmas podem ser entendidos como um conjunto de crenças, conceitos, padrões e pressupostos que orientam a forma como se entende e interpreta o mundo em determinado contexto, definindo normas culturais, tecnológicas ou científicas, onde:

Na física, paradigmas são modelos teóricos amplamente reconhecidos, que embasam áreas do conhecimento, como é o caso da teoria da relatividade e da mecânica quântica;

Na computação, paradigmas são soluções amplamente reconhecidas, como é o caso da computação em nuvem e da inteligência artificial (IA).

De forma geral, uma quebra de paradigma ocorre quando uma nova visão de mundo ou um novo conjunto de regras substitui o anterior devido a avanços, novas descobertas ou transformações sociais.

Trazendo para o objeto deste artigo, na área da engenharia elétrica, que estuda os sistemas de aterramento, são inúmeros os paradigmas, tanto os referentes à modelagem geoelétrica, como aos critérios de simulação destes sistemas e de interpretação dos parâmetros que expressam o seu desempenho.

A expansão do sistema de geração e de transmissão de energia para as regiões Norte e Nordeste trouxe à tona a questão das resistividades dos solos mais elevadas ali existentes. Em decorrência desta situação, neste início de século, paradigmas relativos aos sistemas de aterramento estão sendo sucessivamente quebrados, muitos já bastante arraigados nas crenças do nosso setor. Vamos listar alguns destes paradigmas que estão se despedaçando.

VERDADE OU MITO?

Medições de resistividades do solo somente devem ser feitas após 7 dias sem chuvas?

Mito, que já vem caindo há alguns anos, mas que ainda tem os seus adeptos. A resistência de contato dos eletrodos de medição com o solo é um dos maiores inimigos deste tipo de medição, e está diretamente associada a solos de alta resistividade (> 1000 Ωm). Com certa frequência a gente torce para chover na véspera, ou é obrigado a alugar um caminhão pipa para molhar a linha de medição. Só não se deve fazer as medições com o solo empoçado.

O terrômetro é o equipamento padrão para medições em aterramentos?

Outro paradigma que já vem se despedaçando há algum tempo. Até a revisão de 2020 da NBR-7117, o resistivímetros era um ilustre desconhecido; amplamente utilizado pelos profissionais de geofísica, tem conquistado mais e mais adeptos em nosso meio.

Levar em consideração a profundidade de cravação dos eletrodos de medição (nos arranjos de Wenner ou de Schlumberger) resulta em modelos geoelétricos mais acurados/precisos?

Mito, que ainda tem os seus adeptos. É um parâmetro usualmente estimado (e muito frequentemente considerado igual para todas as medições), com peso pequenos nas medições de menor espaçamento e peso irrisório nas de maior espaçamento, e que dadas as incertezas que permeiam o processo de medição e de modelagem geoelétrica, não agrega nenhuma precisão ou acurácia ao modelo original.

Na modelagem geoelétrica a minimização do desvio quadrático da curva média de resistividades aparentes vai sempre resultar no melhor modelo?

Mito, que ainda precisa ser quebrado. Considerando os erros e desvios inerentes ao próprio parâmetro resistividade do solo, ao processo de medição e às restrições de modelagem, é normal que o modelo obtido por esta minimização não seja o mais representativo da estrutura de subsuperfície.

Aterramentos podem ser projetados com modelos de solo homogêneos e metodologias de cálculo simplificadas?

Mito, que já vem se despedaçando nas últimas décadas, mas que ainda tem alguns adeptos. Solos homogêneos não existem na natureza. É sempre possível, a partir da simulação de uma malha com um modelo geoelétrico multicamadas, achar o modelo homogêneo que reproduz o mesmo valor de resistência; porém é impossível obter um modelo homogêneo que seja capaz de, simultaneamente, reproduzir a resistência da malha e as tensões de passo e de toque.

O dimensionamento da malha de aterramento de uma subestação vai ser sempre conservativo se forem desconsideradas outras malhas próximas a ela interligadas (caso típico de plantas industriais e de usinas fotovoltaicas)?

Mito, ainda amplamente tido como verdade. Trata-se de uma premissa que simplifica os cálculos, sendo assim, confortável para o projetista. Porém, quando confrontada com a alternativa de considerar os efeitos de proximidade e de eventual interligação com malhas próximas, frequentemente vai revelar-se como uma opção otimista.

Em medições de aterramento de torres de linhas de transmissão com os chamados terrômetros de altafrequência, a corrente de medição flui para o solo pelos contrapesos em sua quase totalidade, e não foge pelos cabos para-raios?

Mito, que caiu com a revisão de 2023 da norma de projeto de aterramentos de torres de LTs (NBR-17.140). No item sobre medições de aterramentos, esta norma alerta que no caso de cabos para-raios de aço-alumínio, de alumínio ou OPGW, uma parcela significativa da corrente de medição vai embora por estes condutores, resultando na medição de um valor de resistência mais baixo do que o real, especialmente em torres localizadas em solos de resistividades mais elevadas.

É possível medir a resistência de aterramento e mapear as tensões de passo e de toque em malhas de subestações com um terrômetro de alta-frequência?

Mito, que ainda tem os seus adeptos. As respostas de uma malha a sinais em 60 Hz e 25 kHz são significativamente diferentes, especialmente no caso dos gradientes de potenciais no solo (e consequentemente, nos valores das tensões de passo e de toque).

Medições de resistências de aterramento somente devem ser feitas após 7 dias sem chuvas?

Mito, que ainda tem os seus adeptos. A complexidade deste tipo de medição em uma subestação, resulta que o solo úmido é a menor das preocupações. Aliás, a chuva vai contribuir para que se obtenha uma corrente de medição mais elevada. Considerando que este tipo de medição pede uma linha de corrente que seja 5x a maior dimensão da malha, tem-se que a corrente de medição vai penetrar mais profundamente no solo, abaixo da profundidade afetada pela chuva. Para um cálculo estimativo – uma SE com diagonal de apenas 70 m, a profundidade de penetração da corrente é da ordem de 5 x 70/6 ≈ 60 m; profundidade bem superior à que é afetada pela sazonalidade das chuvas.

Uma medição sempre vai dar resultados mais precisos/acurados do que uma simulação?

Mito, bastante arraigado no setor, que tem a ilusão que o simples apertar de um botão resulte em uma verdade absoluta. O procedimento e equipamentos de medição, a modelagem adotada e o software utilizado na simulação devem ser objeto de avaliação crítica.

Vamos explorar cada um dos itens acima nos artigos desta coluna nos próximos meses.

Mercado de carbono no Brasil: Desafios e oportunidades para empresas do setor elétrico

*Por Alexandre Mollica Medeiros e Katia Cristina Garcia

Um marco legal importante foi dado com a promulgação da Lei No 15.042 de 2024, que estabelece o Sistema Brasileiro de Comércio de Emissões (SBCE) e regulamenta o mercado de carbono no Brasil, atendendo a uma demanda da sociedade e do mercado deve contribuir para o alcance dos compromissos brasileiros no combate às mudanças climáticas assumidos internacionalmente, como no Acordo de Paris (UNFCCC, 2015), estando também alinhada aos pressupostos da Política Nacional sobre Mudança do Clima – PNMC (Brasil, 2009)

O mercado de carbono a ser implantado no Brasil certamente provocará mudanças. Para o setor elétrico, essa regra não será diferente. Mesmo levando em conta o perfil predominantemente renovável da matriz de geração de eletricidade, mudanças serão sentidas pelas empresas, que precisarão de ações para se posicionar estrategicamente diante dessa nova realidade. O Brasil deu um passo importante ao se juntar ao grupo de países que já adotam algum tipo de mecanismo regulamentado de precificação de carbono, como o exemplo da União Europeia, com o Sistema de Comércio de Emissões - EU ETS.

Existem importantes desafios relacionados ao panorama atual das fontes de geração de energia no Brasil, caracterizado pela diversidade e pelo crescimento das fontes renováveis, e que nos coloca entre os países com maior participação de fontes de baixas emissões de carbono na matriz energética (ONS, 2025). Esta predominância renovável também exige adaptações nas redes de transmissão para lidar com a variabilidade da geração, além de exigir maior flexibilidade do sistema. Desta forma, a modernização do setor elétrico, a implementação de novas tecnologias e a busca por soluções de armazenamento de energia serão determinantes para garantir um futuro sustentável e seguro para a geração e distribuição de energia elétrica no Brasil. Apesar dos desafios mencionados, é inegável a existência de um conjunto de oportunidades a serem exploradas neste novo contexto do mercado de carbono no Brasil. O país pode vir a ter uma posição de destaque no cenário de descarbonização global. O Brasil, com sua abundância de recursos renováveis, especialmente solar e eólico, pode se tornar um importante player da produção de hidrogênio verde no mundo. A implementação de um mercado de carbono pode acelerar essa transição, uma vez que o hidrogênio verde é uma solução

sustentável, que pode gerar créditos de carbono, tornando-se uma fonte de receita adicional para as empresas do setor. Além disso, o hidrogênio verde representa uma oportunidade de desenvolvimento de novos modelos de negócios, com exportação para mercados internacionais, alinhando o país com as tendências globais de transição energética.

Cabe ao setor elétrico brasileiro compreender que o sucesso dessa transição não depende apenas da adesão às regulamentações, mas também da capacidade de inovar e buscar soluções tecnológicas que contribuam para a descarbonização e para o cumprimento das metas de emissões. À luz das experiências internacionais bem-sucedidas, é possível esperar que, quando bem estruturado, um mercado de carbono pode se tornar um motor para a inovação e a competitividade, além de promover a redução das emissões de gases de efeito estufa de forma eficaz.

Exemplos de ações a serem tomadas para ajudar as empresas a se preparar para o futuro podem ser a implementação de um Preço Interno de Carbono (PIC, a realização de inventários de emissões, a adoção de metas de redução de emissões de GEE baseadas em ciência, e a elaboração e execução planos de ação para a redução de emissões, a geração de créditos de carbono em projetos de reflorestamento de áreas degradadas.

A colaboração entre o setor privado e o público, com incentivos adequados, pode criar um ambiente propício para a implementação de soluções sustentáveis e para a atração de investimentos em tecnologias de baixa emissão de carbono. Não pode ser negligenciada a necessidade de capacitação contínua de pessoal e a conscientização sobre as implicações do mercado de carbono, pois esses fatores serão essenciais para garantir que as empresas possam se adequar de forma eficaz, aproveitando melhor os benefícios dessa nova realidade e mitigando, dentro do possível, os riscos envolvidos.

*Alexandre Mollica Medeiros e Katia Cristina Garcia integram o Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (CEPEL) - Associados do CIGRE e atuantes no Comitê CE.C3 – Desempenho Ambiental e Sustentabilidade do Sistema de Potência

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Abradee alerta sobre inversão de fluxo para o sistema elétrico

O fenômeno tem sido crescente e impacta a operação do sistema, acentuando a sobrecarga da infraestrutura.

A inversão de fluxo tem sido alvo de diversos debates no contexto da expansão da matriz elétrica brasileira. Com o crescimento desordenado da geração distribuída, o fenômeno ocorre em todo o Brasil, com ênfase em algumas regiões, e tem consequências para toda a cadeia produtiva do setor, desde a geração até o consumo.

O presidente da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee), Marcos Madureira, explica que a inversão de fluxo ocorre quando há excedentes de geração distribuída (GD) em residências, comércios e até nas fazendas solares. A eletricidade que não é consumida simultaneamente é injetada na rede de distribuição. Se não for usada, flui até atingir o Sistema Interligado Nacional (SIN).

Madureira compara o caso a um encanamento: se uma residência tem um poço e não utiliza toda a água, e o que sobra é jogado na rede

pública em sentido contrário, provoca um fluxo inverso. “É similar ao que se tem na energia elétrica. Se essa água for um volume muito grande na tubulação, pode trazer um problema”, alerta.

Com muitos sistemas gerando ao mesmo tempo, a quantidade de energia injetada pode danificar equipamentos e sobrecarregar o sistema. O presidente da Abradee explica que, como uma das consequências, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) precisa desligar algumas usinas centralizadas, que estão sob seu controle.

Consequências sistêmicas

O desligamento das usinas a que Madureira se refere é o chamado curtailment energético, que acontece pela injeção de altos volumes de energia inflexível durante horas de carga leve no sistema. Como a produção de energia está acima da necessidade, algumas geradoras precisam ser desligadas. O problema é aumentado por esse crescimento desordenado da GD, que não está no planejamento do sistema e causa incertezas.

“É claro que o sistema elétrico brasileiro é robusto. Mas a introdução dessas energias sem planejamento e cada vez mais intensa já está provocando riscos no sistema de distribuição e de transmissão de energia elétrica. O alto volume de incentivos dado a fontes renováveis, incluindo a MMGD, tem provocado essa sobra de geração que tem levado o ONS a desconectar algumas usinas”, reforça Madureira, que defende a expansão sustentável da matriz elétrica, com planejamento adequado.

Soluções possíveis

O Brasil é rico em recursos naturais e fontes renováveis de energia, e isso deve ser aproveitado. No entanto, Madureira aponta que é preciso discutir de forma aprofundada e aprimorar a gestão do sistema de acordo com o novo cenário que se apresenta, com cada vez mais fontes intermitentes e descentralizadas. O uso de baterias é um exemplo de medida que possibilita acumular a energia produzida nos momentos de baixo consumo e injetá-la na rede quando há maior carga.

ASSOCIAÇÕES DAS

DISTRIBUIDORAS DEFENDEM EQUILÍBRIO E RETIRADA DE SUBSÍDIOS EM REFORMA DO SETOR ELÉTRICO

Por Matheus de Paula

Proposta do MME prevê ampliação do mercado livre para baixa tensão, readequação de encargos e subsídios e consolidação da Tarifa Social de Energia Elétrica

Entidades representativas do setor elétrico se preparam para participar dos debates acerca do projeto de reforma do setor elétrico, que deverá ser enviado ao Congresso Nacional ainda este ano pela Casa Civil. O texto, que está sob a responsabilidade do Ministério de Minas e Energia, prevê, dentre outras alterações, a ampliação da Tarifa Social de Energia Elétrica, que deverá beneficiar até 60 milhões de brasileiros, a abertura do mercado livre de energia para consumidores de baixa tensão, como residências e pequenos comércios. A proposta também envolve uma aguardada reestruturação na alocação dos encargos e subsídios nas tarifas de energia elétrica, em especial para as fontes renováveis, demanda antiga do segmento de distribuição de energia.

Defensor da modernização do setor elétrico, o presidente da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (ABRADEE), Marcos Madureira, lembra que essa discussão não é nova e que, desde a Consulta Pública nº 33, aberta em 2017, já se indicava a necessidade de atualização. "O setor passou — e continua passando — por mudanças estruturais importantes, com a introdução de novas tecnologias, novos agentes e novos processos operacionais. O modelo atual não reflete mais essa nova realidade e, por isso, precisa ser revisto", afirma.

Para a ABRADEE, a retirada dos subsídios é um dos pontos centrais para a efetividade da reforma. “O setor elétrico brasileiro está repleto dessas distorções. Há categorias de consumo e as fontes de energia renováveis que acabam recebendo benefícios que não resultam em ganhos reais para o sistema. Pelo contrário, muitas vezes aumentam o custo sistêmico, só que esse custo é repassado para os demais consumidores”, destaca Madureira.

Em 2024, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) constatou um orçamento de R$ 40,9 bilhões em subsídios em 2024, em que R$ 12,7 bilhões foram para fontes de energia renovável, a maior parcela dos subsídios. Os dados são do “subsidiômetro” da Agência Nacional de Energia Elétrica.

Para Alexei Vivian, diretor-presidente da Associação Brasileira das Companhias de Energia Elétrica, (ABCE), os benefícios dos subsídios para o desenvolvimento do setor são inegáveis, no entanto, devem ter prazo e objetivos determinados. “Subsídios são importantes, mas só por um determinado momento. Eles devem funcionar como uma sinalização econômica de curto prazo. Existem subsídios de natureza social, que devem ter tratamento diferente: baixa renda, irrigação, consumidor rural, iluminação pública para ampliação do atendimento, entre outros. Agora, subsidiar fontes já competitivas ou fontes mais caras que só se tornam viáveis com subsídios não faz sentido. Pode fazer sentido por um tempo, mas depois desvirtua o mercado, gera distorções e transtornos, como temos visto”, defende.

Representando um dos principais segmentos de Geração distribuída (GD), a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), acredita que o fim dos subsídios pode ser justificável quando a fonte se torna competitiva por si só, mas alerta para os impactos negativos de uma retirada abrupta, especialmente diante da necessidade de acelerar a transição energética.

“O fim dos subsídios é justificável quando os valores para implementação da fonte já são competitivos. Mas, nesse caso, deveríamos começar pelas fontes poluidoras e outras que já receberam incentivos por muito mais tempo que a solar, que foi a última tecnologia a ser beneficiada. Acabar com os subsídios para fontes incentivadas, enquanto se mantém o incentivo concedido à CCC (Conta de Consumo de Combustíveis), vai na contramão da transição energética e é muito prejudicial para a construção de uma matriz limpa e renovável”, defende Rodrigo Sauaia, presidente executivo da ABSOLAR.

EXPANSÃO DO MERCADO LIVRE DE ENERGIA

A abertura do mercado livre de energia para consumidores

Em 2024, os consumidores de energia elétrica no Brasil pagaram R$ 40,9 bilhões em subsídios, um aumento de 1,49% em relação a 2023 | Fonte: ANEEL

de baixa tensão é um dos pilares centrais da proposta em análise no Governo Federal. Prevista para se concretizar já em 2026, a medida é vista por entidades do setor como um passo decisivo rumo à democratização do acesso à energia limpa e renovável.

Para Frederico Boschin, diretor do Sindicato da Indústria de Energias Renováveis do Rio Grande do Sul (SINDIENERGIA-RS) e diretor regional da Associação Brasileira de Geração Distribuída (ABGD), a mudança, apesar de desafiadora, deverá ser bastante positiva tanto para o segmento quanto para os consumidores.

“Na era da digitalização e do open energy (abertura dos dados de consumo de energia elétrica), o setor se torna mais dinâmico, aberto, democrático, eficiente e resiliente. Essa evolução é ainda mais relevante em um cenário de crescente penetração de recursos energéticos distribuídos (REDs) — como a geração distribuída, em que a energia é produzida próxima ao ponto de consumo. Para gerenciar esse novo perfil de consumo e geração, é fundamental dispor de dados cada vez mais granulares, garantindo a operação equilibrada, flexível e moderna do setor elétrico nacional”, destaca.

Essa mudança, segundo o executivo, deverá colocar o país

em um patamar de alinhamento com nações mais desenvolvidas, com mercados mais liberais de fornecimento e comercialização de energia elétrica. "A discussão sobre a cobertura do mercado livre de energia já está em andamento no Brasil há bastante tempo. Ela faz parte de um processo essencial de modernização do país, que nos aproxima das nações desenvolvidas, com um mercado mais liberalizado. Alinhar-se aos requisitos da OCDE (Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico), e liberalizar o setor de energia são objetivos fundamentais para a adesão do Brasil à organização", conclui Boschin.

Para Rodrigo Sauaia, presidente executivo da ABSOLAR, a abertura do mercado livre para consumidores de baixa tensão deverá resultar em alívio para o bolso dos consumidores.

“Essa mudança pode gerar uma economia significativa para os consumidores e incentivar a digitalização do setor. Apoiamos iniciativas que promovam a democratização do acesso à energia renovável e incentivem a competitividade no setor. Acreditamos

ECONOMIA NA CONTA DE LUZ

Rodrigo Sauaia, presidente executivo da ABSOLAR (Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica) | Fonte: ABSOLAR

que a abertura do mercado é uma grande oportunidade para os consumidores optarem por consumir energia limpa e renovável, além de poderem prever com mais precisão o valor de suas contas de luz", explica.

EQUILÍBRIO E SUSTENTABILIDADE

O avanço da abertura do mercado livre, que automaticamente afeta o mercado cativo de energia elétrica, embora seja promissor, é visto com cautela pela Abradee, que representa 99% das distribuidoras de energia elétrica do país. Para a entidade, a reforma precisa vir “acompanhada de uma série de cuidados para garantir o equilíbrio e a sustentabilidade no modelo vigente das distribuidoras”. Um dos pontos destacados pela Abradee é sobre a necessidade de separar o que diz respeito ao fornecimento de

energia em si (que pode ser contratado livremente) e o serviço de entrega dessa energia, feito por meio da infraestrutura de redes de distribuição.

Ou seja, mesmo que opte pelo mercado livre de energia, o consumidor continuará utilizando a infraestrutura da distribuidora local para receber essa energia, e esse serviço precisa ser remunerado adequadamente, defende Marcos Madureira, presidente da Abradee. “Desde que a tarifa assegure uma remuneração adequada à distribuidora pelo uso da rede, o modelo se mantém sustentável. Quando a distribuidora deixa de fornecer a parcela de energia adquirida em leilões regulados, porque esse consumidor passou a ser atendido por uma comercializadora no mercado livre, isso é neutro para a distribuidora. Ela continua recebendo pela infraestrutura da rede, independentemente de quem forneça a energia,” defende o executivo.

As preocupações da Abradee também estão no radar da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Para o diretorgeral da Agência, Sandoval Feitosa, migrações fora das previsões iniciais podem levar à sobrecontratação, o que pode resultar em desequilíbrio e déficits indesejados no setor como um todo. “A sobrecontratação, ou eventual exposição da distribuidora além dos valores regulados referentes à migração, ou frustração de migração, não deve afetar o equilíbrio econômico e financeiro das concessionárias de distribuição. Hoje, o custo de sobrecontratação ficaria com os demais consumidores da concessionária, o que não se mostra razoável. E a depender do montante financeiro, nem mesmo viável”, avalia o diretor-geral da ANEEL.

Além da sobrecontratação destacada pela ANEEL, outra preocupação para as distribuidoras é sobre a questão do lastro de capacidade, que refere-se ao custo de manutenção de usinas que garantem a segurança do sistema, como térmicas e nucleares, que estão dentro do mercado regulado. Ao migrar para o mercado livre, de acordo com a associação, o consumidor deixa de contribuir com esse custo, que automaticamente recairá somente para os consumidores do mercado cativo. “Como lidar com os contratos de compra de energia que foram firmados para viabilizar investimentos em projetos estruturantes do setor elétrico? Estamos falando de usinas como Belo Monte, o complexo do Madeira, grandes hidrelétricas do Sudeste, usinas nucleares como Angra 2 e 3. São empreendimentos estratégicos para garantir segurança energética, mas cujos

contratos permanecem com as distribuidoras — e o custo, com os consumidores regulados. Se esses pontos não forem tratados adequadamente, haverá retração no mercado regulado e aumento da tarifa para quem permanece nele. Ou seja, as adequações precisam ser feitas”, alerta Madureira.

Outro ponto levantado pela entidade diz respeito à legislação que concede desconto de 50% nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão aos consumidores do mercado livre de energia que optarem por comprar energia de fontes incentivadas (como solar, eólica ou PCH). “Ou seja, além de pagar uma energia mais barata, ele paga menos para usar o sistema, e esse custo acaba ficando para os demais consumidores. Em resumo, a abertura de mercado, da forma como vem ocorrendo, está

Sandoval Feitosa, diretor-geral da ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) | Fonte: ANEEL

transferindo ônus para os consumidores do mercado regulado. Isso precisa ser resolvido. A migração para o mercado livre não reduz o custo total do sistema elétrico — o custo permanece o mesmo, apenas é redistribuído. Portanto, se o consumidor migra e não carrega o custo real que ele representa para o sistema, seja pelo lastro, seja pelo uso da rede, ele está deixando essa conta para os outros. A ampliação da abertura, especialmente para os consumidores de baixa tensão, precisa corrigir essas distorções”, defende Madureira.

SEGMENTO DE COMERCIALIZAÇÃO

As possíveis mudanças, em especial relacionadas à expansão do mercado livre e energia, são vistas com bons olhos pelas comercializadoras de energia. Para Alan Henn, CEO da Voltera, empresa que atua na comercialização de energia,

essa mudança representa uma transformação histórica para as comercializadoras de energia. “Essa abertura traz uma avalanche de oportunidades para empresas de comercialização varejistas como a Voltera, o mercado endereçável vai saltar dos atuais 200 mil clientes (média e alta tensão) para mais de 70 milhões de unidades consumidoras de baixa tensão, que poderão migrar para o mercado livre”, destaca.

Felipe Sapucahy, COO da Ecom Energia, complementa que a abertura traz não apenas desafios comerciais, mas também novas responsabilidades para as comercializadoras, que passam a ser o elo direto entre o consumidor e o mercado livre. “Hoje, o custo de aquisição de um cliente é muito alto, porque envolve um trabalho de educação. Precisamos catequizar esse consumidor, explicar exatamente o movimento que ele está fazendo ao sair do ambiente regulado e migrar para o mercado livre. Isso exige clareza, paciência e comprometimento”, afirma Sapucahy.

Guia

Quadros e Painéis

ELETROPOLL PAINÉIS ELÉTRICOS

GAZQUEZ PAINEIS ELETRICOS

GIMI SOLUÇÕES

GRUPO SETTA

LUZVILLE ENGENHARIA LTDA

QT EQUIPAMENTOS

ROMAGNOLE

VEPAN

VOLGA

WEG

ANDALUZ INDÚSTRIA

CCR MONTAGENS INDUSTRIAIS

DELTA PERFILADOS

ELETROPAINEL

ENGEPAR SISTEMAS DE ENERGIA

ENGEREY PAINEIS ELETRICOS

FORZA INDÚSTRIA E COMÉRCIO

LOJA ELÉTRICA LTDA

MONTER IND. E COMÉRCIO LTDA.

QUADRIMAR PAINÉIS ELÉTRICOS

SCHNEIDER ELECTRIC

SECPOWER PAINÉIS

ZETTATECCK PROJETOS

(21) 3812-3100 (47) 3375-6700 (11) 3380-8080 (11) 4752-9900 (34) 99922-9015 (47) 3145-4600 (51) 2117-6600 (44) 3233-8500 (11) 4645-2141 (62) 3207-6161 (47) 3276-4000 (27) 3041-6766 (65) 3359-5691 (11) 4705-3133 (44) 3027-9868 (11) 94809-9996 (41) 3022-3050 (41) 99891-7236 (31) 3218-7714 (11) 4487-6760 (21) 2428-3155 N/A (11) 5541-5120 (19) 99655-1591

www.brval.com.br

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www.gazquez.com.br

www.gimi.com.br

www.gruposetta.com

www.luzville.com.br

www.qtequipamentos.com.br

www.romagnole.com.br

www.vepan.com.br

www.volga.com.br

www.weg.net

www.andaluz.ind.br

www.ccr.eng.br

www.deltaperfilados.com.br

www.eletropainel.com.br

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www.forza-ind.com.br

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www.secpower.com.br

www.zettatecck.com.br

Valença

Corupá

São Paulo

Suzano

Patos de Minas

Joinville

Cachoeirinha

Mandaguari

Itaquaquecetuba

Aparecida de Goiânia

Jaraguá do Sul

Serra

Cuiabá

São Paulo

Maringá

São Paulo

Curitiba

Curitiba

Belo Horizonte

Itatiba

Rio de Janeiro

São Paulo

São Paulo

Araras

Nesta edição, trazemos uma relação completa dos principais distribuidores e revendedores de quadros, painéis e assessórios. Área essencial dentro da cadeia elétrica e industrial, este segmento é responsável por abrigar, proteger e distribuir a energia elétrica de forma segura e eficiente em instalações residenciais, comerciais e, principalmente, industriais. Tipos de Quadros e

especializado para oferecer suporte aos clientes

Possui corpo técnico

Oferece treinamento técnico para os clientes

Fornece serviços de instalação e/ou manutenção dos equipamentos

Quadros de distribuição de força

Quadros de distribuição de luz

Cubículos tipo Metal-Clad

Quadros para partida de motores em

Centro de controle de motores (CCM)

Cabines de barramentos

Cabines primárias

Quadros de automação

Quadros para áreas classificadas (EX)

Mesas de comando

Quadros para medidores de energia

Eletrocentro

Quadro fotovoltáico

Centro de medição agrupada

Painel de Soft Starter

Painéis de BT

Painel de Proteção e/ou controle X

Quadros de partida de motores

Cabines de barramentos

Armários modulares

Caixas de medição

Quadros de distribuição

Acessórios e ferragens em geral para painéis

Caixas a prova de tempo

Caixas para áreas classificadas

Inovação e

O Papel do projeto

“Energizando a Equidade” na transição energética justa

Aline Cristiane Pan é Doutora em Energia Solar Fotovoltaica e Professora na UFRGS, onde coordena o Grupo de Pesquisa em Transição Energética. Co-fundadora da Rede Brasileira de Mulheres na Energia Solar, tem mais de 25 anos de experiência no setor.

Atransição energética é um dos desafios centrais do setor elétrico no século XXI. Muito se fala sobre a substituição de combustíveis fósseis por fontes renováveis, a digitalização dos sistemas energéticos e a descentralização da geração. No entanto, para que essa transição seja realmente transformadora, é fundamental que ela também seja justa e inclusiva. Isso significa garantir que todas as pessoas tenham acesso não apenas à energia limpa, mas também às oportunidades que esse novo modelo oferece. Infelizmente, a desigualdade de gênero ainda persiste no setor energético. Segundo a Greener (2024), 35% das empresas de tecnologia fotovoltaica no Brasil não possuem mulheres em suas equipes técnicas, e apenas 7% das mulheres do setor atuam em engenharia ou projetos. Essa sub-representação não apenas compromete a diversidade de ideias, mas também limita o potencial de inovação e a capacidade do setor de atender às demandas de um mercado em rápida transformação.

PROJETO “ENERGIZANDO A EQUIDADE”

Para mudar essa realidade, em novembro de 2024 teve início o projeto “Energizando a Equidade: Meninas e Mulheres Impulsionando a Transição Energética”, uma iniciativa financiada pelo CNPq e que conta com um orçamento de R$ 933.480,00. O projeto tem como objetivo capacitar e inspirar meninas e mulheres a ocuparem espaço na transição energética, promovendo maior diversidade e equidade no setor.

Com atuação no Rio Grande do Sul e em Santa Catarina, a iniciativa impactará diretamente 142 mulheres e beneficiará aproximadamente 5.521 estudantes da rede pública. Agora, em abril de 2025, o projeto entra em uma nova fase crucial: o início das oficinas práticas sobre energias renováveis. Essas oficinas vão abordar temas como geração solar fotovoltaica, eficiência energética e gestão inteligente da energia, além de promover reflexões sobre equidade de gênero no setor.

UM CONVITE PARA UMA TRANSIÇÃO ENERGÉTICA MAIS

INCLUSIVA

A transição energética só será bem-sucedida se for acessível a todos. Isso inclui não apenas a distribuição da energia de forma justa, mas também a democratização do conhecimento e das oportunidades no setor. Ao integrar educação, capacitação técnica e conscientização, o projeto “Energizando a Equidade” busca enfrentar

Infelizmente, a desigualdade de gênero ainda persiste no setor energético. Segundo a Greener (2024), 35% das empresas de tecnologia fotovoltaica no Brasil

não possuem mulheres em suas equipes técnicas, e apenas 7% das mulheres do setor atuam em engenharia ou projetos.

os desafios da desigualdade de gênero e fomentar uma nova geração de profissionais comprometidos com um futuro mais sustentável e diverso.

A iniciativa está alinhada com os Objetivos de Desenvolvimento Sustentável (ODS), contribuindo para a igualdade de gênero (ODS 5), o acesso à energia limpa e acessível (ODS 7) e ações contra a mudança climática (ODS 13), conforme destacado pelo Relatório Anual das Nações Unidas no Brasil (ONU BRASIL, 2023).

Como profissionais do setor de energia, temos o dever de não apenas apoiar, mas liderar iniciativas que promovam uma transição energética justa e inclusiva. Projetos como este demonstram que a equidade de gênero não é um complemento, mas sim um pilar fundamental para o sucesso da transição energética no Brasil.

REFERÊNCIAS

GREENER. Estudo Estratégico Geração Distribuída Mercado Fotovoltaico. 2024. Disponível em: https://www.greener.com.br/estudo/ estudo-estrategico-geracao-distribuida-2024/. Acesso em: 1 abr. 2024. ONU BRASIL. Relatório Anual das Nações Unidas no Brasil 2022. 2023. Disponível em: https://brasil.un.org/sites/default/files/2023-03/ ONU_Brasil_Relatorio_Anual_2022.pdf. Acesso em: 4 maio 2024.

QUALIDADE JAPONESA PARA TODO TIPO DE APLICAÇÃO.

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Conexão Regulatória

A relação entre inovação e regulação

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

Costuma-se dizer que a tecnologia vem antes da regulação. Ou seja, sempre teremos o agente regulador correndo atrás da tecnologia na formulação de normas técnicas do setor elétrico, mas também na regulamentação e parametrização de novas tecnologias.

Essa dinâmica e velocidade diz muito sobre o avanço da inovação em um país. No caso brasileiro, ainda estamos fortemente ligados a um passado formador do nosso sistema elétrico e que tem sido tema recorrente nesta coluna, ou seja, centralizado e unidirecional.

A premissa fundamental na formação do nosso Sistema Interligado Nacional (SIN) é a geração de energia e operação de forma centralizada (feita pelo ONS – Operador Nacional do Sistema) com preços formados por modelos matemáticos que consideram, predominantemente, o regime de chuvas e nossa capacidade de acumulação de água1

Neste sentido, a governança centralizada e a formação de preços feita por médias semanais (ou mensais) de previsões de geração e que não refletem as particularidades diárias e horárias de oferta e demanda de energia, inibem em certa medida a implementação de algumas tecnologias já existentes de digitalização e eficientização do setor. Os sinais econômicos seriam mais claros para geradores e consumidores e a amplitude de informações seria maior.

Por razões estruturais, que vão desde a avaliação de risco de suprimento (posto que a geração é centralizada e fortemente hidráulica) e impossibilidade de contratações em volumes diários de energia, o mercado brasileiro de energia encontra-se estagnado em investimentos e com aversão a inovações. O reflexo disso é uma baixa capacidade de inovação e assimilação de novos conceitos alinhados com tendências tecnológicas hoje predominantes mundialmente: digitalização e descentralização.

Novas tecnologias (energia solar, baterias e veículos elétricos) batem todo dia a porta de consumidores interessados em redução do custo de energia e maior controle sobre seu consumo (e geração de energia). Somos hoje um país com imensas potencialidades na inovação para o setor elétrico.

A Consulta Pública ANEEL nº 7/20252 surge em um momento crucial para o setor elétrico brasileiro, com propostas que podem impactar profundamente o mercado e abrir caminho para inovações importantes (e necessárias) no setor. O objetivo principal é dinamizar o ambiente de negócios atual, em que a falta de clareza e regulação gera insegurança no mercado. São inúmeras as áreas que podem se beneficiar dessa discussão. Vejamos.

A referida consulta abre espaço para o Open Energy (já tratado nesta coluna), que permitirá ao consumidor acessar e compartilhar seus dados, com consentimento, com agentes do mercado. Como a Lei Geral de Proteção de Dados – LGPD (Lei 13.709/2018), exige transparência no compartilhamento de dados, mas a REN 1.000/2021 não tem regras claras sobre como esses dados devem ser compartilhados no setor elétrico. As propostas incluem a criação de Comitê Gestor do Open Energy (COGE) para gerenciar o compartilhamento de dados no setor elétrico e o uso de interfaces de programação de aplicativos (APIs) padronizadas para garantir que os dados possam ser compartilhados de forma segura e eficiente entre os sistemas.

A proposta inclui também a criação de fatura única de energia com uma estrutura única, simplificando a compreensão e garantindo transparência no pagamento da fatura de energia com o detalhamento de custos regulatórios, tarifas e tributações. As faturas deverão especificar claramente os custos envolvidos, proporcionando maior visibilidade para o consumidor.

Estes avanços pretendidos abrem espaço para inovações importantes em aplicações para (i) novos modelos de formação e (ii) monitoramento de preços de energia, (iii) gestão de faturas de energia, (iv) gestão de geradores e (v) avaliação de riscos operacionais (curtailment), além de oportunidades em diversas outras áreas com a abertura e incentivo a Implementação de sandboxes regulatórios3, que são ambientes de testes para novas tecnologias e metodologias, permitindo ajustes e aperfeiçoamentos antes de sua implementação ampla.

1 Nosso mercado utiliza o DESSEM, DECOMP e NEWAVE, que são modelos computacionais aplicados para otimizar a operação do sistema e determinar preços de energia. O DESSEM (Despacho Hidrotérmico de Curto Prazo) é um modelo de otimização que realiza a programação diária da operação do sistema elétrico. Ele considera um horizonte de até duas semanas, com discretização de meia hora, e é usado para calcular o preço horário da energia para o dia seguinte. O DESSEM é especialmente útil para integrar fontes intermitentes, como energia eólica e solar, e para representar detalhadamente as características das usinas hidrelétricas e térmicas. O DECOMP (Despacho Hidrotérmico de Médio Prazo) é utilizado para o planejamento da operação em um horizonte de médio prazo, geralmente semanal, e considera 3 patamares de carga. Ele busca otimizar o uso dos recursos hídricos e térmicos, levando em conta as condições hidrológicas e a aversão ao risco. Para o planejamento da operação de sistemas hidrotérmicos de médio prazo (até 5 anos), é utilizado o modelo computacional Newave. Fontes: https://see.cepel.br/manual/libs/latest/modelos_ computacionais/modelo_dessem.html, https://www.cepel.br/linhas-de-pesquisa/dessem-saibamais/ e https://www.ccee.org.br/precos/conceitos-precos

2 https://www.gov.br/aneel/pt-br/assuntos/noticias/2025/aprovada-consulta-para-aperfeicoar-regras-dos-servicos-de-distribuicao-em-consequencia-da-abertura-do-mercado-para-consumidores-dogrupo-a#:~:text=Em%20reuni%C3%A3o%20da%20diretoria%20colegiada,institu%C3%ADda%20pela%20Portaria%20MME%20n%C2%BA

3 https://www.gov.br/aneel/pt-br/empreendedores/sandboxes-tarifarios/regulamentacao-e-governanca

Alinhamento entre negócio e gestão de ativos

Lílian Ferreira Queiroz é engenheira eletricista, Membro do Cigré e especialista em confiabilidade e gestão de ativos. Atualmente, é Diretora de Gestão de Ativos da Geração da Eletrobras

Agestão de ativos é um processo essencial para empresas que buscam maximizar valor, garantir eficiência e manter a sustentabilidade de suas operações. Para que seja eficaz, é imprescindível que sua implementação seja baseada no contexto organizacional, considerando desafios internos e externos que podem impactar a companhia.

A gestão de ativos deve ser planejada e organizada com base no contexto da empresa, levando em consideração os desafios internos e externos que podem afetar a companhia. Para implementar um sistema eficaz de gestão de ativos, é necessário entender o ambiente em que a organização opera, suas capacidades e as demandas do mercado. Ou seja, está relacionado à necessidade de compreender os fatores internos e externos que influenciam a organização e, consequentemente, o desempenho de seu sistema de gestão de ativos.

Fatores Externos: Os fatores externos incluem aspectos sociais, culturais, políticos, legais, regulatórios, financeiros, tecnológicos, econômicos e ambientais, sejam eles internacionais, nacionais, regionais ou locais. As mudanças nestes aspectos podem impactar diretamente a gestão de ativos, assim como as relações e percepções dos stakeholders externos, como reguladores, clientes e fornecedores.

Fatores Internos: Internamente, a gestão de ativos deve alinhar-se à governança corporativa, políticas e estratégias da empresa. Outros elementos importantes incluem a cultura organizacional, estrutura corporativa, papéis e responsabilidades, sistemas de informação, processos decisórios e feedback de auditorias e avaliações críticas.

O escopo da gestão de ativos deve ser bem definido para garantir que todos os ativos críticos sejam considerados, abrangendo não apenas os ativos físicos, mas também processos e sistemas relacionados. A implementação de tecnologias adequadas, como softwares de gestão, é essencial para monitorar o desempenho dos ativos e tomar decisões embasadas em dados.

O plano estratégico de gestão de ativos deve alinhar a estratégia de ativos à estratégia organizacional. Ele deve considerar o desempenho desejado dos ativos, a mitigação de riscos e os objetivos de longo prazo. Além disso, cada ativo pode ter um plano de gestão específico que abrange sua aquisição, manutenção e substituição ao longo do tempo.

O Plano Estratégico de Gestão de Ativos (SAMP) é a espinha dorsal desse processo, garantindo que os objetivos organizacionais sejam traduzidos em ações concretas e alinhadas. Ao considerar os requisitos das partes interessadas, planos financeiros, segurança, patrimônio, fatores humanos e operacionais, o SAMP proporciona uma visão clara e estruturada para o sucesso da gestão de ativos.

Com uma abordagem bem definida e o compromisso de todos os envolvidos, a gestão de ativos se torna um diferencial estratégico, permitindo que as organizações maximizem o valor de seus ativos e alcancem seus objetivos de forma eficaz e sustentável.

A gestão de ativos tem se consolidado como um pilar estratégico essencial para as organizações que buscam alcançar seus objetivos de negócio de forma sustentável, eficiente e competitiva. Não se trata apenas de gerenciar ativos físicos, mas de criar uma abordagem holística que alinhe os ativos e suas atividades ao propósito e à estratégia de negócio da companhia.

A integração entre a estratégia de negócio e a gestão de ativos é um desafio crítico que exige visão estratégica, colaboração interdisciplinar e um sistema de gestão robusto. Enquanto a estratégia de negócio define os objetivos da empresa, a gestão de ativos determina como os recursos serão utilizados para alcançar esses objetivos de maneira eficiente e sustentável. Essa sinergia proporciona:

• Maior Eficiência Operacional: decisões sobre ativos são orientadas pelos objetivos estratégicos, evitando desperdícios e otimizando investimentos.

• Redução de Riscos: consideração integrada dos riscos operacionais, financeiros e regulatórios.

• Sustentabilidade: equilíbrio entre valor econômico, impacto ambiental e responsabilidade social.

• Vantagem Competitiva: melhoria na resiliência e na agilidade em um mercado dinâmico.

O SAMP é um instrumento essencial para garantir que a gestão de ativos seja conduzida de forma estruturada e alinhada às prioridades estratégicas. Ele permite que decisões sejam tomadas com base em critérios claros, como custo, risco e desempenho, promovendo colaboração entre departamentos e integrando a gestão de ativos com outros sistemas corporativos.

Com o SAMP, as organizações conseguem cumprir exigências regulatórias, atender expectativas de stakeholders e implementar iniciativas sustentáveis ao longo do ciclo de vida dos ativos. Dessa forma, a implantação do SAMP não apenas melhora o desempenho operacional, mas também fortalece a base para enfrentar desafios futuros com resiliência, eficiência e sucesso a longo prazo.

A gestão de ativos não é apenas uma necessidade operacional, mas uma estratégia vital para a perenidade e competitividade das organizações no mercado global.

Gestão de ativos

Disjuntores Resistor de pré-inserção Parte 3

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

OBJETIVO DO ARTIGO DESTE TEMA

O objetivo da coluna deste mês é apresentar a solução para problemas de sobretensão quando da energização de linhas de transmissão.

EFEITO FERRANTI

Em nossa coluna onde apresentamos o tema de ondas viajantes, algumas edições atrás, mostrou-se que ao energizar uma linha de transmissão aberta no seu terminal de carga, aparecem sobretensões dobradas, de alta frequência (ondas viajantes). Esse fenômeno é conhecido como Efeito Ferranti.

Como uma solução pode-se utilizar o PIR (Pre-Insertion Resistor), em português, resistor de pré-inserção.

A Figura 1 mostra o PIR (resistor de pré-inserção) em um disjuntor de dupla-câmara.

Figura 1 – PIR (resistor de pré-inserção) em um disjuntor de duplacâmara

TEORIA DO RESISTOR DE PRÉ-INSERÇÃO

A Figura 2 mostra o circuito com a inserção do resistor.

Figura 2 – Circuito mostrando o Resistor de Pré-Inserção (PIR) em série com a impedância de surto da linha de transmissão

A teoria nos diz que ao se energizar a linha de transmissão, a onda viajante trafega pela impedância de surto da LT promovendo a duplicação do valor da tensão.

Assim, a ideia é inserir uma resistência de pré-inserção R, cujo valor deve “casar” com a impedância de surto (ZS_LT ), pois aí a tensão que atingiria o terminal aberto da linha seria metade. O dobro da metade daria a própria tensão da fonte.

A tensão V1, no terminal 1, pode ser calculada como segue:

A corrente no circuito da Figura 2 é calculada pela equação:

Substituindo a equação 2 na equação 1, fica:

Fazendo-se R = ZS_LT, fica:

Modelagem no ATP (Continua na Próxima Edição).

Guia ABILUX –Automação da iluminação Iluminação pública

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

om lançamento previsto para o dia 07 de maio, em São Paulo, o Guia Abilux de Automação de Iluminação deverá abordar o impacto de tecnologias como IoT, LEDs e sensores inteligentes, promovendo ambientes mais confortáveis, seguros e econômicos.

Elaborado pela Setorial de Sistemas de Iluminação e Interfaces de Controle da ABILUX, no último trimestre de 2024, o guia trará, desde os conceitos básicos dos sistemas de automação, até as grandes tendências e inovações do segmento de iluminação, destacando a importância da eficiência energética e da sustentabilidade.

Entre os principais objetivos da publicação, está a difusão do conhecimento sobre automação de iluminação, bem como auxiliar na especificação técnica de sistemas, por meio de tabelas de gestão de requisitos. Além disso, o guia deverá evidenciar os benefícios da automação para economia de energia e bemestar das pessoas, assim como deverá destacar a relevância da iluminação inteligente nas certificações sustentáveis (LEED, WELL, PROCEL).

Também deverão ser abordados os principais conceitos, as tecnologias disponíveis, detalhando cada uma delas, em termos práticos, de como utilizar os sensores de presença e luminosidade para ajustar a iluminação automaticamente. O dimensionamento de controle da intensidade luminosa e a possibilidade de integração com sistemas AVAC para eficiência térmica e energética, também deverão ser contemplados. O documento também contará com o detalhamento de protocolos de comunicação e tecnologias (DALI, KNX, BLE, IoT, etc) para conectar sistemas inteligentes.

Serão contempladas ainda as aplicações práticas em ambientes comerciais e residenciais, com vistas à economia de energia e conforto visual em espaços públicos. Para as aplicações industriais, deverão ser considerados temas como segurança e eficiência na iluminação, assim como a integração com as cidades inteligentes. Também serão apresentadas as perspectivas futuras e tecnologias emergentes como o uso de

Li-Fi e HCL (Human Centric Lighting), assim como a superação de desafios para a interoperabilidade entre sistemas de diferentes fabricantes.

Trata-se de um trabalho conjunto, onde várias empresas e profissionais que atuam neste segmento se mobilizaram, para prover informações relevantes ao mercado, em curto espaço de tempo de elaboração, mas sem deixar de levar em conta os principais aspectos pertinentes para assegurar um bom projeto de automação de iluminação.

Esperamos que este guia seja ampliado anualmente e que seja de grande valia e utilidade para empresas e profissionais que queiram se aprofundar neste tema, e principalmente, especificadores e usuários que queriam aplicar, de forma segura, a tecnologia disponível para controlar a luz de forma eficiente e gerar resultados positivos, tanto em termos de economia de energia, quanto em melhoria de bem-estar e qualidade de vida.

Vinte anos da publicação da 1ª norma técnica brasileira da série ABNT NBR IEC 60079 –Atmosferas Explosivas

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

FAo longo destes últimos 20 anos foram publicadas pela ABNT diversas novas normas sobre requisitos de instalações “Ex”, que inexistiam até então na normalização brasileira. Muitas destas Normas “Ex” representaram publicações “inéditas” em termos de normas técnicas brasileiras, contribuindo para a elevação do nível de segurança, qualidade, desempenho e certificação de empresas de prestação de serviços “Ex”, de competências pessoais “Ex” e de equipamentos “Ex”, resultando em níveis mais elevados de segurança e confiabilidade das instalações industriais “Ex” nacionais e das pessoas envolvidas com áreas classificadas.

Dando origem a este longo processo de atualização e harmonização técnica brasileira sobre o tema “Ex” foi publicada em 30/03/2005, pela ABNT, de forma INÉDITA, a PRIMEIRA norma técnica brasileira adotada da Série ABNT NBR IEC 60079Atmosferas explosivas, idêntica à respectiva Norma Internacional IEC 60079-17. O texto final consensado pela Comissão de Estudos CE 003.031.001 da ABNT para a nova Norma ABNT NBR IEC 6007917 – Equipamentos elétricos para atmosferas explosivas – Parte 17: Inspeção e Manutenção de Instalações Elétricas em áreas classificadas (exceto minas) foi aprovado no processo de análise de comentários de Consulta Nacional da ABNT em 16/12/2004.

Deve ser ressaltada a importância da publicação desta Norma pela ABNT, inédita na normalização técnica nacional sobre o tema “atmosferas explosivas”, a qual define procedimentos de inspeção e de manutenção de instalações em atmosferas explosivas, com definições sobre inspeções iniciais e periódicas, frequência de inspeção, qualificação de pessoal, documentação necessária, graus de inspeção visual, apurada e detalhada e listas de verificação para os tipo de proteção Ex “d”, Ex “e”, Ex “n”, Ex “i” e Ex “p”.

As instalações de instrumentação, automação, telecomunicações, elétricas e mecânicos em áreas classificadas possuem características “específicas” de projeto, a fim de torná-las adequadas para atmosferas contendo gases inflamáveis ou poeiras combustíveis. É essencial, por

razões de segurança, durante o ciclo total de vida destas instalações, que a integridade destas características “específicas” e dos tipos de proteção “Ex” dos equipamentos, seja preservada.

As atividades de inspeções das instalações em atmosferas explosivas fazem com que os eventuais “desvios” ou “não conformidades” encontrados de projeto, seleção, montagem, comissionamento ou manutenção sejam detectadas possam ser prontamente tratadas e corrigidas, de forma a assegurar que os equipamentos “Ex” continuem apresentando suas funções e tipos de proteção para os quais foram originalmente fabricados e certificados.

A publicação da Norma ABNT NBR IEC 60079-17, representou um importante MARCO NA HISTÓRIA da normalização técnica “Ex” do Brasil, fechando um grande “lacuna” até então existente sobre as instalações em atmosferas explosivas. Naquela oportunidade, esta Norma passou a representar um importante “guia” ou “ferramenta” de aplicação de procedimentos de inspeção e

manutenção “Ex” para os usuários, instaladores, inspetores de instalações “Ex”, atendendo inclusive a requisitos da Norma Regulamentadora NR-10 do Ministério do Trabalho e Emprego.

Esta Norma ABNT NBR IEC 60079-17 representa uma ADOÇÃO da respectiva norma internacional IEC 60079-17, sendo uma Norma IDÊNTICA, sem desvios em relação à respectiva norma internacional da IEC. Seguindo a tendência normativa mundial dos países membros da IEC, incluindo o Brasil, as Normas que envolvem a avaliação da conformidade de equipamentos elétricos ou mecânicos “Ex”, bem como serviços “Ex” ou competências pessoais “Ex” são Normas IDÊNTICAS às respectivas Normas Internacionais das Séries IEC 60079 ou ISO 80079.

O atual estágio de evolução, alinhamento, harmonização e equivalência das normas técnicas brasileiras sobre equipamentos, instalações e competências pessoais em áreas classificadas contendo atmosferas explosivas de gases inflamáveis e poeiras combustíveis, em relação à normalização internacional IEC e ISO faz com que o Brasil possa estar totalmente integrado ao “estado atual da arte” da normalização técnica internacionais, bem como

aos sistemas internacionais de certificação de equipamentos elétricos e mecânicos “Ex”, competências pessoais “Ex” e empresas de serviços “Ex”.

Com base nesta atualização normativa “Ex” brasileira, harmonizada com a normalização internacional, muitos segmentos da sociedade passam a usufruir de novos patamares de segurança, qualidade, desempenho e confiabilidade nas instalações elétricas e mecânicas “Ex”, frutos dos processos de maior integração brasileira, dentro do atual mundo globalizado, aos sistemas internacionais de certificação de equipamentos elétricos e mecânicos “Ex”, empresas de serviços “Ex” e competências pessoais “Ex”. São ganhos reais e tangíveis que são usufruídos por grande parte da população.

Uma listagem geral e atualizada de Normas Técnicas Brasileiras adotadas das Séries ABNT NBR ISO 80079 (Equipamentos mecânicos “Ex”) e ABNT NBR IEC 60079 (Atmosferas Explosivas) publicadas pela ABNT está disponível em : https://drive.google.com/file/d/1pDSiNj6iT1pmuqi34j5Ch

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Redes compartilhadas de distribuição com Telefonia e TV a Cabo conforme NR10 - Parte 3/3

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

Devido à relevância econômica do setor das telecomunicações e a crescente atividade dos provedores regionais, que também são responsáveis por levar desenvolvimento à sociedade, este tema merece ampla abordagem, especialmente por demandar diversas normatizações que garantam a segurança das atividades laborais envolvidas.

O trabalhador, durante sua atividade laboral, em maior ou menor grau, é submetido a uma grande diversidade de agentes de risco nos mais variados ramos de atividade econômica. Até mesmo uma atividade de aparente menor grau de risco pode embutir/esconder riscos relacionados ao trabalho (por exemplo, a carga cognitiva), que, se não forem adequadamente geridos, poderão implicar em danos aos trabalhadores.

Cabe ao empregador manter eficiente gestão de saúde e segurança do trabalho com vistas a garantir a integridade física e mental do trabalhador, não podendo eximir-se quanto à sua responsabilidade sobre este e demais aspectos relacionados.

A análise específica sobre implicações legais é complexa, abrangendo a esfera administrativa, e judicial, responsabilidade solidária, responsabilidade subsidiária, responsabilidade concorrente, responsabilidade objetiva, e outros fatores que não são objeto deste artigo.

Assim, segue parecer técnico sobre as condições laborais existentes para profissionais que realizam atividades em redes de Telefonia e TV a Cabo em estruturas compartilhadas com redes aéreas de distribuição:

1 - De forma intrínseca, está caracterizado o “trabalho em proximidade”, conforme NR10;

2 - São caracterizadas como sendo integrantes do SEP – Sistema Elétrico de Potência”;

3 - Expõem os profissionais a riscos elétricos, como choque elétrico por contato direto e/ou contato indireto, e arco elétrico, e Riscos Adicionais intrínsecos às atividades desenvolvidas, em

destaque trabalho em altura e trânsito de veículos e pedestres;

4 - As responsabilidades são solidárias às empresas contratantes

- concessionária de distribuição de energia elétrica e as empresas autorizadas a executar essas atividades;

5 - A concessionária é responsável pela fiscalização e aprovação das redes de telefonia instaladas, pela autorização das empresas para acessarem suas estruturas, bem como pela fiscalização dessas empresas quanto ao cumprimento dos quesitos de SST, conforme contrato;

6 - A empresa de Telefonia e TV a Cabo é responsável pelo cumprimento da NR10 em sua totalidade, bem como de outras normas aplicáveis;

7 - A empresa de Telefonia e TV a Cabo é responsável pela autorização dos trabalhadores que executam atividades em “proximidade” conforme NR10 em redes de distribuição de energia elétrica, e, dessa forma, obrigatoriamente deve atender o disposto na NR10;

8 - Existem quesitos condicionantes na NR10 ao Profissional Legalmente Habilitado-PLH na área de elétrica referentes a projetos e construção onde as atividades de instalação e/ ou manutenção de redes de telefonia compartilhadas que obrigatoriamente devem estar sob responsabilidade de profissionais habilitados em Engenharia Elétrica, em seus diversos níveis de formação;

9 - Existem atividades inerentes à área de SST referentes à análise de risco, procedimentos de segurança e emergências, que obrigatoriamente devem estar sob responsabilidade de profissionais habilitados em Engenharia de Segurança do Trabalho;

Dessa forma, o atendimento aos requisitos estabelecidos pela NR10 – Segurança em Instalações Elétricas e Serviços com Eletricidade, em sua totalidade, é condição obrigatória para as atividades de manutenção em redes de Telefonia e TV a Cabo.

“Caminante, no hay camino, se hace camino al andar”

Daniel Bento, PMP®️, é Eng. Eletricista e atua com redes isoladas de MT desde 1989. Coordenou o Comitê de Estudos B1 do CIGRE. Foi responsável técnico pela rede de distribuição subterrânea de SP. Três vezes na lista do 100 + Influentes da Energia. Atualmente, é CEO da BAUR do Brasil e da BAUR USA Corp.

Começo este artigo avisando: desta vez, o foco não será nas redes subterrâneas. Pelo menos, não diretamente. Mas, de alguma forma, tudo sempre se conecta a elas.

Em setembro de 2024, acreditando que sonhos podem, sim, se tornar realidade, eu e o CEO da BAUR GmbH, uma empresa austríaca com 80 anos de tradição, fundamos a BAUR USA Corp. Esse novo capítulo não surgiu do acaso. É uma extensão do que temos construído nos últimos sete anos no Brasil, por meio da BAUR do Brasil. Mas, para chegar até aqui, muitos outros sonhos precisaram sair do papel.

Se alguém dissesse, anos atrás, que aquele garoto de família humilde, que trabalhava durante o dia e estudava à noite, um dia estaria à frente de uma empresa nos Estados Unidos, talvez ele duvidasse. Mas, se há algo que sempre nos conectou, é a crença no próximo passo.

Minha trajetória começou em 1985, quando entrei no SENAI para me formar como eletricista de manutenção. Três anos depois iniciei a minha carreira dentro da antiga e querida Eletropaulo, como eletricista de redes subterrâneas.

Naquela época, o sonho era claro: sair da função de eletricista para me tornar eletrotécnico. Depois, engenheiro eletricista. Dentro da Eletropaulo, fui crescendo. De engenheiro, passei a supervisor de manutenção e depois para coordenador de confiabilidade, ou seja, o responsável técnico por todo o sistema subterrâneo da cidade de São Paulo.

O próximo passo, naturalmente, seria a próxima promoção. Mas, quando ela não veio, com uma dor forte e lágrimas nos olhos, entendi

que era hora de recalcular a rota.

Foi aí que o caminho, que se faz ao caminhar, mudou. Decidi empreender. Mas empreender não era apenas abrir um negócio — era desenvolver habilidades que a engenharia não ensinava. Foi quando compreendi a importância das soft skills, da estratégia e das conexões certas.

Percebi que sozinho a jornada seria mais difícil. Então, busquei parcerias internacionais. E foi nessa busca que encontrei na BAUR GmbH um alinhamento natural de visão, estratégia e valores.

O que começou com um desafio no Brasil, se transformou em uma das empresas mais relevantes de manutenção de cabos isolados do país. E, talvez, do mundo. Esse crescimento chamou a atenção dos meus sócios na Áustria. Eles enxergaram um novo caminho: levar essa expertise para o mercado americano. Agora, estamos lá.

O próximo passo? Fazer acontecer nos Estados Unidos da América!

Olhando para trás, vejo que aquele jovem eletricista do SENAI talvez não tivesse condições de sonhar tão alto, mas ele podia sonhar.

Esse foi o meu caminho até aqui. E, como bem escreveu o poeta espanhol Antonio Machado, o caminho não está dado — ele se faz ao caminhar. E, para aqueles que seguem em frente, com trabalho, dedicação e um sonho como bússola, não há limites para onde se pode chegar.

Desejo bons caminhos... bons pensamentos.

O impacto da velocidade do líder ascendente encontrada no Brasil

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

Aocorrência de uma descarga atmosférica é precedida por um processo de formação que envolve o encontro entre dois canais de condução elétrica: o líder descendente, que se propaga da nuvem em direção ao solo, e o líder ascendente, que emerge do solo em direção à nuvem.

Na Figura 1, no instante t₀, observa-se o início da propagação do líder descendente a partir da nuvem, acompanhado da formação inicial dos líderes ascendentes nas estruturas localizadas ao nível do solo. Todas as estruturas expostas ao campo elétrico gerado pela tempestade — incluindo pessoas, veículos, edificações, árvores e pararaios — atuam como emissores de líderes ascendentes.

No instante seguinte, t₁, o líder descendente continua sua trajetória em direção ao solo, aproximando-se de um dos diversos líderes ascendentes que avançam na tentativa de estabelecer a conexão. Dentre eles, apenas um será bem-sucedido na captura do líder descendente.

Por fim, no instante t₂, ocorre o encontro entre o líder ascendente emitido por uma edificação e o líder descendente proveniente da nuvem. Essa conexão completa o canal condutor entre a nuvem

e o solo, possibilitando o escoamento da corrente elétrica e caracterizando a descarga atmosférica propriamente dita.

Um dos estudos mais relevantes sobre a medição da velocidade de líderes ascendentes foi conduzido no Brasil por Saba et al. (2022).

Nesse trabalho, a velocidade média dos líderes ascendentes foi estimada em aproximadamente 6,3 × 10⁴ m/s.

Para estimar a distância percorrida por um líder ascendente (∆), basta multiplicar essa velocidade média (v) pelo intervalo de tempo considerado (∆T). Por exemplo, em um intervalo de 15 microssegundos (15 µs), teríamos:

∆ = ∆T × v

∆ = ∆T × 6,3 × 10⁴

∆ = 15µs × 6,3 × 104 m/s = 95cm

Ou seja, em um intervalo de 15 µs, um líder ascendente pode percorrer apenas cerca de 95 centímetros.

Os valores de velocidade dos líderes ascendentes obtidos por Saba et al. (2022) contribuem para a compreensão dos resultados observados na campanha de descargas atmosféricas induzidas realizada no Brasil, cuja revisão indica que os captores ESE (ionizantes) não apresentaram desempenho superior aos captores Franklin tradicionais (SILVA; SABA, 2024). Essa compreensão é dada por Almeida, Alves e Dantas (2024), que entre outros fatores, que a velocidade considerada pela norma francesa para o canal ascendente é de 1 × 10⁶ m/s, valor muito superior ao encontrado por Saba et al. (2022).

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS:

SABA, M. M. F. et al. Close view of the lightning attachment process unveils the streamer zone fine structure. Geophysical Research Letters, v. 49, n. 24, e2022GL101482, 2022.

SILVA, J. C. O.; SABA, M. M. F. Revisiting test data of ESE rods in Cachoeira Paulista (Brazil, 2000–2005). In: GROUND 2024 & 11th LPEInternational Conference on Grounding & Lightning Physics and Effects, João Pessoa, Brasil, nov. 2024. Anais [...]. São José dos Campos: INPE, 2024. ALMEIDA, G. L. S.; ALVES, N.; DANTAS, J. M. B. Polêmica dos captores ESEs na proteção contra descargas atmosféricas. Eletricidade Moderna –EM, São Paulo, ano 52, n. 536, p. 36–39, mar./abr. 2024.

Figura 1 – Formação do canal da descarga atmosférica

Figura 2 – Distância percorrida pelo líder ascendente

Resiliência operacional de painéis elétricos: É possível melhorar?

Nunziante Graziano é engenheiro eletricista, mestre em redes e equipamentos, Ph.D. Em Business Administration e CEO do Grupo Gimi |nunziante@gimi.com.br

Antes de mais nada, vale a pena explorar o significado do termo “resiliência”. Segundo o dicionário Oxford, trata-se fisicamente da propriedade que alguns corpos apresentam de retornar à forma original após terem sido submetidos a uma deformação elástica, ou seja, a capacidade de voltar ao estado normal, ou ainda a capacidade de se recobrar facilmente ou se adaptar à má sorte ou às mudanças.

Assim como falamos no artigo anterior, sobre a importância da utilização de materiais com alta resistência térmica para a segurança, eficiência e durabilidade dos sistemas elétricos, “boas práticas” também contribuem para que os painéis elétricos sejam resilientes, em caso de falhas externas a eles, mas que de alguma forma, tenha interação com o funcionamento de um painel elétrico, seja ele de baixa ou de média tensão.

A seguir, listarei alguns cuidados cruciais para aumentar a resiliência bem como melhorar a confiabilidade dos painéis elétricos isolados a ar:

1 - Normas técnicas: a conformidade com normas técnicas e regulamentações é essencial para garantir a segurança e a confiabilidade do sistema. Com base na execução dos ensaios de tipo previstos nestas normas, é possível garantir a performance dos painéis sob condições adversas e diminuir sobremaneira os tempos de interrupção (MTTR - tempo médio para reparo).

2 – Condições ambientais: a umidade, temperatura, poeira e outros contaminantes podem afetar o desempenho dos componentes. A presença de umidade pode levar à corrosão e à formação de arco elétrico. Desta forma, manutenções preditivas e preventivas sustentam os painéis em boas condições, mitigando os riscos de falhas.

3 - Projeto e construção: o design adequado do painel, incluindo a disposição dos componentes e a ventilação, é fundamental para evitar superaquecimento e garantir a dissipação de calor. Estas condições são garantidas quando se adquire um painel certificado conforme a norma, pois obtém-se a performance desejada quando necessário.

4 - Qualidade dos materiais : a qualidade dos materiais utilizados na construção dos painéis, tais como isoladores, conectores, cabos, materiais elétricos, é crucial. Materiais de baixa qualidade podem resultar em falhas prematuras ou mesmo não ter o comportamento adequado em caso de falhas que exijam atuação dos painéis (curto-circuito ou sobrecargas).

5 - Instalação conforme normas técnicas: uma instalação inadequada pode resultar em problemas de conexão, mau funcionamento e até falhas catastróficas. Essas falhas exigem que os painéis elétricos executem sua função de proteção do sistema elétrico com maestria. Assim, instalações mal feitas são inaceitáveis. Além disso, a falta de manutenção regular pode levar ao acúmulo de sujeira, corrosão e desgaste dos componentes.

6 - Desgaste natural: com o tempo, os materiais e componentes podem se desgastar, o que pode afetar a confiabilidade do painel. Novamente impera a necessidade de manutenções periódicas!

Portanto, a utilização de painéis elétricos com certificação é fundamental, assim como instalações elétricas dentro dos requisitos normativos são mandatórias. Manutenção periódica completa o tripé da longevidade e da resiliência operacional das instalações elétricas, em especial dos painéis elétricos.

Filtros harmônicos: ativos, passivos ou híbridos? –

Parte 1/3

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

B) FILTROS ATIVOS

Uma das definições de filtro ativo é: “O filtro ativo é um equipamento que deve ser capaz de injetar (ou absorver) correntes harmônicas que, somadas às correntes da carga, produza uma corrente com menor conteúdo de correntes harmônicas na rede”.

Uma outra definição seria “O filtro ativo deve ser capaz de neutralizar as correntes harmônicas produzidas pela carga, de forma a produzir uma corrente com menor conteúdo harmônico na rede”.

O filtro ativo deve ser construído com circuito digital de alta velocidade, de forma que tanto a geração das correntes harmônicas pelas cargas como a compensação pelo filtro ocorram no menor instante possível e de forma sincronizada, caso contrário o filtro não seria efetivo em cargas rápidas e passaria a ser mais uma fonte de corrente harmônica. A figura 3 apresenta o princípio de operação e conexão do filtro ativo ao sistema elétrico. O filtro ativo [3] (da mesma forma que o passivo) é conectado ao circuito em ligação tipo “shunt”.

As correntes “geradas” (ou absorvidas) pelo filtro se somam (ou neutralizam) aquelas da carga, originando na fonte uma corrente com menor conteúdo harmônico, menor distorção de corrente e menor distorção de tensão. Quanto melhor for este processo, maior será a eficiência e competência do filtro.

Normalmente os filtros ativos possuem funções específicas de controle, como a seleção de quais harmônicas serão mitigadas, aspectos de equilíbrio de correntes fundamentais e compensação de fator de potência na componente fundamental em 60Hz, se aplicável.

Alguns cuidados devem ser tomados quando filtros ativos são definidos como solução de mitigação da distorção de tensão, devido à redução das correntes harmônicas.

• Para que seja possível a mitigação das correntes harmônicas produzidas pelas cargas, o filtro ativo deve operar referenciado a um sinal por ele emitido na rede com frequência da ordem de 1 a 10 kHz, que podem afetar os acionamentos da carga.

• As cargas devem operar com regime conhecido e controlado, pois se no decorrer do período se verificar incremento em relação ao previsto no dimensionamento do filtro, poderá haver aumento da distorção de tensão no barramento.

• A compensação reativa, se efetuada em conjunto com o uso de filtros ativos, deve considerar o uso de reatores nos filtros passivos evitando ressonância harmônica em situação de não operação adequada do filtro ativo. A figura 3 apresenta o esquemático de ligação de filtro ativo em uma instalação.

Figura 3- Esquema de ligação de filtro ativo em instalação

Confiabilidade na era das “renováveis”: o desafio da inércia no setor elétrico Parte 2/2

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

Um aspecto frequentemente negligenciado é que, mesmo sistemas baseados em tecnologia de corrente contínua de alta tensão (HVDC), que permitem a interconexão de diferentes regiões e o transporte de grandes quantidades de energia, não contribuem para a inércia do sistema. Ainda que os sistemas HVDC estejam conectados às máquinas girantes, a energia transmitida por esses sistemas não apresenta o amortecimento inerente das máquinas síncronas. Isso significa que, em situações de falhas ou perturbações, a frequência da rede pode variar de forma mais abrupta que em sistemas sem HVDC, aumentando ligeiramente o risco de desligamentos.

Nesse cenário, o caso do Reino Unido é particularmente relevante como um estudo de caso. A rápida transição para fontes de baixo carbono, especialmente a expansão das energias eólica e solar, levou a uma redução significativa na inércia da rede. Ao longo da última década, políticas de incentivo às fontes de baixo carbono resultaram em um declínio constante na participação de geradores síncronos, como usinas a carvão e nucleares, que anteriormente forneciam níveis elevados de inércia. Esse fenômeno também é observado em países nórdicos, onde a combinação de energia hidrelétrica com crescente participação eólica trouxe desafios semelhantes. Em ambos os casos, os operadores de rede foram forçados a adotar soluções emergenciais, como a ativação de geradores de reserva e a implementação de novos mercados de serviços auxiliares.

Para mitigar a perda de inércia, tecnologias emergentes estão sendo desenvolvidas. Os antigos compensadores síncronos se colocaram novamente como importantes, agora por simularem também o comportamento de inércia em máquinas síncronas, sem, necessariamente, gerar energia reativa. Além disso, sistemas de baterias têm sido amplamente discutidos como uma alternativa para oferecer “inércia sintética” e resposta rápida para estabilizar a frequência. No entanto, essas tecnologias ainda enfrentam limitações técnicas e econômicas. Compensadores síncronos, por exemplo, requerem investimentos elevados e espaço físico considerável, enquanto baterias dependem de avanços na eficiência e redução de custos.

Ainda, outro recurso utilizado em alguns sistemas é a implementação de mercados de reservas de frequência rápida (FFR),

que permitem uma resposta mais ágil a variações repentinas. Essas reservas podem incluir turbinas hidráulicas de resposta rápida, baterias e até mesmo ajustes nos sistemas de controle de turbinas eólicas. Essas medidas demandam investimentos significativos e uma coordenação cuidadosa entre operadores de sistemas e reguladores. Além disso, é necessário considerar os desafios técnicos e operacionais associados à integração dessas tecnologias em larga escala, especialmente em sistemas que já operam próximos de seus limites técnicos.

Vale salientar que a importância de manter a inércia vai além de garantir a estabilidade da frequência. Sistemas com alta inércia também oferecem maior resiliência a falhas, permitindo que os operadores da rede tenham tempo adicional para implementar medidas corretivas em situações de emergência. Assim, consequentemente, redes com predominância de fontes de baixo carbono, com baixa inércia, são mais suscetíveis a colapsos rápidos, nos quais pequenos desequilíbrios podem se transformar em falhas sistêmicas antes que intervenções sejam possíveis. Dessa forma, é necessário ampliar o debate sobre as soluções que preservem ou substituam as funções essenciais da inércia. E, neste contexto, a tecnologia grid forming surge como um paliativo neste momento, pois possibilita que inversores eletrônicos em fontes renováveis, como solar, eólica e baterias, não apenas sigam a frequência da rede, mas também ajudem a estabilizá-la, atuando como fontes de referência de tensão e frequência, semelhantemente às usinas convencionais com turbinas síncronas.

Nos países nórdicos, algumas iniciativas têm sido implementadas como estudo de caso, para enfrentar os desafios impostos pela baixa inércia. Por exemplo, mercados de reserva de frequência (serviços ancilares) para fornecer suporte rápido em caso de perturbações. Esses mercados combinam recursos de diversas tecnologias, incluindo baterias, geradores hidráulicos e até turbinas eólicas modificadas para resposta dinâmica. Apesar desses avanços, os custos associados ao gerenciamento de redes com baixa inércia continuam aumentando, exigindo soluções mais eficientes e escaláveis no futuro. Ou mesmo a reinserção das nucleares e outras fontes que utilizam máquinas síncronas.

Escassez de transformadores de alta tensão: Riscos e consequências

Parte 2/2

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

No entanto, os desafios não param por aí. Em 2025, espera-se que o mercado global de transformadores de força de alta tensão enfrente uma escassez significativa no que tange ao atendimento dos mercados. A produção desses equipamentos estratégicos está limitada devido a problemas nas cadeias de suprimentos, dificuldades logísticas e até mesmo pela inadequação das plantas produtivas para tão alta demanda. E, nesse contexto, a modicidade na oferta de novos transformadores tem implicações profundas para o setor elétrico, especialmente para as concessionárias de energia.

Não longe dessa realidade, as próprias reformadoras têm se deparado com limitações semelhantes, impossibilitando, em muitos casos, que a reforma e repotencialização de transformadores seja uma alternativa mais célere à aquisição de novas unidades.

Essa falta de oferta de transformadores de força coloca em risco a continuidade do fornecimento de energia, pois a reposição

de equipamentos danificados ou obsoletos será cada vez mais difícil e letárgica. Se os transformadores existentes falharem, as concessionárias não terão opções imediatas para substituí-los, o que pode resultar em falhas no sistema e afetar a confiabilidade da rede elétrica, caso soluções alternativas e manobras operativas não sejam acessíveis.

Além disso, a falta de novos transformadores pode agravar ainda mais a sobrecarga dos sistemas de alta tensão já comprometidos.

A escassez também implica em uma pressão financeira adicional, uma vez que a aquisição de novas unidades tende a se tornar mais cara, por simples ajuste da curva demanda/oferta que traciona o mercado. Esse cenário destaca a urgência de adotar estratégias eficazes de manutenção preventiva e monitoramento para maximizar a vida útil dos equipamentos existentes.

A Necessidade de Um olhar diferente para Manutenção Preventiva

Para enfrentar os desafios da sobrecarga dos sistemas e a escassez de transformadores, a manutenção preventiva se torna ainda mais essencial. As práticas tradicionais de manutenção, baseadas em intervalos fixos para análises e inspeções, não são mais suficientes para lidar com as complexidades atuais. A manutenção preventiva precisa ser repensada e adaptada ao cenário de alta demanda e limitações de recursos.

Uma das mudanças cruciais que deve ser adotada é a alteração na periodicidade das análises de óleo dos transformadores em sobrecarga. O óleo isolante é um indicador fundamental da saúde do transformador, pois não desempenha apenas função isolante e de meio de troca de calor: por meio da análise de gases dissolvidos, pode prover importantes informações sobre falhas incipientes, cuja probabilidade é majorada quando os equipamentos operam em sobrecarga. Assim, essas análises mais frequentes aumentam a sensibilidade a defeitos em evolução, servindo de subsídio estratégico para apoio à tomada de decisão, no que tange a paradas programadas, sobretudo em sistemas muito radiais, operativamente, nos quais desligamentos fortuitos ensejem a indisponibilidade das cargas. Periodicidades mensais, em vez de semestrais, ou até com maior frequência, podem surgir como boas práticas preditivas, nesse contexto.

Todavia, a análise mais frequente de óleo isolante, por si só, jamais deve ser tomada como condição para anuir a sobrecarga de transformadores de potência, dados os outros fenômenos a ela correlatos, em decorrência do fluxo magnético espraiado de maior intensidade e aos regimes térmicos mais agressivos que afetam o equipamento por completo: da parte ativa às vedações do tanque e das buchas. É indispensável que a operação do equipamento se dê em observância às determinações da ABNT NBR 5356-7, intitulada “Guia de carregamento para transformadores imersos em líquido isolante”.

Em síntese, a sobrecarga em níveis proibitivos, ainda que combinada com análises frequentes de óleo isolante, não é boa prática de Engenharia de Manutenção. Mas quando em atendimento

aos requisitos normativos, as sobrecargas podem ser administradas e seus efeitos serem monitorados de maneira mais acurada por essas análises.

Além disso, a introdução de sensores e tecnologias de monitoramento remoto, online e síncrono são fundamentais para detectar falhas em tempo real e otimizar a operação dos transformadores.

Sensores de temperatura de óleo e enrolamentos, umidade e gases dissolvidos no óleo isolante, capacitância e tangente delta de buchas condensivas e até mesmo sistemas de monitoramento de descargas parciais por meio de emissões acústicas, só para citar alguns exemplos, quando integrados a sistemas supervisórios e/ou outras ferramentas de acompanhamento em tempo real, oferecem informações contínuas sobre as condições operacionais dos equipamentos, permitindo a detecção mais rápida de desvios que sejam indicativos de falhas incipientes. Assim, as equipes de manutenção passam a ter ainda mais evidências para direcionar intervenções preventivas, se antecipando a eventos de indisponibilidade.

Portanto, a predição de falhas, por meio do uso das técnicas supracitadas, emerge nesse contexto desafiador de aumento de demanda de carga, combinada com escassez de equipamentos, como alternativa para que as manutenções se tornem mais direcionadas e eficientes, sobretudo em ativos que já operam com sobrecargas controladas, em observância aos critérios da ABNT NBR 5356-7.

E é justamente a esse conjunto de práticas e outras semelhantes que frequentemente se apelida como “Manutenção 4.0”. De maneira mais clara, essa nova versão de manutenção nada mais é do que as tecnologias mais recentes de monitoramento e predição de falhas combinadas com as técnicas de Engenharia já consagradas, sendo utilizadas com um propósito comum: maximizar a confiabilidade operativa e mitigar os riscos associados a variáveis como a sobrecarga e a escassez de transformadores de potência, por meio de manutenções mais direcionadas e eficientes. Com isso, torna-se possível assegurar que o setor elétrico esteja preparado para enfrentar esses desafios sem cercear os avanços socioeconômicos e energéticos mundiais.

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