CIGRE-Brasil cria grupo de trabalho sobre “curtailment”
Leonardo Piva - atitude@leonardopiva.com.br
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48 Espaço Abradee
Segmento de distribuição investe para aumentar resiliência da rede elétrica contra eventos climáticos extremos
Luiz Carlos Catelani, Rafael Alípio, Claudio Mardegan, Filipe Resende, Márcio Bottaro, Rogério Pereira de Camargo, Celso de Azevedo, Jorge Raul Bauer, 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, Cláudio Mardegan, Luciano Rosito, Roberval Bulgarelli, José Starosta, Daniel Bento, José Barbosa, Nunziante Graziano, Danilo de Souza e Caio Huais.
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.
50 Reportagem
Revisão da NBR 5419 prevê redefinição da análise de risco e da densidade de raios
54 Pesquisa Setorial
Equipamentos para T&D de Energia
A Revista O Setor Elétrico é uma publicação mensal da Atitude
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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.
Colunas
Distribuída entre as empresas de engenharia, projetos e instalação, e especificadores destes segmentos.
58 Aline Cristiane Pan - Inovação e Equidade no Setor Elétrico
60 Frederico Boschin - Conexão Regulatória
61 Lílian Ferreira Queiroz - Gestão de Ativos
62 Cláudio Mardegan – Análise de Sistemas Elétricos
reprodução total ou parcial das matérias sem expressa autorização
A Revista O Setor Elétrico é uma publicação mensal da Atitude Editorial Ltda., voltada aos mercados de Instalações Elétricas, Energia e Iluminação, com tiragem de 13.000 exemplares. Distribuída entre as empresas de engenharia, projetos e instalação, manutenção, indústrias de diversos segmentos, concessionárias, prefeituras e revendas de material elétrico, é enviada aos executivos e especificadores destes segmentos. Os artigos assinados são de responsabilidade de seus autores e não necessariamente refletem as opiniões da revista. Não é permitida a reprodução total ou parcial das matérias sem expressa autorização da Editora.
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69 Nunziante Graziano – Quadros e painéis
70 Danilo de Souza – Energia, Ambiente & Sociedade
72 Caio Cezar Neiva Huais – Manutenção estratégica
O setor elétrico e o impacto dos conflitos e tensões geopolíticas
Vivemos uma era em que a energia, em todas as suas formas, se tornou um ativo geopolítico tão estratégico quanto petróleo ou alimentos. Em um mundo cada vez mais interligado por cadeias de suprimentos complexas, conflitos armados e tensões geopolíticas não se limitam mais às zonas de combate: eles reverberam em linhas de transmissão, parques industriais, portos e acordos comerciais. No setor elétrico, essa realidade impõe desafios inéditos para a indústria, os governos e os consumidores.
As guerras que se sucedem em diferentes regiões — da persistente instabilidade no Oriente Médio às tensões na Europa Oriental, além de escaladas pontuais na Ásia e na África — são exemplos claros de como o mercado de energia elétrica não é uma ilha imune ao tumulto global. Embora as redes de distribuição locais não sejam, na maioria das vezes, diretamente alvo de ataques, os efeitos indiretos são profundos e abrangem desde o custo dos insumos básicos até o cronograma de obras de infraestrutura.
Na cadeia produtiva, o impacto começa na mineração e na metalurgia. Materiais essenciais como cobre, alumínio, níquel e minerais raras — indispensáveis para cabos, transformadores, geradores e baterias — frequentemente têm origem em regiões politicamente sensíveis. Bloqueios em rotas de exportação, sanções comerciais e até destruição de instalações mineiras tornam o suprimento incerto, pressionando preços e desafiando contratos de longo prazo. A volatilidade é transferida em cascata para fabricantes de equipamentos, construtoras de linhas de transmissão e concessionárias de energia, que veem seus custos de capital subirem em meio a cenários de imprevisibilidade cambial e logística.
Em paralelo, fabricantes que dependem de componentes importados enfrentam gargalos logísticos e prazos estendidos, muitas vezes sendo obrigados a renegociar cláusulas contratuais e garantias de fornecimento. Um caso emblemático foi a pandemia, que, embora não seja um conflito armado, expôs a vulnerabilidade global da cadeia de suprimentos.
Em tempos de estabilidade, a indústria elétrica, fortemente atrelada a importações de tecnologia e peças de alta precisão, já lida com flutuações cambiais que impactam orçamentos de obras e contratos de concessão. A matriz energética também não passa incólume. Guerras que afetam rotas de petróleo e gás natural — como se vê na Europa desde 2022 — incentivam países a buscarem alternativas renováveis ou diversificar fornecedores. A transição energética, portanto, se torna paradoxalmente acelerada em algumas regiões, mas mais cara em outras, dada a pressão sobre a demanda por equipamentos de energia limpa e as disputas por minerais estratégicos.
Neste contexto, as empresas do setor elétrico precisam adotar estratégias robustas de gestão de risco. Diversificar fornecedores, buscar contratos de longo prazo com cláusulas de flexibilidade, ampliar estoques estratégicos e investir em pesquisa local de insumos tornam-se diferenciais de sobrevivência. Para governos e reguladores, a lição é igualmente clara: segurança energética não se faz apenas com geração robusta, mas com cadeias produtivas resilientes, diplomacia ativa e políticas de incentivo à produção local de tecnologias críticas.
O consumidor final, muitas vezes distante dos debates geopolíticos, sente o impacto no bolso. Tarifas de energia podem refletir, mesmo que indiretamente, os custos adicionais de uma cadeia produtiva mais cara, insumos escassos ou necessidade de importações emergenciais. Além disso, atrasos em obras de expansão e modernização impactam a qualidade do fornecimento, criando gargalos de infraestrutura que, em países em desenvolvimento, já são desafios crônicos.
Os conflitos armados podem parecer distantes do cotidiano de uma subestação ou de uma residência conectada, mas seus reflexos não respeitam fronteiras. A interdependência global, que permitiu avanços tecnológicos e expansão recorde do acesso à energia nas últimas décadas, também tornou o setor mais vulnerável às turbulências geopolíticas. É hora de transformar essa vulnerabilidade em resiliência, com planejamento de longo prazo, políticas industriais assertivas e cooperação internacional voltada não apenas para o comércio, mas para a segurança compartilhada.
Edmilson Freitas edmilson@atitudeeditorial.com.br
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Estreando no Maranhão, CINASE São Luís mostrou força e potencial da indústria elétrica do estado
Realizado entre os dias 07 e 08 de maio, evento recebeu mais de 1.100 pessoas, entre congressistas, autoridades, especialistas e gestores empresariais
Por Edmilson Freitas
Pela primeira vez no estado, o CINASE Maranhão fez história na capital São Luís. Realizado entre os dias 07 e 08 de maio de 2025, o evento recebeu mais de 1.100 pessoas, entre congressistas, autoridades, especialistas e líderes empresariais dos principais players do setor elétrico brasileiro. Ao longo dos dois dias de evento, o público pode acompanhar de perto e interagir com grandes nomes do segmento elétrico nacional como Cláudio Mardegan, Aguinaldo Bizzo, José Starosta, José Barbosa, Nunziante Graziano, Caio Huais, Wagner Costa, Paulo Barreto e muitos outros especialistas do universo acadêmico e de mercado.
Os desafios da distribuição de energia elétrica no contexto do crescimento econômico do Maranhão foi o tema escolhido pelo Diretor Presidente da Equatorial Energia MA, Sérvio Túlio, para dar início ao encontro. Para uma plateia altamente qualificada, composta por profissionais dos diversos segmentos elétricos, Sérvio listou uma série de investimentos que a empresa vem realizando no estado, fazendo jus ao crescimento de vários setores da economia, inclusive no turismo.
“No Maranhão, estamos presentes em todos os 217 municípios do estado, o que representa mais de 2,7 milhões de clientes e mais de 114 mil quilômetros de rede elétrica. Estamos falando de um
estado que registrou, em 2023, segundo dados do IBGE, uma taxa de crescimento industrial de 8,3%, comercial de 12,1% e de serviços, de 16,2%. E tudo isso pressiona a infraestrutura elétrica, exigindo uma rede preparada, resiliente e inteligente. Por isso, já investimos, em 20 anos, um total de R$ 20 bilhões. Além disso, estão previstos outros R$ 2 Bilhões em investimentos do Programa Luz Para Todos, do Governo Federal, beneficiando mais de 350 mil novas residências. Somente em 2024, foram realizadas 1.464 obras em todo o estado”, detalhou o presidente.
Com forte geração de energia solar e eólica, o estado do Maranhão também enfrenta desafios semelhantes aos demais estados do país relacionados à integração da geração distribuída (GD) à rede de distribuição. “Recentemente, começamos a observar muitas usinas solares instaladas em um bairro específico de São Luís, onde verificamos muitos transformadores tendo problema na parte de comutação. O comutador, sem ser mexido, começou a colapsar, e tivemos a curiosidade de verificar alguns sendo reparado, e a gente fica percebendo como aquilo aconteceu num equipamento de potência, então não tem outra explicação se não for realmente injeção de muito harmônico, que faz com que aquelas soldas, aquelas conexões elétricas, dentro do equipamento, não estejam
Eventos do setor
funcionando de forma adequada. É um problema importante que os engenheiros precisam se debruçar sobre isso, para que a gente possa ter uma qualidade de energia que garanta a operação das energias renováveis com sucesso”, alertou Fernando Lima, Pró-Reitor de Extensão do IFMA.
De acordo com a Gerente de Regulação e Mercado da Equatorial Energia Maranhão, Rafaela Santos Moreira, dado o grande potencial solar do estado, somente em 2024, foram conectadas mais de 20 mil unidades geradoras na rede elétrica do Maranhão, cenário desafiador para a garantia da qualidade da energia no estado. “Quando falamos da energia injetável no estado do Maranhão, via GD, estamos falando de quase 10 mil gigawatt (GW) registrados somente em 2024, um crescimento de 8,3% em relação ao ano de 2023, que já havia registrado um crescimento de 10%. Hoje, 7% da energia injetada no estado do Maranhão vem da GD, o que representa mais
de 70 mil unidades geradoras. Com isso, nós, como distribuidora, temos que nos preparar para o atendimento à essa demanda, com canal exclusivo de atendimento a esse público e investimento e fortalecimento da rede, para fazer frente a toda essas conexões e a um fluxo de energia que não é mais só fonte de carga. Ao longo do dia a gente tem lugares, como na região de Balsas, onde a carga cai a 1/3 no horário de pico da geração, por volta das 15hs, e essa carga triplica por volta das 20h, 21hs, ou seja, o sistema tem que ser muito resiliente. Então, isso requer muitos investimentos para comportar toda essa variação ao longo do dia”, explicou Rafaela Santos Moreira. Além dos desafios relacionados às renováveis, foram realizados painéis para debater temas como: gerenciamento de riscos na manutenção em subestações e redes elétricas; o setor elétrico, ESG e a indústria no Maranhão; a mobilidade elétrica como vetor para a transição energética; proteção de descargas atmosféricas
e aterramento em sistemas elétricos; o Papel do compliance na engenharia elétrica: proteção empresarial contra responsabilidades múltiplas, dentre outras palestras com especialistas.
FEIRA DE NEGÓCIOS
Com 23 estandes dos principais players do universo da engenharia elétrica nacional e do Maranhão, a área de exposição do CINASE São Luíz contou com mais de dois mil metros quadrados, abrigando o showroom de grandes marcas como: ABB; Brval; Blutrafos; Gimi; Embrastec; Frontec; Hellermann; ITB Transformadores; Itaipu; Kron; Kraus & Naimer; Minuzzi; Pextron; Romagnole; Sil; Trael; Tramontina; VR Painéis; Schneider Electric; Tamura; Siemens; KRJ; e Alubar.
“Explorar pela primeira vez um mercado que ainda não conhecemos é sempre um ponto de interrogação. São Luís nos surpreendeu positivamente, com a participação maciça de profissionais do setor.
Com certeza foi um evento de sucesso! Que venham as próximas etapas”, destacou Uriel Horta, Diretor Comercial na Pextron. Somados, congresso e feira de negócios, os ambientes proporcionaram um ecossistema ideal para atualização profissional, realização de negócios e muito networking. “Gostaria de expressar minha gratidão pelo excelente trabalho realizado pelos organizadores do evento CINASE São Luiz. Saio daqui satisfeito e com muito trabalho a realizar. Parabéns a todas as empresas que participaram”, avalia o Diretor Comercial da Kron, Nelson Milani. O ambiente fértil para negócios e parcerias entre empresas e fornecedores de serviços no estado do Maranhão também foi destacado pelo CEO da Minuzzi, José Roberto Minuzi Junior. “O evento foi muito positivo, com muitas trocas e grandes possibilidades de negócios. São Luís se mostrou uma praça muito promissora e valiosa para os nossos projetos”, afirmou.
HOMENAGENS
Na ocasião, também foram homenageadas lideranças e personalidades que são referências regionais do segmento elétrico, são elas:
FERNANDO ANTONIO CARVALHO DE LIMA
Graduado em Engenharia Elétrica pela UFMA (1988) e Engenheiro Eletricista do Sistema de Força da Alumar (1989-1994). Mestre em Estatística Industrial pela Alumar, Grupo Alcoa (1992). Professor Doutor do Departamento de Engenharia Elétrica do IFMA desde 1994 e Fundador do Curso de Engenharia Elétrica da instituição. Mestre e Doutor em Engenharia Elétrica pela UFMA e UFC (2003). Atuou como Diretor de Relações Empresariais e Pró-Reitor de Extensão do IFMA (20042010). Foi Secretário Adjunto de Ensino Profissionalizante e Inclusão Social da SECTEC (2011-2014) e Coordenador Executivo do Programa Maranhão Profissional (2011-2014). Secretário de Ciência e Tecnologia e Reitor da UNIVIMA (2014). Atualmente, é Pró-Reitor de Extensão do IFMA.
OSVALDO RONALD SAAVEDRA
Doutor em Engenharia Elétrica pela UNICAMP (1993) e professor titular da UFMA. É cofundador do Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Eletricidade e fundador do Núcleo de Energias Alternativas e do Instituto de Energia Elétrica da UFMA. Participou de mais de 30 projetos de pesquisa nacionais e internacionais e organizou diversos eventos científicos. Atuou como dirigente da Sociedade Brasileira de Automática (SBA), incluindo a presidência (2017–2018), além de integrar comissões da CAPES e do CNPq. Foi Secretário Adjunto de Ciência e Tecnologia do Maranhão (2011–2014). Atualmente, coordena o Instituto Nacional de Ciência e Tecnologia em Energias Oceânicas e Fluviais (INEOF), com foco em sistemas modernos de energia, microrredes e fontes renováveis.
SÉRVIO TÚLIO SANTOS
Presidente da Equatorial Maranhão, é paraibano, graduado em Engenharia Elétrica –modalidade Eletrotécnica, pela Universidade Federal da Paraíba (UFPB), com MBA executivo em Gestão Empresarial pela FGV e especialização em Tecnologia Digital pela Universidade Federal da Bahia (UFBA). Possui sólida experiência no Setor de Distribuição de Energia Elétrica, em cargos de Direção e Gestão. Participou ativamente de processos de transformação e reestruturação de empresas do setor, tendo ocupado os seguintes cargos nos últimos anos: Diretor de Distribuição (Diretor Técnico/Comercial) da Equatorial Energia (2017/2022) e Vice-presidente de Operações da CEMAR – Companhia Energética do Maranhão (2016/2017), membro do Conselho de Administração da Equatorial Piauí, Equatorial Alagoas e CEA, membro suplente do Conselho de Administração do Operador Nacional do Sistema (ONS) – Categoria Consumo, Diretor da Equatorial Participações IV (desde outubro/2021) e Diretor-Presidente na Equatorial Energia Maranhão (desde 2021).
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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
Sistema de Monitoramento de Risco para Ativos de Transmissão em áreas de atividade agrícola.
Clínica Margarida. Proponente: AE4 Engenharia e Arquitetura
PROJETO LUMINOTÉCNICO
Fachada da Estação Ferroviária João Pessoa. Proponente: VPP Arquitetura
PESQUISA & DESENVOLVIMENTO
Modelo de Detecção de Telhados em Imagens de Satélite Baseado na Rede YOLOv8. Proponente: Grupo Equatorial / EQT Lab
ENERGIAS RENOVÁVEIS
Microrrede com fontes de energia renováveis para melhorar a resiliência, a confiabilidade e a qualidade da energia no Centro de Lançamento de Alcântara (CLA - µGrid). Proponente: UFMA, ENOVA, ANEEL, EQUATORIA, DCTA
EM EVENTO PROMOVIDO PELO SINDENERGIA MT, PREÇO ELEVADO E QUALIDADE DA ENERGIA FORAM APONTADOS COMO PRINCIPAIS GARGALOS AO DESENVOLVIMENTO ECONÔMICO DO ESTADO
Por Edmilson Freitas
Qual o futuro do setor elétrico? Com o objetivo de responder a essa pergunta, ou pelo menos apontar os caminhos e os possíveis rumos deste importante segmento nacional, o Sindenergia de Mato Grosso, realizou, entre os dias 20 e 21, em Cuiabá, o Encontro da Indústria do Setor Elétrico. Reunindo especialistas, acadêmicos, líderes empresariais e autoridades municipais, estaduais e federais, o encontro abordou temas como os desafios para integração das energias renováveis ao sistema elétrico, resiliência e segurança das redes elétricas, mercado livre de energia, geração hídrica, tecnologias de armazenamento, transição energética, qualidade e eficiência energética.
Na abertura do evento, o presidente do Sindenergia, Carlos Coelho Garcia, listou alguns gargalos para desenvolvimento da indústria do setor elétrico, como por exemplo a qualidade do fornecimento da energia, alto preço praticado no estado e a falta de infraestrutura elétrica. “Em algumas regiões, ainda sofremos com a falta de qualidade no fornecimento de energia e temos uma das tarifas mais caras do Brasil. Se por um lado nosso estado tem uma vocação natural para geração de energia e é dono de um dos maiores potenciais remanescentes do país, por outro, passamos por um período desafiador, em que a infraestrutura existente não suporta o crescimento da nossa matriz elétrica”, destacou.
Segundo Garcia, um relatório divulgado pelo ONS mostrou que a rede elétrica do estado não possui condições para ampliação de geração elétrica. “Recentemente o ONS divulgou um relatório que nos surpreendeu, mostrando que não há margem de escoamento da rede básica em nosso estado para novos empreendimentos
hidrelétricos, ou seja, é como se tivessem tirado o nosso direito de gerar a nossa energia. Traçando um paralelo para a vocação agrícola do MT, é como se as nossas estradas não fossem suficientes para escoar o crescimento da nossa produção. Precisamos garantir a expansão da infraestrutura elétrica e viabilizar um crescimento contínuo do nosso parque gerador de energia, sobretudo hidráulica e solar”, defendeu.
A infraestrutura da rede elétrica do estado também foi apontada como um grande desafio pelo Chefe Casa Civil do MT, Fábio Garcia. “O futuro do estado Mato Grosso passa por uma solução do desenvolvimento energético. Não há desenvolvimento industrial, não há agregação de valor da nossa produção, se nós não conseguirmos oferecer energia de forma confiável e com preços módicos a todos que quiserem investir no nosso estado. Se no passado, o maior desafio era logístico, hoje o desafio é outro: nós não temos energia confiável, segura e de qualidade, para permitir o necessário processo de industrialização do estado do Mato Grosso”, destacou.
Um dos entraves para a melhoria e expansão da rede elétrica no estado, segundo o secretário, é o atual modelo de concessão, que prevê que todos os investimentos fiquem somente à cargo dos consumidores do estado. “O MT é o estado que mais cresce no Brasil. Com dimensões continentais, nós precisamos levar energia para cada canto deste estado, e quem paga essa conta? Somente o consumidor do MT, por tanto, se formos fazer, de uma vez só, todos os investimentos necessários para trazer segurança energética para todos os mato-grossenses, essa conta seria simplesmente impagável.
Por isso, abrimos uma conversa com a Energisa e com o Governo do MT, e estamos acertando os últimos detalhes para lançar o MT Trifásico, que é uma parceria entre Energisa e o Governo do Estado, para ajudar a fazer a infraestrutura energética do Mato Grosso, levando energia trifásica para o nosso desenvolvimento industrial, mas sem que isso pese sobre a tarifa do consumidor do estado”, anunciou.
POTENCIAL
HÍDRICO E A SEGURANÇA ENERGÉTICA
Apesar dos avanços em outras fontes renováveis, como a energia solar e eólica, a energia hidráulica mantém-se como o pilar da matriz elétrica nacional. No entanto, segundo a vice-presidente executiva da Associação Brasileira de Pequenas Centrais Hidrelétricas e Central de Geração Hidrelétrica (ABRAPCH), Alessandra Torres, falta planejamento e estímulo ao segmento, que vem sendo preterido em relação às demais fontes renováveis, gerando uma concorrência indevida. Como consequência disso, segundo a executiva, o setor elétrico enfrenta desafios complexos, como o chamado curtailment, que ocorre quando há um excesso de geração, em especial das fontes renováveis, forçando a limitação da geração de energia, mesmo quando há condições ideais de vento ou sol, devido a gargalos na rede de transmissão ou ausência de demanda de consumo para o horário.
“Uma das possíveis soluções para isso, seria a construção de novas hidrelétricas com reservatório, que minimizaria bastante este impacto. O que aconteceu foi que o nosso modelo, através de subsídios, acabou criando maior competitividade para as novas fontes de geração maior do que a existente, isso deslocou a geração
existente, gerando excesso de oferta, em relação à demanda, isso resultou em uma disputa acirrada entre as fontes de geração. Muito se fala na questão da sobra de energia, no entanto, temos tido despacho de térmicas fora do previsto, ou seja, essa suposta “sobra de energia”, na verdade, não é bem uma sobra. Por tanto, precisamos fazer novas hidrelétricas com reservatórios compatíveis, assim como temos que avançar nas questões de armamento. Chegamos num ponto de encruzilhada do setor elétrico. Precisamos de planejamento com políticas públicas para escoamento desse potencial hídrico do país e não percebemos isso na MP de reforma do setor elétrico”, destaca Alessandra.
Ao falar sobre os investimentos na rede de distribuição de Mato Grosso, Luiz Carlos Moreira Junior, Assessor Institucional da Energisa, apresentou dados que mostram que o estado possui o maior investimento por habitante do país, considerando a densidade populacional versus extensão territorial. “Temos somente 3,6 milhões de habitantes, ou seja, para se fazer o investimento necessário, levando rede trifásica de transmissão para onde precisa, nós temos o maior investimento por habitante”, explica. Terceiro maior estado do país, Mato Grosso possui uma extensão territorial de aproximadamente 903.208,36 km², caracterizado por uma diversidade de biomas, incluindo o Cerrado, a Floresta Amazônica e o Pantanal.
Membro do Sindenergia e professor pesquisador da Universidade Federal do Mato Grosso, Danilo Souza destacou a importância do evento para o desenvolvimento do setor elétrico no estado. “Estamos reunindo aqui os produtores, transportadores, distribuidores e os grandes consumidores de energia, possibilitando um ambiente
Eventos do setor
construtivo de debate com a sociedade. Então, do ponto de vista da inovação, estamos com diversas empresas, inclusive da região, que estão oferecendo soluções, por exemplo, para controle do perfil de tensão. Isso é muito importante, quer dizer, são empresas locais, buscando soluções para o estado e para o país como um todo”, destacou.
Presente no debate, o Presidente Executivo Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa – ABRAGEL, Charles Lenzi, também ressaltou o caráter estratégico da geração hídrica para o país, especialmente num contexto onde temos uma expansão crescente de fontes intermitentes, como eólica e solar. “A participação das hidrelétricas na matriz elétrica brasileira tem diminuído consideravelmente: de 80% na década de 1980, está em 49% atualmente, com previsão de chegar a 39% em 2034. A complexidade para operar o SIN está ficando cada vez maior, implicando em custos cada vez mais elevados e de difícil alocação. Para garantir uma expansão equilibrada da matriz elétrica, possibilitando a maior inserção de fontes variáveis e intermitentes, é imprescindível a entrada de fontes firmes e despacháveis, com flexibilidade operativa, como as hidrelétricas. As hidrelétricas são bens da União, servindo a toda sociedade com vida útil acima dos 100 anos. Requerem estudos de inventário, definição de aproveitamento ótimo e, por isso, necessitam de políticas públicas específicas para iniciativas estabelecidas no Congresso Nacional.
CASE EUROPA
Especialista em eficiência e qualidade da energia, José Starosta participou de um painel sobre este tema, onde falou sobre a importância da robustez do sistema elétrico nacional e compartilhou alguns dados e conclusões sobre o apagão que atingiu recentemente cerca de 15 países europeus. “As fontes de geração renováveis com robustez (hidráulicas), permitem que as renováveis intermitentes, como é o caso da solar e eólica, sejam conectadas à rede. Porém, o aumento significativo dessas últimas fontes, sob as fontes mais robustas, no caso da Europa, são todas térmicas, isso causou uma falta de geração instantânea, e o sistema não suportou. Foi possível observar as curvas registradas por medidores espalhados pela Europa, onde podemos constatar o comportamento da tensão, da frequência e o tempo que o sistema ficou sem alimentação”, detalhou Starosta.
Inovação na Distribuição – Um dos painéis de destaque do evento foi o que tratou sobre as novas tecnologias que estão revolucionando a distribuição de energia elétrica no Mato Grosso e no país. Líder de mercado no estado, a Trael Transformadores apresentou soluções para problemas de controle de tensão. “Apresentamos dois cases: um com a Energisa, utilizando transformadores auto reguláveis para solucionar problemas na rede de baixa tensão oriundos da geração distribuída; e outro com a Neoenergia, utilizando reator a núcleo saturado para controle da rede de média tensão, especificamente
em regime transitório. Este último, foi desenvolvido em parceria com UFMT e Universidade Federal de Uberlândia – UGU”, explicou Rodrigo Cruz, coordenador técnico comercial da Trael.
Acompanhando de perto o desempenho dos equipamentos, que já se encontram em teste nas praças de atendimento da Energisa e da Neoenergia, o Gerente Comercial da Trael, que também integra a diretoria do Sindenergia, Dimas Yamanaka, falou da importância do desenvolvimento de soluções feito por empresas nacionais, que conhecem a realidade e os desafios do setor elétrico brasileiro. “Para a Trael é muito gratificante apresentarmos estes dois cases aqui neste evento, não só para mostrar o nível tecnológico de uma empresa que nasceu aqui no estado, há 32 anos, mas principalmente por constatarmos que os equipamentos estão apresentando resultados satisfatórios para os nossos clientes, resolvendo desafios diários do segmento de distribuição de energia em nosso estado”.
Realizado no estado líder na produção de grãos do Brasil, o evento não poderia deixar de abordar os desafios e gargalos relacionados ao fornecimento de energia de qualidade para o agronegócio. Participando do painel, o engenheiro eletricista Breno Santos, da MR Brasil, apresentou o Transformador de Distribuição Autorregulável, uma solução para indústrias e agronegócios que enfrentam problemas de níveis de tensão. “Esse produto flexibiliza e ajuda a resolver esses desafios, comprovadamente eficaz em diversos países. Estamos trazendo essa tecnologia para o mercado de Mato
Grosso, visando apoiar a produtividade e eficiência no setor”, disse.
GÁS E BIOMETANO
Participando do painel com o tema “Biometano e Inovação: Novos Caminhos para a Transição Energética em Mato Grosso”, o presidente da Federação das Indústrias do Estado de Mato Grosso – FIEMT, Silvio Rangel, destacou o papel dos biocombustíveis na transição energética do estado e do país. “O Mato Grosso é um estado que cresce muito no segmento industrial e para dar fomento a este desenvolvimento, precisamos debater soluções para a transição energética, que envolvam outras alternativas de energia, como os biocombustíveis, a bioenergia como um todo. Por isso, é fundamental que fóruns como estes sejam realizados aqui no estado, envolvendo todos os atores necessários para promover esses avanços”, destacou. Presente no debate, o Diretor de Desenvolvimento Industrial da CNI, Jefferson Gomes, falou da importância da atualização da regulação para o setor elétrico e para o segmento de gás e biometano e defendeu ainda avanços nos estudos para ampliação e viabilidade da produção de biometano no estado. “O balanço aqui desse painel foi sobre a necessidade de planejamento estratégico do que queremos para a utilização do biometano. Foi apresentado aqui uma proposta sobre dutos de biometano passando pela rodovia, então, teremos que ver a viabilidade disso, de desenvolvimento deste segmento no estado”, afirmou.
Artigo Técnico RISCOS ELÉTRICOS EM INSTALAÇÕES FOTOVOLTAICAS
*Por Luiz Carlos Catelani
Os trabalhadores do setor de energia solar estão expostos a potenciais riscos elétricos presentes em seu ambiente de trabalho, o que os torna mais vulneráveis a choques elétricos, riscos de arco elétrico e incêndios.
Duas características particulares dos geradores fotovoltaicos tornam sua aplicação específica: seus níveis de tensão em CC e o fato de não poderem ser desligados enquanto os módulos fotovoltaicos estiverem expostos ao sol. Além de a corrente de curto-circuito produzida pelo módulo fotovoltaico ser muito baixa para acionar o desligamento automático da fonte. Portanto, as medidas de proteção mais utilizadas; desconexão automática; não se aplicam a sistemas fotovoltaicos para proteção contra choques elétricos. Como os módulos fotovoltaicos são instalados ao ar livre, eles ficam expostos aos elementos da natureza. E, como podem ser instalados em telhados, deve-se prestar atenção crítica ao risco de incêndio e à proteção contra influências externas. Uma configuração básica usada pela IEC 60364-7-712 é mostrada na figura 1. IEC 60364-7-712:2017
Afnor, WEBPORT le 29/07/2019 à 12:31
Outro item as vezes não enfatizado é o fato da corrente contínua ser perigosa. Mesmo o corpo humano tendo uma suportabilidade maior para corrente contínua ainda assim ela pode ser fatal.
Conforme IEC 60479-1 há um gráfico similar ao de corrente alternada para corrente contínua na figura 2.
IEC 60479-1:2018 IEC 2018 – 45 –
Fonte IEC 60364-7-712
RISCO DE CHOQUE ELÉTRICO
Por segurança, um módulo solar no lado de corrente contínua sempre deve ser considerado energizado, mesmo que esteja desconectado do lado de corrente alternada (conversor)- IEC 603647-712.
Para proteção contra contatos diretos o uso de equipamentos de dupla isolação ou isolação reforçada Classe II conforme IEC 61140 é recomendado para tensões superiores a 120 Vcc.
Em pequenas instalações solares o uso de SELV (extra baixa tensão de segurança) pode ser empregado desde que a tensão máxima de circuito aberto não exceda 60V.
Seccionamento automático, como fusíveis ou disjuntores no lado CC, não oferecem proteção contra choques elétricos, pois não há desconexão automática da fonte de alimentação.
+
22 – Conventional time/current zones of effects of DC cu rrents on persons for a longitudinal upward current path (see Table 13)
Zone 1 → limite da percepção
Zone 2 → Contração muscular
Zone 3 → Limite de fibrilação
Zone 4 → Para cárdio – respiratória
Nota-se que mesmo com valores limiares superior ao de corrente alternada, corrente contínua tem a capacidade de ser fatal (região DC4).
RISCO DE EFEITOS TÉRMICOS
Figure 23 – Let-go currents for 60 Hz sinusoidal current
6.8 Effects of anodic versus cathodic DC currents
An electrode is an interface to another medium where charged particles are interchanged.
Charged particles are to be differentiated, an anion is a negatively charged particle and a cation is a positively charged particle.
De modo geral, há três situações que podem levar a temperaturas altas e ao risco de incêndio em um sistema fotovoltaico: falha de isolamento, corrente reversa em um módulo fotovoltaico e sobrecarga de cabos ou equipamentos.
FALHAS DE ISOLAMENTO
O isolamento duplo ou reforçado é uma medida de proteção contra choques elétricos, mas não exclui todos os riscos de falha de isolamento. (A suposição aqui é que a probabilidade de uma falha de isolamento e de alguém tocar em uma parte energizada da instalação ao mesmo tempo ser muito baixa. No entanto, falhas de isolamento em si acontecem com mais frequência.) Falha de isolamento em CC pode ser mais perigosa, pois o arco tem menos chance de se extinguir sozinho do que em CA.
O dispositivo de monitoramento de isolamento deve ser selecionado levando em consideração tanto a tensão em aberto máxima quanto à capacidade entre os pólos e a terra, que causa corrente de fuga. Além disso, a capacitância dos cabos e do inversor também deve ser considerada. Um dispositivo de monitoramento de isolamento capaz de lidar com capacitâncias de até 500 μF é adequado para sistemas fotovoltaicos.
Figura-1
Figure
Figura-2 Fonte IEC 60479-1
CORRENTE REVERSA
Um curto-circuito em um módulo fotovoltaico, fiação defeituosa ou uma falha relacionada pode causar corrente reversa em módulos fotovoltaicos. Isso ocorre se a tensão de circuito aberto de um módulo for significativamente diferente da tensão de circuito aberto de outros em paralelo conectados ao mesmo inversor. A corrente flui do circuito saudável para o defeituoso, em vez de fluir para o inversor e fornecer energia à rede CA. A corrente reversa pode levar a aumentos perigosos de temperatura e incêndios no módulo fotovoltaico. A capacidade de resistência do módulo fotovoltaico deve, portanto, ser testada de acordo com a norma IEC 61730-2 e o fabricante do módulo fotovoltaico deve fornecer o valor máximo de corrente reversa (IRM).
Maximum power developed with a single inverter Surface
Uma ilustração simples é mostrada na figura3.
Fig. P12 �everse current
Figura-3 Fonte Schneider Electric Installation Guide
PROTEÇÃO CONTRA SOBRECARGAS
Como em qualquer instalação, deve haver proteção contra o efeito térmico de sobrecorrente que possa causar qualquer perigo.
There is no risk of reverse current when there is only one string. When there are two strings with same number of PV modules connected in parallel, the reverse current will be always lower than the maximum reverse current. So, when the PV generator is made of one or two strings only there is no need for reverse current protection.
A corrente de curto-circuito depende da irradiação solar, mas pode ser inferior ao valor de disparo da proteção contra sobrecorrente. Embora isso não seja um problema para os cabos, visto que a corrente está dentro da capacidade de condução de corrente, o inversor detectará uma queda de tensão e interromperá a produção de energia. Portanto, recomenda-se desconectar os circuitos defeituosos em caso de curto-circuito.
RISCO DE SOBRETENSÃO
A sobretensão pode ocorrer em instalações elétricas por diversos motivos. Ela pode ser causada por:
• Rede de distribuição, como resultado de raios ou qualquer trabalho realizado.
• Quedas de raios (próximos ou em edifícios e instalações fotovoltaicas, ou em condutores de energia).
• Variações no campo elétrico devido a raios.
Some measurements made in European plants are giving the follo�
develop such a Power
Como todas as estruturas externas, as instalações fotovoltaicas estão expostas ao risco de raios, que varia de região para região. Sistemas e dispositivos de prevenção e contenção devem estar instalados conforme IEC 62305.
RISCOS DE ARCOS ELÉTRICOS
Um arco elétrico é uma explosão que ocorre devido a uma falha de arco, que ocorre quando um curto-circuito é iniciado, mas o fusível não queima ou o disjuntor não é desarmado. Uma faísca, ou arco elétrico, ocorre entre conexões, resultando em incêndios ou até mesmo danos oculares por radiação ultravioleta. Falhas de arco são mais propensas a ocorrer entre conexões corroídas ou frouxas. Assim como no choque elétrico, outro perigo com arco elétrico está relacionado à reação da mente e do corpo ao incidente. A explosão pode fazer com que um trabalhador caia ou pule para uma posição ainda mais perigosa.
3.1.3 Protection of PV modules against reverse current � short circuit in a PV module� faulty �iring� or a related fault may current in PV strings. This occurs if the open�circuit voltage of one signi�cantly di�erent from the open voltage of parallel strings connected same inverter. The current �o�s from the healthy strings to the faulty of �o�ing to the inverter and supplying po�er to the �� net�ork. �everse can lead to dangerous temperature rises and �res in the PV modu �ithstand capability should therefore be tested in accordance �ith standard and the PV module manufacturer shall provide the maxim current value �I���
Falhas de arco são mais propensas a ocorrer com sistemas elétricos de tensão mais elevada, mas como muitos sistemas fotovoltaicos podem produzir tensões na faixa de 600 a 1.000 VCC, a possibilidade de um arco elétrico deve ser considerada. Queimaduras podem ocorrer em graus variados ao trabalhar com sistemas fotovoltaicos. Na parte mais baixa do espectro de temperatura: queimaduras térmicas são causadas por componentes de metal e vidro expostos ao sol. Esses componentes podem atingir temperaturas superiores a 90 graus Celsius e causar queimaduras em caso de contato prolongado. Na parte extrema do espectro, a temperatura pode chegar a 9.000 graus Celsius quando ocorre um arco elétrico.
Reverse current into the faulty string = total current of the remaining strings
String overcurrent protection is to be used if the total number of strings feed one faulty string is high enough to supply a dangerous reverse 1.35 I�� � �Ns �1� IS� ���
De uma forma bem resumida foi descrito os principais riscos elétricos presentes em toda a instalação: choque, fogo e arco de origem elétrica.
�here�
Todo o enfoque foi feito pelas normas IEC, OSHA e NFPA no lado de corrente contínua que apresenta maiores desafios em função da particularidade dos módulos solares.
Além destes riscos há os riscos adicionais como: trabalho em altura, manuseio de material cortante, risco de animais peçonhentos ou venenosos.
Como boa prática uma análise de risco deve ser conduzida e implementada nos locais de trabalho.
*Luiz Carlos Catelani Júnior é graduado em Física e em Engenharia Elétrica pela Unicamp, possui larga experiência em proteção de sistemas elétricos, subestações de alta tensão, linhas de transmissão elétrica e plantas industriais. É membro do COBEI CB03 e do IEC TC 64 e possui diversas licenças e certificados em gerenciamento de risco, energia incidente, segurança e proteção de sistemas elétricos.
b I�� is the maximum reverse current characteristic of PV cells de�n b Ns is the total number of strings
Fig. P11 Example of leakage capacitance in various PV systems
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 4
Projeto de aterramento de estruturas de linhas de transmissão
1 - INTRODUÇÃO
O aterramento de pé de torre é o elemento que mais influencia o desempenho de linhas de transmissão (LTs) frente à incidência direta de descargas atmosféricas nas estruturas ou nos cabos de blindagem. Este fascículo complementa os dois anteriores, que abordaram conceitos e aspectos práticos sobre o levantamento da resistividade ao longo do traçado da LT e sobre a resistência/impedância de pé de torre, discutindo os aspectos básicos do projeto de aterramento de pé de torre e reforçando esses conceitos por meio de um exemplo numérico de projeto.
2- ASPECTOS BÁSICOS DO PROJETO DE ATERRAMENTO DE PÉ DE TORRE
O projeto do sistema de aterramento das estruturas de uma linha de transmissão deve ser precedido por um levantamento de informações, conforme estabelece o item 6 da NBR 17140:2023 [1]. As atividades preliminares têm início com a identificação e a localização dos pontos de implantação das torres ao longo do traçado, seguidas pela investigação da estrutura geológica da região — por meio de sondagens geotécnicas, mapas ou levantamentos geofísicos disponíveis — e pela elaboração de uma especificação técnica para a campanha de sondagens geoelétricas. Em paralelo, devem ser reunidos dados topográficos do corredor da linha e da faixa de passagem especificada, informações sobre o uso e ocupação do solo e a presença de áreas de preservação ambiental, além da identificação de obstáculos físicos ao longo do traçado que
possam interferir na configuração dos eletrodos a serem enterrados. Também são necessárias: a definição das estruturas típicas previstas, a especificação do valor de referência de resistência de aterramento a ser atingido (resistência média definida na etapa de projeto básico)— com base nos estudos de coordenação de isolamento e requisitos de desempenho frente a descargas atmosféricas — e a identificação de áreas com circulação regular de pessoas, de modo a possibilitar a análise de riscos relacionados a tensões de passo e toque perigosas e à eventual transferência de potenciais para áreas adjacentes.
O projeto de aterramento propriamente dito se inicia com a campanha de prospecção geoelétrica, etapa essencial para a construção dos modelos de solo que fornecem subsídio fundamental à elaboração do projeto de aterramento. A campanha deve ser realizada ao longo de toda a extensão da LT, seguindo os critérios e as instruções constantes na NBR 7117-1:2020 [2], em todos os pontos de localização das estruturas, de acordo com os eixos longitudinal e transversal da linha. Informações detalhadas sobre os arranjos de medição, a instrumentação adequada, a análise crítica dos resultados e os desafios específicos no contexto de linhas de transmissão foram discutidos no fascículo 2 desta série.
A partir dos dados de medição da campanha de sondagem geoelétrica, são obtidas as curvas médias de resistividades aparentes para cada ponto de localização das estruturas, após a eliminação de valores discrepantes (outliers). A partir da curva média de resistividade aparente do solo em função da profundidade, aplica-se um processo matemático, chamado de inversão, que permite definir um modelo de solo estratificado em camadas horizontais. Em aplicações envolvendo LTs, na maioria das situações, um modelo de
solo com duas camadas horizontais é suficiente.
Com os modelos de solo definidos, realiza-se o cálculo da resistência de aterramento para diferentes configurações de eletrodos — denominadas fases de aterramento. Cada fase corresponde a um arranjo com comprimento crescente de eletrodos de aterramento (contrapesos), padronizado para facilitar a execução em campo. A fase inicial representa a configuração mínima exigida, podendo ser incrementada até que se atinja a resistência alvo de projeto, normalmente especificada como 20 Ω. Esse valor, contudo, deve ser ajustado de acordo com o nível de tensão da LT e a densidade de descargas atmosféricas na região, conforme destacado no fascículo 3 desta série (“Resistência/impedância de pé de torre de linhas de transmissão”).
A NBR 17140 também apresenta diferentes topologias de aterramento, conforme a configuração da estrutura. A Fig. 1 mostra um arranjo genérico de aterramento para uma estrutura autoportante, em local com disponibilidade de espaço. A configuração básica é composta por quatro cabos contrapeso de comprimento L₁, lançados radialmente a partir de cada pé da torre até 1 m de distância do limite da faixa de servidão, a partir de onde seguem paralelamente ao eixo da linha. Na Fig. 1, os segmentos L₂ e L₃ representam contrapesos complementares, que podem ser especificados no projeto — especialmente quando a configuração básica não é suficiente para atender ao valor alvo de resistência de aterramento. Um anel de aterramento, bem como outros eletrodos auxiliares, pode ser incluído para aumentar a densidade da malha de aterramento e contribuir para o controle das tensões de passo e toque nas imediações da estrutura, sobretudo em áreas com circulação de pessoas. No caso de estruturas estaiadas, o contrapeso
é lançado a partir da(s) base(s) do(s) mastro(s) em direção aos pontos de ancoragem dos estais, onde há interligação elétrica. Desses pontos, os cabos contrapeso seguem até o limite da faixa de servidão e, então, acompanham paralelamente o eixo da LT.
3 - EXEMPLO DE PROJETO
Para tornar mais claro o processo de dimensionamento do sistema de aterramento, apresenta-se a seguir um exemplo representativo de projeto real. Seja um projeto de aterramento de pé de torre de uma LT de 230 kV, com estruturas predominantemente do tipo autoportante e com a topologia definida no projeto básico, conforme ilustrado na Fig. 2. A topologia é composta por quatro cabos contrapeso de comprimento L1, diâmetro 9,525 mm, enterrados a 0,5 m de profundidade. Para este projeto, define-se a resistência de aterramento de referência para fins de desempenho frente a descargas como Rref=20 Ω.
Figura 1 – Elementos do aterramento de uma torre autoportante.
O comprimento de cada perna de cabo contrapeso define a fase de aterramento, de acordo com a tabela na Fig. 2. O número de fases é um critério de projeto, podendo ser adotadas mais ou menos geometrias conforme a variação da resistividade do solo ao longo da rota da linha de transmissão. Algumas transmissoras optam por reduzir o número de fases, utilizando ramais com comprimentos maiores já na fase inicial. Por outro lado, pode-se considerar um número maior de geometrias, com variações menores entre fases sucessivas, visando à redução do comprimento total de cabo instalado.
De modo geral, a escolha do conjunto de geometrias deve considerar: (I) a efetividade de cada fase na obtenção da resistência desejada; (II) a redução do número de progressões e, consequentemente, de emendas excessivas em um mesmo aterramento; (III) a adequação do comprimento de cada fase ao conceito de comprimento efetivo, considerando a faixa de resistividades do solo em que será aplicada; entre outros aspectos técnicos relevantes.
2 – Topologia para exemplo de projeto e fases de aterramento correspondentes
3.1 – Modelo estratificado de solo
A Tabela 1 apresenta os dados de resistividade aparente, ρa, para um dado ponto de locação de uma estrutura, para espaçamentos “a” entre hastes variando entre 1 m e 64 m, considerando a campanha geoelétrica realizada com o arranjo de Wenner, segundo as direções dos eixos longitudinal e transversal da estrutura. A Fig. 3 apresenta as duas curvas de resistividade aparente obtidas —
Tabela 1 – Dados de resistividade aparente para um dado ponto de locação da estrutura
Espaçamento “a” (m)
Direção longitudinal Direção transversal Média geométrica
Figura 3 – Dados de resistividade aparente considerando os eixos longitudinal e transversal de medição
A obtenção do modelo de solo estratificado é normalmente realizada com o auxílio de programas computacionais específicos, que utilizam a modelagem eletromagnética do arranjo de medição adotado (como os arranjos de Wenner ou Schlumberger). Esses programas simulam a injeção de corrente no solo e calculam os potenciais elétricos nos eletrodos de medição, ajustando iterativamente os parâmetros de um modelo com camadas horizontais — número de camadas, espessuras e resistividades — até que os dados simulados reproduzam os valores medidos em campo com o menor erro possível. O Anexo B da IEEE Std 81-2012 [3] apresenta um procedimento que segue essa abordagem e permite a obtenção de solos estratificados em duas camadas que melhor se ajusta aos dados de medição.
Aplicando esse procedimento à curva final de resistividades aparentes, obteve-se o modelo de solo estratificado em duas camadas mostrado na Fig. 4.
uma para cada direção de medição. Para o caso analisado, não são identificados valores discrepantes evidentes (outliers), e a curva final de resistividades aparentes é obtida a partir do cálculo da média geométrica entre os valores obtidos nas duas direções, para cada espaçamento1. O uso da média geométrica segue recomendação da literatura técnica na área de geofísica, apresentando a vantagem de reduzir a influência de medidas pontuais com grandes desvios em relação ao padrão. A filtragem de valores discrepantes ou fora da curva (outliers) em medições de resistividade é comumente realizada com base em inspeção visual ou por meio de critérios estatísticos aplicados aos logaritmos neperianos dos valores medidos. No segundo caso, calcula-se a média aritmética µln e o desvio padrão ⌠ln dos valores de ln( 〉a ) para cada espaçamento, sendo descartados os pontos que excedem a faixa ⌠ln ± k • ⌠ln, em que k é um fator de corte, usualmente entre 1,5 e 3, a depender do critério adotado. Essa segunda abordagem, no entanto, deve ser aplicada com cautela, uma vez que o número de direções disponíveis para cada espaçamento costuma ser reduzido, não garantindo significância estatística robusta para o conjunto de dados. A decisão de eliminar dados deve sempre considerar o contexto geológico e a consistência das medições realizadas.
Figura
4 – Modelo de solo estratificado.
Recomenda-se aplicar o processo descrito individualmente para cada ponto de locação de estrutura ao longo do traçado da LT. Por outro lado, a NBR 17140 prevê a possibilidade de plotagem conjunta das curvas de resistividade aparente obtidas ao longo da linha, permitindo o agrupamento por faixas de resistividade. Essa análise viabiliza a adoção de um método alternativo de construção dos modelos geoelétricos, com a seleção de modelos médios representativos para as estruturas cujas curvas pertençam à mesma faixa. Nesse caso, a adoção dessa abordagem deve ser tecnicamente justificada pelo projetista.
Ainda em relação a essa estratégia, cabe observar que ela pode ser uma alternativa viável para regiões com resistividade baixa e/ou moderada. Para linhas de transmissão localizadas em áreas de alta resistividade do solo, recomenda-se a análise individualizada por torre, com o objetivo de identificar eventuais impactos no projeto do sistema de aterramento. O tratamento individualizado das estruturas permite que, desde as etapas iniciais do projeto executivo, sejam discutidas possíveis ações de melhoria, viabilizando a escolha das melhores soluções, tanto do ponto de vista técnico quanto econômico.
Uma prática recorrente em projetos de linhas de transmissão é a representação do solo como meio homogêneo, atribuindo-lhe uma resistividade equivalente à média dos valores obtidos ao longo dos eixos de medição. É importante destacar que essa abordagem constitui uma simplificação e que, dependendo das características das camadas do solo, pode resultar em um modelo pouco representativo do comportamento real da dispersão de correntes injetadas pelo sistema de aterramento.
3.2 – Especificação da fase de aterramento de cada estrutura
Com os modelos de solo estratificado definidos, procede-se ao
cálculo da resistência de aterramento para a configuração definida para as estruturas (Fig. 2). Para esse cálculo, recomenda-se o uso de programas computacionais disponíveis, mantidos ou distribuídos por desenvolvedores nacionais ou internacionais. Alternativamente, a equipe ou empresa responsável pelo projeto pode implementar seu próprio programa computacional, com base em referências clássicas sobre o tema [4], [5].
A determinação da fase de contrapesos a ser instalada considera dois passos, descritos a seguir, para cada estrutura — sempre iniciando pela fase 1:
Cálculo da resistência de aterramento RT para a fase em questão, considerando o solo estratificado em camadas para a estrutura analisada;
Se RT < Rref=20 Ω, ou se a fase de aterramento considerada é a última (fase 5), passa-se para a próxima estrutura. Caso contrário, avança-se para a próxima fase de aterramento e retorna-se ao passo anterior.
Seguindo esse procedimento, obteve-se uma resistência de aterramento RT=18,4 Ω com a fase 3 de cabos contrapeso.
Vale salientar que, na definição das fases de aterramento, a depender do valor da resistividade do solo em alguns pontos de locação de estruturas, podem ocorrer casos em que, mesmo na última fase de aterramento (fase 5), não se atinja RT < Rref. Estruturas com valor de resistência superior ao limiar de referência estariam, em princípio, infringindo a condição limite para o desempenho almejado da LT. No entanto, considerando-se uma abordagem probabilística, é possível conviver com algumas estruturas que possuam resistência superior ao valor de referência e, ainda assim, manter uma taxa de desligamento global aceitável para a LT [6].
Nos casos em que um número excessivo de estruturas apresente resistência de aterramento superior ao limiar estabelecido, cabos contrapeso complementares (L2 e L3, Fig. 1) devem ser previstos. Tipicamente, quanto maior a resistividade do solo local, maiores são os desafios para o projeto de aterramento. Quando se esgotarem as soluções técnicas viáveis e a LT ainda apresentar um valor médio elevado de resistência de pé de torre, devem ser consideradas técnicas complementares — como a instalação de para-raios de óxido de zinco ou de cabos underbuilt — para garantir que o desempenho da LT permaneça dentro dos limites estabelecidos pelos órgãos reguladores. O uso dessas técnicas será discutido em um fascículo futuro desta série.
3.3 – Cálculo da impedância impulsiva de aterramento
O método tradicional de dimensionamento dos aterramentos de estruturas de LT considera, tipicamente, apenas o valor da resistência de aterramento. Por outro lado, para fins de estudo do desempenho frente a descargas atmosféricas, a impedância impulsiva de aterramento é um parâmetro mais representativo.
Figura
Essa impedância, definida como a relação entre os valores de pico da tensão desenvolvida na base da estrutura e da corrente de descarga atmosférica injetada, caracteriza de forma mais fidedigna o comportamento do aterramento ao longo da frente da onda de corrente impulsiva — isto é, a parte rápida da corrente do raio [7].
Conforme discutido no fascículo anterior desta série, a impedância impulsiva de aterramento ZP pode ser estimada a partir da resistência de aterramento RT, seguindo os passos descritos a seguir:
• Determinação da resistividade equivalente 〉eq vista pelo arranjo de eletrodo, definida como a resistividade de um solo homogêneo que resultaria na mesma resistência de aterramento observada em um solo estratificado, para uma dada configuração de aterramento;
• Estimativa de ZP por meio da fórmula ZP = RT × (-2,9784×10-2 × ρeq0,3061 + 1,1094) proposta em [8], a qual considera primeiras descargas de retorno — correntes mais representativas para fins de avaliação de desempenho de LTs — e a variação da resistividade e permissividade do solo com a frequência.
Para o aterramento da estrutura em questão, a resistividade equivalente é estimada em ρeq =1655 Ωm e a impedância impulsiva, em ZP=15,1 Ω. Observe que ZP<RT, o que é normalmente verificado em condições típicas de solo e para configurações usuais de cabos contrapeso de LTs. A utilização de RT no cálculo de desempenho da LT frente a descargas atmosféricas, em vez de ZP, conduz a resultados conservativos — isto é, a uma estimativa de maior taxa de desligamentos, teoricamente superior àquela que efetivamente ocorrerá em operação real.
4 -CONSIDERAÇÕES FINAIS
Apresentou-se neste fascículo uma discussão dos aspectos básicos do projeto de aterramento de pé de torre, incluindo um exemplo representativo de projeto real com as seguintes etapas: (i) obtenção de modelo estratificado de solo; (ii) definição da fase de aterramento e cálculo da resistência de aterramento; e (iii) estimativa da impedância impulsiva de aterramento.
Considerando o objetivo principal desta série de fascículos — avaliar o desempenho de LTs frente a descargas atmosféricas —, foco foi dado a um exemplo de projeto em que o objetivo central é a obtenção de um valor de resistência de aterramento compatível com os requisitos de desempenho frente a esse tipo de solicitação.
O projeto de aterramento de estruturas situadas em áreas onde os levantamentos preliminares indicam circulação regular de pessoas na faixa de passagem da LT deve incluir a avaliação dos riscos associados às tensões de passo e de toque, bem como o risco de transferência de potenciais perigosos para regiões vizinhas. Nesses casos, medidas complementares devem
ser consideradas, como: a instalação de um ou mais anéis de aterramento interligando os cabos contrapeso ou circundando os pés das estruturas (ou bases de estruturas estaiadas); o recobrimento do solo com materiais de alta resistividade ou equipotencializadores da superfície; e a restrição de acesso à base da estrutura.
O próximo fascículo desta série será dedicado à medição da resistência de pé de torre. Serão abordados os métodos de medição, os instrumentos utilizados e os principais desafios técnicos associados ao contexto específico das linhas de transmissão.
REFERÊNCIAS
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.
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.
Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE), “IEEE Std 81 - IEEE Guide for Measuring Earth Resistivity, Ground Impedance, and Earth Surface Potentials of a Grounding System,” New York, 2012.
F. Dawalibi and D. Mukhedkar, “Optimum design of substation grounding in a two layer earth structure Part I - Analytical study,” IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, vol. 94, no. 2, pp. 252–261, Mar. 1975.
R. J. Heppe, “Computation of potential at surface above an energized grid or other electrode, allowing for non-uniform current distribution,” IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, vol. PAS-98, no. 6, pp. 1978–1989, Nov. 1979.
R. Alipio, V. de Souza, F. A. Diniz, F. de Vasconcellos, W. A. Chisholm, and F. Moreira, “A Discussion on How to Consider the Statistical Distribution of Tower-foot Resistance Values on Lightning Performance Calculations,” in 2022 36th International Conference on Lightning Protection (ICLP), Cape Town, 2022, pp. 1–5.
Working Group C4.23, “CIGRE TB 839: Procedures for Estimating the Lightning Performance of Transmission Lines – New Aspects,” Paris, 2021.
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.
#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 4
Metodologias mais usuais para o cálculo da energia incidente – Parte 2
No fascículo anterior, foi apresentado o método mais conhecido para o cálculo de energia incidente, descrito no guia IEEE-1584:2018
– Guide for Performing Arc-Flash Hazard Calculations [1]. Contudo, muitos casos apresentam cenários que estão fora dos limites de aplicação do método proposto pela norma, seja pelo nível de tensão do sistema, pelo GAP entre os condutores, pelo número de fases envolvidas na falta, entre outros. Apesar da norma contemplar grande parte dos cenários que envolvem os riscos associados ao arco elétrico (especialmente para a indústria), outros métodos são também necessários para os casos que a IEEE-1584 não tem validade.
Alguns exemplos são:
• Pátios de subestações de alta tensão;
• Painéis de média tensão com tensões superiores a 15 kV;
• Redes de distribuição com espaçamento entre fases superior à 254 mm;
• Painéis de serviços auxiliares em corrente contínua.
Para tensões acima de 15 kV, o método proposto pelo EPRI (Electric Power Research Institute) [2] e o método associado ao software ArcPro®, sendo este último referendado pela OSHA no item 1910.269 [3], são indicados para o cálculo da energia incidente. Ambos os métodos são também referenciados pelo projeto de norma ABNT NBR 17227 [4]. Os métodos EPRI e ArcPro® podem também ser utilizados para tensões inferiores à 15 kV, o que permite cálculos para redes de distribuição em 13,8 kV com GAP superior à 254 mm
(caso não coberto pela IEEE-1584). Destaca-se que há ainda outros métodos para níveis de tensão superiores a 15 kV, como o método desenvolvido por Terzija e Koglin [5], mas que não será abordado neste artigo.
Para cálculos de energia incidente em sistemas de corrente contínua, existem dois métodos principais, ambos referenciados pela NFPA-70E [6]. O primeiro método, desenvolvido por Daniel Doan e publicado em 2010 [7], se equivale ao método de Ralph Lee para correntes alternadas. Doan, de maneira muito simples e engenhosa, apresenta uma sequência de cálculo para determinar a máxima energia incidente entregue por um arco elétrico para sistemas em corrente contínua. O segundo método, publicado também em 2010 por Ammerman et. al. [8], faz uma abordagem mais completa sobre o fenômeno, apresentando uma metodologia mais precisa para o cálculo da corrente de arco elétrico e incluindo no trabalho o cálculo para cenários envolvendo arcos elétricos em invólucros, o que não foi contemplado no trabalho de Doan.
Para os métodos apresentados, deve-se respeitar os respectivos limites de aplicação, como GAP, distância de trabalho, tipo de falta, configuração aberta ou fechada, orientação dos condutores, entre outros [4]. Deve-se garantir que os cálculos de energia incidente por arco elétrico sejam realizados por um profissional legalmente habilitado, que irá determinar se as suposições feitas para cada metodologia são apropriadas [4]. Outros métodos, não citados nesse artigo, podem ser também utilizados. Contudo, a escolha do método deve ser feita por um profissional legalmente habilitado, que deve
Márcio Bottaro Filipe Resende
Claudio Mardegan
garantir que os cálculos tragam resultados satisfatórios, de forma a assegurar a proteção das pessoas envolvidas na tarefa [4].
MÉTODO EPRI
O método desenvolvido pelo EPRI (Electric Power Research Institute) é bastante útil para cenários envolvendo linhas de transmissão aéreas, subestações externas e arranjos de alta tensão e extra alta tensão em geral. As equações apresentadas no relatório 1022632 do EPRI de 2011 [2] são aplicáveis a arcos elétricos verticais longos, envolvendo faltas monofásicas em ambiente aberto. Os resultados foram obtidos através de ensaios realizados nos laboratórios da Kinectrics. A tabela 1 indica os parâmetros utilizados nos ensaios. Destaca-se que o relatório não menciona restrições em relação à frequência ou à configuração dos condutores. Contudo, os ensaios foram conduzidos na frequência de 60 Hz e com os condutores posicionados na vertical. Embora o modelo tenha sido concebido para cenários de alta e extra alta tensão, o relatório não estabelece limitações quanto aos níveis de tensão.
Tabela 1 – Limites de Aplicação do método EPRI
Icc [kA]
Tipo de falta
Tipo de Arco Elétrico
Material Condutor
Config. Condutor
GAP [m]
Duração [ms]
Dist trabalho [m]
8 – 40 1φ
Aberto Aço inoxidável
Vertical
0,31 – 1,5
33 – 200
0,31 – 1,2
O método não propôs um modelo específico para a corrente de arco elétrico, sendo comum adotar a própria corrente de curto-circuito franco (do ponto avaliado). Sabe-se que, para níveis de tensão mais elevados, a resistência do arco elétrico é pequena (~10-1 Ω) quando comparada à impedância do sistema até o ponto de falta (~101 Ω) [2], o que faz com que a corrente de curto-circuito franco e a corrente de arco elétrico apresentem valores bastante próximos.
As equações do EPRI foram desenvolvidas para uma faixa específica de corrente de curto-circuito e do gap entre condutores e tem se mostrado bastante preciso para cálculos dentro dos limites de aplicação previstos.
MÉTODOS DC (DOAN E AMMERMAN ET. AL.)
Arcos elétricos em sistema de corrente contínua apresentam também um risco para os trabalhadores que interagem com a instalação. Esse risco vem crescendo em função do aumento de instalações e equipamentos em corrente contínua, como plantas solares e veículos elétricos. Igualmente aos sistemas em corrente alternada, deve-se realizar o cálculo da energia incidente, bem como estabelecer medidas de controle efetivas. Destaca-se que a corrente de arco elétrico em sistemas de corrente contínua não tem passagem por zero, dificultando a extinção do curto-circuito pelos dispositivos de proteção. Ressalta-se também que os níveis de energia incidente em sistemas de corrente contínua são ligeiramente superiores aos níveis de energia incidente em sistemas de corrente alternada, dadas as mesmas condições [4].
A estimativa da energia incidente em corrente contínua é descrita no artigo DC-Arc Models and Incident-Energy Calculations, de Ravel F. Ammerman et al. [8], publicado em IEEE Transactions on Industry Applications em 2010. O artigo traz uma revisão bibliográfica dos principais métodos de cálculo de curto-circuito para sistemas em corrente contínua. O trabalho também apresenta as equações para a estimativa da energia incidente para configurações abertas e fechadas (invólucro). O método proposto por Ammerman et al. é referenciado pela National Fire Protection Association (NFPA) no documento Standard for Electrical Safety in The Workplace (NFPA 70E) [6], juntamente com o método proposto por Doan [7]. O modelo de Doan foi desenvolvido considerando a máxima transferência de potência, analogamente ao método de Ralph Lee [10], e tem aplicação limitada a sistemas com tensão até 1.000 V [6]. Destaca-se que o método proposto por Ammerman et al. tende a apresentar maior precisão nos cálculos que o método de Doan, uma vez que se tem maior precisão no cálculo da corrente de arco elétrico. O cálculo
de energia incidente em sistemas de corrente contínua pode envolver ainda várias fontes durante um curto-circuito com arco elétrico. Existem cenários que podem incluir contribuições de bancos de baterias, retificadores, capacitores e motores de corrente contínua. Para uma avaliação mais abrangente sobre energia incidente em sistemas DC, recomenda-se a leitura de Arc Flash Hazard Analysis and Mitigation [12], autor J. C. Das.
MÉTODO AMMERMAN
O método para determinar a energia incidente, apresentado no artigo de Ammerman, consiste em calcular a corrente de arco elétrico através da equação desenvolvida por Stokes e Oppenlander (Electric arcs in open air, 1991) [9], sendo necessário realizar um processo iterativo. Posteriormente, calcula-se a energia total liberada pelo arco elétrico em função da resistência do arco elétrico e da corrente de arco elétrico. Para as configurações abertas, a energia incidente é estimada através da equação esférica, a qual considera uma fonte de energia isotrópica. Essa consideração é também utilizada no primeiro método de cálculo de energia incidente proposto por Ralph Lee [10] e no método para corrente contínua de Daniel Doan [7]. Para as configurações fechadas (em invólucro) recorre-se à equação proposta por Wilkins (Simple improved equations for arc flash hazard analysis, 2004) [11]. O modelo proposto por Wilkins considera um incremento no valor final da energia incidente provocado pela reflexão (da energia) nas faces internas do compartimento. A figura 1 mostra o comportamento da tensão e da corrente de um arco elétrico à medida que a magnitude da corrente se eleva. A análise da curva característica permite inferir que a resistência do arco elétrico é uma variável não linear.
Figura 1 – Curva característica Iarco x V arco para um curto-circuito com arco elétrico [8]
Para encontrar os valores de R arco e Iarco, deve-se resolver o sistema envolvendo duas equações. Contudo, trata-se de equações não lineares e que não tem solução imediata. Uma alternativa é realizar o cálculo iterativo, conforme indicado no fluxograma da figura 2, até que se tenha um erro satisfatório. A magnitude do erro é definida pelo profissional que realiza a análise.
Figura 2 – Método iterativo para o cálculo de Rarco e Iarco. Adaptado de [4]
MÉTODO DOAN
O método proposto por Doan considera um cenário de máxima transferência de potência. Essa premissa implica afirmar que a resistência do arco elétrico equivale à resistência do sistema até o ponto de defeito. Outra premissa que fica estabelecida é a conversão de toda energia elétrica em energia térmica, o que, certamente, torna os resultados mais conservadores. Esse método é também conhecido como método da máxima energia incidente e se assemelha ao método de Ralph Lee [10] para os cálculos em corrente alternada.
MÉTODO ARCPRO®
O aplicativo ArcPro®, muitas vezes confundido apenas como um software de simulação, oferece um método de cálculo para a energia incidente. O software, juntamente com o método, foi desenvolvido pela Kinectrics e está atualmente na sua versão 4.0. Apesar de possuir limites de aplicação bem amplos, como pode ser visto na tabela 2, sua utilização se destaca nas tensões acima de 15 kV, onde a norma IEEE-1584:2018 não é aplicável. O ArcPro® tem um diferencial por realizar cálculos de energia incidente para curtos-circuitos trifásicos e/ou em ambientes fechados (painéis elétricos) sem a necessidade de o usuário definir fatores de conversão, uma vez que o software faz a escolha dos fatores automaticamente. Esses recursos não estão disponíveis no método EPRI. A última versão do software, ArcPro® 4.0, incorporou também os cálculos da metodologia IEEE-1584:2018.
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CONSIDERAÇÕES SOBRE NÍVEIS DE ENERGIA INCIDENTE EM TABELAS
Para sistemas com tensões superiores a 15 kV poderia se utilizar, a princípio, o método de Ralph Lee para o cálculo da energia incidente, uma vez que a metodologia não oferece restrições quanto aos níveis de tensão. Contudo, os resultados alcançados com esse método são extremamente elevados para média e alta tensão, sendo na prática resultados irreais [14]. Dessa forma, outros métodos para sistemas de média e alta tensão foram desenvolvidos de maneira a buscar resultados mais satisfatórios, uma vez que a norma IEEE-1584:2018 também não cobre instalações com tensões superiores a 15 kV.
A OSHA (Occupational Safety and Health Administration) na parte 1910, apêndice E (Appendix E to § 1910.269 - Protection From Flames and Electric Arcs) [14] apresenta uma alternativa para se determinar a energia incidente para sistemas com tensões até 800 kV. O NESC (C2, Seção 410, tabelas 410-1 e 410-2) [15] também oferece referências de energia incidente em alta tensão, tendo como arcabouço a mesma metodologia utilizada pela OSHA (software ArcPro®). Em ambos os casos (OSHA e NESC), são utilizadas tabelas para encontrar o nível de energia incidente desejado.
A OSHA fornece tabela que permitem verificar os níveis máximos de energia incidente para faltas monofásicas em ambiente aberto, desde que sejam conhecidos a corrente de curto-circuito e a duração
do arco elétrico. As distâncias de trabalho são definidas pela própria OSHA, sendo os valores válidos para distâncias maiores ou iguais aos valores padronizados. Os comprimentos dos arcos elétricos também são padronizados. Para as tensões de 4 kV a 46 kV, os valores são fornecidos diretamente no texto e são apresentados na tabela 3. Destaca-se que, para as tensões entre 4,0 e 15 kV (primeira linha da tabela 3), recomenda-se o uso da IEEE-1584:2018 para realizar os cálculos. Para as tensões entre 46,1 kV e 800 kV, o comprimento do arco elétrico não foi explicitado no texto. Contudo, o texto informa que os cálculos foram feitos seguindo também as diretrizes OSHA, parte 1910, apêndice B (Appendix B to § 1910.269 - Working on Exposed Energized Parts).
Tabela 3 – Comprimento de arco conforme a faixa de tensão
Tensão (kV)
4,0 a 15 15,1 a 25 25,1 a 36 36,1 a 46
Comprimento do arco (mm) 51 102 152 229
Existem fatores de ajustes, embora não presentes no texto da OSHA, que permitem converter os resultados de energia incidente, fornecidos para curtos-circuitos monofásicos em ambientes abertos (open air), para curtos-circuitos trifásicos em configurações fechadas, ampliando a aplicação do método.
Tabela 2 – Limites de aplicação do software ArcPro® 4.0 [13]
Embora a tabela ofereça um modelo aplicável para tensões até 800 kV, os resultados são um mecanismo auxiliar para a definição da proteção das pessoas e existem limitações que devem ser levadas em conta para o seu uso. Deve-se avaliar o movimento do arco elétrico, tipo de falta (monofásica ou trifásica), efeitos de ambientes fechados e abertos, efeitos do vento etc. [4].
O conjunto de equações, bem como uma análise completa e aprofundada dos métodos apresentados neste fascículo, estarão disponíveis no livro sobre arco elétrico e energia incidente a ser publicado pelos autores ainda em 2025.
[2] Arc Flash Issues in Transmission and Substations Environments – Results from Tests of Long Arcs – Technical Report, EPRI – Electric Power Research Institute, 2011.
[3] OSHA - Occupational Safety and Health AdministrationProtection from Flames and Electric Arc - 1910.269 App E - Subpart R.
[4] Projeto ABNT/ CB-003 NBR 17227, Arco elétrico – Gerenciamento de risco de energia incidente, precauções e métodos de cálculo, 2025.
[5] Long arc in free air: Laboratory testing, modelling, simulation and model-parameters estimation, V. V. Terzija, H.J. Koglin, IEEE Proceedings – Generation, Transmission and Distribution, 2002.
[6] NFPA 70E: Standard for Electrical Safety in The Workplace. National Fire Protection Association (NFPA), 2024.
[7] Arc Flash Calculations for Exposures to DC Systems, Daniel R. Doan, IEEE Transactions on Industry Applications, vol. 46, nº 6, dezembro de 2010.
[8] DC-Arc Models and Incident-Energy Calculations, Ravel F. Ammerman, Tammy Gammon, Pankaj K. Sen, John P. Nelson, IEEE Transactions on Industry Applications, vol. 46, nº 5, outubro de 2010.
[9] Electric arcs in open air, A. D. Stokes, W. T. Oppenlander, J. Phys. D, Appl. Phys., vol. 24, no. 1, pp. 26–35, Jan. 1991.
[10] The Other Electrical Hazard: Electric Arc Blast Burns, R. H. Lee, IEEE Transactions on Industry Applications, vol. IA-18, no. 3, pp. 246251, Jun. 1982.
[11] Simple improved equations for arc flash hazard analysis, R. Wilkins, in Proc. IEEE Elect. Safety Forum, Aug. 30, 2004, pp. 1–12.
[12] Arc Flash Hazard Analysis and Mitigation. J. C. Das. Impresso por Wiley-IEEE Press, 2020, Hoboken, New Jersey, Estados Unidos.
[13] User Manual ArcPro® TM, Version 4, KINECTRICS INC., Toronto, Ontario, Canada.
[14] Protection from Flames and Electric Arc - 1910.269 App ESubpart R, OSHA - Occupational Safety and Health Administration.
[15] NESC - National Electrical Safety Code - Tabelas 410-2 e 410-3.
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 4
A importância estratégica da operação e manutenção
Por Rogério Pereira de Camargo, Celso de Azevedo¹ e Jorge Raul Bauer²
No capítulo III, descrevemos os aspectos e dificuldades para a implantação dos projetos de transmissão de grande porte. Neste capítulo, iremos abordar uma fase, às vezes negligenciada no Plano de Negócios por alguns investidores, muitas vezes pela falta de experiência, ou por serem mal orientados no levantamento dos dados de entrada para a modelagem na fase de pré-leilão.
Destaca-se que todas as concessões de transmissão seguem orientações rígidas em relação à manutenção dos equipamentos, formalmente definidas pelo Plano de Manutenção, que é informado ao ONS, e aderentes aos requisitos estabelecidos pela ANEEL por meio de resolução. Neste sentido, a manutenção dos ativos de transmissão passou a ter diretrizes e regras de fiscalização, até então inéditas no setor. Assim, foram impostos aos agentes requisitos de manutenção quanto à periodicidade e atividades mínimas a serem realizadas nos equipamentos das subestações e das linhas de transmissão da rede básica, que formam o SIN-Sistema Interligado Nacional.
Trataremos aqui de dois pontos importantes: os desafios e dificuldades para a implantação da estrutura de operação e manutenção de um projeto de grande porte em área que adentra a Amazônia Legal com todas as dificuldades de acesso e logística que um empreendimento localizado em regiões remotas oferece. E na segunda parte desta matéria, iremos abordar a gestão de ativos e apresentar algumas metodologias que estão sendo usadas para otimizar os custos de OPEX, através de métodos e ferramentas para a melhoria global do desempenho operacional (baseada na relação Risco/Custo).
OS GRANDES PROJETOS E OS DESAFIOS PARA ESTRUTURAR A OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO EM REGIÕES REMOTAS DA AMAZÔNIA LEGAL.
Como exemplo e estudo de caso, iremos apresentar a Linha de Transmissão XRTE, um dos maiores e mais estratégicos empreendimentos do setor elétrico nacional, que atravessa áreas remotas da Amazônia Legal para viabilizar o escoamento de energia gerada nas regiões Norte e Nordeste do Brasil. Com mais de 2.500 quilômetros de extensão, o projeto se destaca não apenas por sua dimensão e complexidade técnica, mas também pelos desafios logísticos, ambientais e humanos envolvidos na implantação de sua estrutura de operação e manutenção. Em um país de dimensões continentais como o Brasil, a execução de uma obra dessa magnitude exige soluções inovadoras, planejamento integrado e uma forte capacidade de adaptação a cenários extremos.
A Linha de Transmissão ±800kV CC Xingu – Terminal Rio (Bipolo) foi projetada e construída com o objetivo de atender as necessidades técnicas do SIN (Sistema Interligado Nacional) com o escoamento da energia gerada pela UHE Belo Monte, localizada na bacia do Rio Xingu, no norte do estado do Pará, até a região sudeste do país, atendendo rigorosamente as exigências e normas dos órgãos ambientais, garantindo assim, o menor impacto possível ao meio ambiente durante a fase de construção, bem como na fase de operação do empreendimento. A construção de uma linha de transmissão, independente da extensão, classe de tensão e
potência a ser transmitida, não é uma tarefa trivial. Existem inúmeros parâmetros a serem analisados.
Durante sua implantação, encontrou-se as mais diversas condições, pois em um país continental como é o Brasil, percorrer 2.543,5 km proporciona uma grande variedade de terrenos, condições climáticas, topografia, etc. Entre os principais desafios, a escolha do traçado, o projeto, a logística de materiais e a forma de administrar os contratos certamente se destacaram.
A LT foi concebida levando em consideração as mais diversas características das regiões a serem atravessadas. Como principais características, podemos destacar que: atravessa 3 regiões do país –Norte, centro-oeste e sudeste em 5 estados – Pará, Tocantins, Goiás,
Minas Gerais e Rio de Janeiro, cortando 81 municípios, possui 4.448 estruturas, com 30.850 km de cabos condutores (68.500 toneladas), contempla 29.845 hectares de faixa de servidão instituída e 3.898 propriedades regularizadas (94% das tratativas amigáveis) e 18 programas ambientais.
E nesse contexto, a implantação da operação e manutenção com suas bases operacionais foi outro ponto crítico. Como as estruturas de apoio precisam ser posicionadas de maneira estratégica para garantir tempo de resposta adequado, a definição de suas localizações levou em conta não apenas a distância entre os vãos de linha, mas também a disponibilidade de infraestrutura local mínima. Isso reduziu significativamente as opções viáveis. Em alguns trechos, foi necessário construir estruturas do zero, o que exigiu mobilização prévia de materiais e contratação de mão de obra local. A seguir, vamos comentar de maneira breve alguns aspectos.
Visando minimizar os tempos de atendimento, logística, recursos e gastos, a manutenção da LT foi concebida mantendo-se a divisão em 10 trechos, ou seja, foram instaladas 10 bases de manutenção com as suas respectivas equipes técnicas. Nessas sedes também ficam os materiais sobressalentes e equipamentos. Segue abaixo a divisão entre as 10 sedes, conforme a Tabela 1.
As equipes alocadas nas sedes são responsáveis por realizar inspeções periódicas, manutenções, relatórios, levantamentos de serviços, fiscalização de serviços contratados e atendimentos emergenciais. Assim, a fim de otimizar o deslocamento das equipes ao longo desta linha de transmissão de grande extensão, foram adquiridos localizadores de defeitos a fim de indicar de forma mais assertiva a localização de uma possível falha na linha.
MANTER PARA FAZER FUNCIONAR: OS DESAFIOS DE ENGAJAR EQUIPES DE O&M EM PROJETOS REMOTOS DA AMAZÔNIA LEGAL
A operação e manutenção de ativos de infraestrutura de transmissão em regiões remotas é, por si só, um desafio logístico e técnico considerável. Quando o cenário envolve empreendimentos de grande porte que adentram a Amazônia Legal, como o projeto da Linha de Transmissão XRTE, as dificuldades se multiplicam – e não
apenas no campo operacional, mas sobretudo na gestão de pessoas. A presença de técnicos, eletricistas, operadores e engenheiros em regiões isoladas exige mais do que estratégia: exige sensibilidade humana e visão de longo prazo.
Manter a confiabilidade e a disponibilidade de um sistema de transmissão em áreas de difícil acesso depende diretamente da performance das equipes alocadas. No entanto, as adversidades climáticas, o isolamento geográfico, a ausência de serviços urbanos básicos e a dificuldade de deslocamento criam um ambiente de trabalho que demanda atenção especial à motivação dos colaboradores. A permanência prolongada longe de centros urbanos implica em desgaste emocional e físico. A conectividade limitada, a distância de familiares e a escassez de entretenimento ou suporte psicológico contribuem para uma sensação de exílio profissional, que, se não for bem administrada, compromete o desempenho técnico. A variação climática da floresta amazônica, com alta umidade e dificuldade de locomoção em períodos chuvosos, impõe obstáculos à rotina e gera um nível elevado de esforço diário.
Para além de remuneração competitiva e benefícios, manter o engajamento em regiões remotas requer políticas claras de valorização. Rodízio de equipes, escalas inteligentes que permitam períodos regulares de descanso fora da região,
alojamentos confortáveis e alimentação de qualidade são pontos básicos. Somam-se a isso programas de qualificação contínua, reconhecimento por desempenho e, quando possível, a oferta de benefícios para as famílias dos profissionais. A comunicação constante com as bases administrativas, mesmo que remota, também fortalece a percepção de pertencimento. Iniciativas como rodas de conversa com a alta liderança, uso de ferramentas digitais de acompanhamento e feedback, e incentivos ao protagonismo técnico contribuem para que o colaborador se sinta parte do propósito e não apenas mais um executor de tarefas.
Outro ponto crítico é a autonomia operacional das bases locais. Ao empoderar gestores de O&M in loco com capacidade decisória proporcional à sua responsabilidade, cria-se uma cultura organizacional mais ágil e adaptada à realidade de campo. Essa autonomia deve vir acompanhada de forte cultura de segurança, valorizando a integridade física dos profissionais diante dos riscos naturais da região.
Em projetos como a XRTE, onde a fronteira entre civilização e natureza ainda está em construção, o sucesso da operação vai além da tecnologia embarcada. Por trás de cada torre inspecionada ou transformador monitorado, há uma liderança consciente, ou seja, há uma pessoa. Manter essas pessoas motivadas e produtivas é a verdadeira chave para a perenidade do investimento.
Nesse contexto, a valorização do capital humano deve caminhar lado a lado com o uso estratégico das metodologias de gestão de ativos. Afinal, garantir a continuidade operacional e a sustentabilidade econômica de um empreendimento dessa magnitude exige mais do que presença em campo: exige decisões baseadas em dados, análises de risco e equilíbrio inteligente entre custo e desempenho. É nesse ponto que entram as ferramentas como aliadas da operação no longo prazo conforme serão apresentadas na seção a seguir.
GESTÃO DE ATIVOS - METODOLOGIAS USADAS PARA OTIMIZAR OS CUSTOS (OPEX) E INVESTIMENTOS (CAPEX), ATRAVÉS DE TÉCNICAS E FERRAMENTAS VISANDO A MELHORIA GLOBAL DO DESEMPENHO OPERACIONAL FOCADO NO NEGÓCIO DA EMPRESA (RELAÇÃO RISCO/CUSTO E CAPEX/OPEX).
As atividades de O&M historicamente se organizam nas empresas industriais com o objetivo principal de permitir uma produção satisfatória e com uma capacidade reativa e preventiva face aos riscos de falhas dos ativos físicos que suportam a produção. No caso das empresas concessionárias de energia, e em particular, naquelas de transmissão, isso não é diferente.
A lógica produtiva leva as lideranças das empresas a requererem dos operadores uma produção efetiva e de qualidade e às equipes de manutenção, garantias na continuidade da produção, e em caso de falhas dos ativos, o seu pronto restabelecimento.
Inúmeros trabalhos disponíveis concordam que estas finalidades
são mais fáceis de serem enunciadas do que efetivamente realizadas. Ainda que, nas últimas décadas, os progressos nesta área tenham sido consideráveis (tecnologia, materiais, instrumentos, softwares...), a visão gerencial destas funções e do binômio estratégia-ativos encerra ainda margens de progressos importantes.
Um deles é a completa compreensão de como melhor adaptar as estratégias de O&M com as evoluções do desempenho dos ativos ao longo de suas diferentes fases do ciclo de vida.
A emergência da nova disciplina do Asset Management industrial evidenciou esta questão com maior ênfase na medida em que se define como “uma atividade coordenada destinada a extrair valor dos ativos ao longo de todo seus ciclos de vida....” (cf. ISO 55000:2024). O Asset Management não interfere com as funções de O&M visto que esta nova disciplina em nada ambiciona cuidar melhor dos ativos (função O&M) e sim, extrair maior valor dos ativos para o negócio da empresa que os utiliza (cf. ISO 55000:2024). Mais do que isto, O&M é um contribuidor essencial para a criação de valor para a empresa, a partir dos ativos.
Cabe lembrar que existem muitas maneiras pelas quais uma operadora de transmissão (assim como outras empresas do setor elétrico) pode extrair valor de ativos. De acordo com a definição de Gestão de Ativos (acepção em português do termo Asset Management), a realização de valor dos ativos envolve, como já foi dito acima, processos distintos daqueles com intervenções diretas nos ativos. Para se compreender a diferença exata entre Manutenção e Gestão de Ativos, resumidamente diremos que: na manutenção, os operadores atuam nos equipamentos (ativos físicos) para uma entrega direcionada ao equipamento (visando a melhoria do desempenho do ativo).
Na gestão de ativos, os operadores também atuam nos ativos, mas com a nuance de que o resultado visado é uma entrega direcionada ao negócio da empresa (visando a melhoria do desempenho do concessionário e de seu “business”) e não diretamente ao ativo. Observem que essa diferença é notável; o que justifica então o fato de que as técnicas, métodos e ferramentas da gestão de ativos não se confundem com aquelas da manutenção. Perdão de repetir; o primeiro, entrega resultados para o negócio da empresa; o segundo, entrega resultados ao ativo físico.
Historicamente, há várias maneiras como as empresas projetam e definem uma estratégia em favor do desempenho de seus ativos (engenharia de manutenção). Estas são frequentemente baseadas em princípios de gestão de risco por meio de análise de criticidade, diagramas de Pareto ou similares. Essas abordagens visam responder a questões relacionadas à vulnerabilidade de um ativo, produção e/ou dimensões relacionadas à integridade das instalações, tais como os impactos na segurança, saúde e meio ambiente. Assim, presume-se que falhas evitadas são geradoras de valor ou pelo menos promotoras de economias ou despesas evitáveis.
Quanto ao Asset Management, ele introduziu em menos de 40 anos um processo original e inovador que trouxe para a esfera pública/privada e de forma definitiva o conceito da monetização do risco da não-decisão, ou seja, a tradução econômica de riscos
operacionais em valor financeiro e econômico da inação. Esta ideia não é nova, porém, nunca havia sido estruturada de forma tão confiável e adaptada à prática operacional. Hoje, dispomos de ferramentas, métodos e simuladores que nos permitem avançar para a valoração do risco no sentido mais prático. Isto é verdadeiramente inovador e de grande aceitação e adesão concreta. O mundo industrial é capaz doravante, de responder de forma otimizada e em tempo real aos desafios do setor elétrico.
Especialistas concordam que o paralelismo dos custos gerados pela decisão com a exposição ao risco da não-decisão (que necessariamente se transformará em custos) é uma alavanca central no esforço para enfrentar os desafios estabelecidos nos setores industrial e de infraestrutura ao redor do mundo. É preciso antecipar de maneira objetiva e demonstrável as consequências de cada decisão tomada pela liderança para se alcançar as escolhas ótimas, ou, pelo menos, poder evitar escolhas que levem a consequências não avaliadas.
O Asset Management propicia uma mentalidade comum e uma lógica adaptada a cada situação e fundamentada em informações pertinentes e notadamente aquelas voltadas ao conhecimento dos profissionais próximos dos problemas tais como esses problemas são vividos, técnica e economicamente.
Com o desenvolvimento de metodologias específicas da disciplina de Gestão de Ativos (trade off Custo/Risco; Capex/Opex; Curto/Longo Prazo) o feedback acumulado ao longo dos últimos 30 anos dessas práticas abre novas perspectivas inovadoras para processos de suporte à decisão, igualmente nos operadores de transmissão.
Observamos desde então que a realização de valor a partir de ativos com base em “trade off” Risco/Custo ou Capex/Opex pode surpreender a intuição ou pelo menos aquela percepção que temos de soluções clássicas centradas nos ativos. Neste contexto, destacamos duas grandes descobertas que agora são comprovadas cientificamente:
• A primeira é que a maioria das manutenções preventivas (O&M) não são economicamente sensíveis ao aumento da periodicidade pré-fixada inicialmente. Milhares de simulações custo/risco realizadas e disponíveis evidenciam as margens de ganhos existentes no aumento das periodicidades de manutenção preventivas promotoras de ganhos econômicos sem aumento da exposição aos riscos.
• A segunda é a evidência de que o momento ideal para substituir ativos em fim de vida depende mais dos novos ativos (candidatos) do que do atual a ser substituído. Este progresso científico contraria, com forte economia, o antigo hábito de se buscar identificar o momento de substituição de um ativo em fim de vida por um novo, baseando-se nos históricos técnicos e econômicos do ativo velho. Sabe-se desde então que o progresso sob vários aspectos da oferta de ativos novos condiciona o fator determinante para a decisão do momento mais oportuno de substituição em mais de 90% das simulações disponíveis.
Enfim, para que as transmissoras realizem a extração otimizada do valor resultante de seus ativos, precisa-se conhecer os vários cenários disponíveis, em termos dos “trade-off” CUSTO/ RISCO e CAPEX/OPEX, os quais, por sua vez, permitirão o desenvolvimento de estratégias bemsucedidas. Aceitar o caráter inerente do risco não significa que se esteja disposto a suportar seus efeitos, pelo contrário, nossa ideia é que o risco deve ser controlado para transformá-lo em fonte de benefícios e lucro as empresas e as comunidades servidas.
CONSIDERAÇÕES FINAIS
A implantação da estrutura de operação e manutenção de um projeto como a XRTE em uma região remota da Amazônia Legal impôs uma série de desafios técnicos, logísticos e humanos, que exigiram soluções inovadoras e grande capacidade de adaptação. A experiência reforça a importância do planejamento integrado desde os primeiros estágios do projeto, com foco na sustentabilidade, na eficiência operacional e na valorização do capital humano.
Nesse contexto, destaca-se o papel fundamental das equipes de O&M, cuja motivação, engajamento e capacitação contínua foram essenciais para a superação dos obstáculos diários impostos pelo isolamento geográfico e pelas adversidades ambientais. Investir no bem-estar, na qualificação e no sentimento de pertencimento dessas pessoas mostrou-se um diferencial competitivo para garantir a confiabilidade da operação e a retenção de talentos em um cenário desafiador.
O caso da XRTE mostra que, apesar das adversidades, é possível garantir a confiabilidade e a continuidade do serviço de transmissão de energia em contextos extremos, desde que haja comprometimento com a excelência técnica, respeito às especificidades regionais e capacidade de articulação entre diferentes áreas da empresa. Este aprendizado contribui não apenas para a consolidação do projeto em si, mas também serve como referência para futuros empreendimentos de infraestrutura em áreas de difícil acesso no Brasil.
Em um contexto geral, entre as diversas ferramentas que podem contribuir com a melhoria da performance dos ativos, destacamos a adoção de práticas avançadas de Gestão de Ativos em projetos de transmissão como um diferencial estratégico ao permitir decisões mais racionais e orientadas ao negócio, tanto no curto, quanto no longo prazo. A correta análise dos tradeoffs entre CAPEX e OPEX, bem como entre risco e custo, revelou-se fundamental para otimizar o desempenho dos ativos e garantir maior previsibilidade operacional. Mais do que manter equipamentos em funcionamento, trata-se de alinhar as decisões técnicas às diretrizes do negócio, com foco em sustentabilidade financeira, confiabilidade sistêmica e, sobretudo, geração de valor para a empresa e para a sociedade.
Celso de Azevedo, Ph.D, FIAM¹. é especialista em gestão de ativos, reconhecido principalmente por desenvolver metodologias de alto desempenho no setor elétrico, infraestrutura, serviços públicos e industrial. Suas soluções incluem abordagens para ativos em fase de investimentos ou em fim de vida, autofinanciamento entre Opex e Capex, monetização de riscos da não-decisão e projetos com custo global do ciclo de vida. Fundador e CEO da ASSETSMAN.
Jorge Bauer² é um Executivo do Setor Elétrico com mais de 35 anos de experiência, sendo os últimos 18 como executivo sênior responsável pela implantação de projetos, operação e manutenção de sistemas em grandes empresas da área de Energia, atuando diretamente nos segmentos de transmissão, distribuição e geração, participando ativamente na gestão do relacionamento com associações de setor elétrico brasileiro e argentino, viabilizando grandes projetos e garantindo a qualidade dos serviços contratados. Atualmente é Vice-presidente de O&M da State Grid Brazil Holding, representante da State Grid no Conselho da ABRATE (Associação Brasileira de Empresas de Transmissão) e Vice-presidente do Conselho Diretor da ABRATE.
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
MEDIDAS DE PROTEÇÃO INDIVIDUAL NA NR10 E NR1 - GRO
A NR10, em seu artigo 10.2.9.1, define que: nos trabalhos em instalações elétricas, quando as medidas de proteção coletiva forem tecnicamente inviáveis ou insuficientes para controlar os riscos, devem ser adotados equipamentos de proteção individual específicos e adequados às atividades desenvolvidas, em atendimento ao disposto na NR 6.
Nas condições de riscos elétricos, objeto da Norma, onde as medidas de proteção coletiva forem inviáveis de adoção ou não forem suficientes para a completa prevenção do risco elétrico e, ainda, para atender emergências, e mediante fundamentação técnica cabível, a Norma libera o uso de equipamento de proteção individual – EPI para proteção da segurança e prevenção à saúde dos trabalhadores.
A NR-1 também evidencia a hierarquia das medidas de controle, onde o uso de EPI é considerado a última barreira de proteção para proteção dos trabalhadores ao Perigo Eletricidade e aos riscos elétricos intrínsecos às atividades de operação e manutenção das instalações elétricas.
Importante salientar que o fato de ser a última medida na hierarquia das medidas de proteção não significa que o EPI seja menos importante que as demais medidas (coletivas e administrativas). Ressalta-se que o principal motivo para priorizar outros tipos de medidas de proteção é o fato de que as medidas de proteção individual pressupõem uma exposição direta do trabalhador ao risco, sem que exista nenhuma outra barreira para eliminar ou diminuir as consequências do dano caso ocorra o acidente. Nestas circunstâncias, se o EPI falhar ou for ineficaz, o trabalhador sofrerá todas as consequências do dano.
A utilização de EPI de forma alguma pode se constituir em
justificativa para a não implementação de medidas de ordem geral (coletivas e administrativas), observação de procedimentos seguros e gerenciamento dos riscos presentes no ambiente de trabalho, a fim de que possam ser mitigados. Assim, observada a hierarquia das medidas de controle tomadas para proteger os trabalhadores, a utilização de EPI é a última alternativa, mesmo considerando-se que tais barreiras são imprescindíveis na execução de determinadas atividades. Inquestionável que o uso de EPI para proteção a riscos elétricos, especialmente choque elétrico por contato direto e arco elétrico, é condição intrínseca para os profissionais que executam atividades de manutenção de instalações elétricas no SEP – Sistema Elétrico de Potência e no SEC- Sistema Elétrico de Consumo, bem como para profissionais que realizam atividades em “Proximidade”, conforme requisitos da NR10.
Considerando as premissas apresentadas quanto à hierarquia das medidas de controle estabelecidas nas NR10 e NR1, é fundamental destacar a responsabilidade quanto à especificação, seleção e uso do EPI. Se inadequado, o trabalhador poderá sofrer as consequências, assim como os responsáveis pelo não uso ou pela especificação técnica inadequada dele..
A especificação de EPI para trabalhos com eletricidade requer análise de risco específica das condições laborais praticadas pelo trabalhador, especialmente EPI para proteção ao risco de arco elétrico, onde existem situações como, por exemplo, elevado nível de energia incidente, onde o uso do EPI se torna insuficiente para real proteção em caso de acidente.
Ressalta-se a competência dos profissionais do Serviços Especializados em Engenharia de Segurança e em Medicina do Trabalho (SESMT) na especificação do EPI.
INSTALAÇÕES ELÉTRICAS DE BAIXA TENSÃO | Por
Paulo Barreto
AGRUPAMENTO DE CIRCUITOS
Conforme citado no artigo da edição anterior, para arranjos de condutores e agrupamentos de circuitos não previstos na norma ABNT NBR 5410, a capacidade de condução de corrente pode ser determinada por meio de cálculo, utilizando-se como referência as normas 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).
Com o objetivo de ampliar e melhorar as possibilidades previstas na NBR 5410, durante os estudos de revisão da norma, a Comissão de Estudos propôs a inclusão de duas tabelas e a ampliação de outras duas, tendo como base a norma IEC 60364-5-52.
Com isso, para os métodos de instalação de cabos uni ou multipolares em bandejas perfuradas, bandejas aramadas, suportes,
leitos e assemelhados, o projeto de revisão da norma apresenta as tabelas 18 (fig. 1) e 19 com fatores de correção por agrupamento de circuitos em mais de uma camada de conduto (em substituição à atual tabela 43).
Esses métodos de instalação estão intimamente ligados à possibilidade de ventilação dos condutores. Portanto, destaque-se que para considerar uma bandeja “perfurada” (ventilada), os furos devem ocupar no mínimo 30 % da área da bandeja. Caso contrário, a bandeja deve ser considerada como “não-perfurada”. Por acaso, a maioria das bandejas de mercado são não-perfuradas (apesar de conterem furos).
E a outra melhoria foi a ampliação das atuais tabelas 44 e 45 (tabelas 21 e 22, propostas no projeto de revisão), com mais possibilidades de quantidade de circuitos (fig. 2) – embora os fatores de correção se tornem extremamente baixos.
2
21
Fig. 1 – Extrato da Tabela 18 do projeto de revisão da norma ABNT NBR 5410:2004
Fig.
– Extrato da Tabela
do projeto de revisão da norma ABNT NBR 5410:2004
INSTALAÇÕES ELÉTRICAS DE MÉDIA TENSÃO | Por Marcos Rogério
DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO CONTRA SOBRECORRENTES E MÍNIMA TENSÃO
A ABNT NBR 14039 é a norma brasileira que prescreve as melhores práticas na execução de instalações elétricas em Média Tensão. Nesse contexto, ela se preocupa em prescrever os cuidados com a especificação e a instalação dos diversos equipamentos e a apontar a necessidade da existência de sistemas de proteção para preservar a vida daqueles que trabalham nessas instalações, bem como minimizar os possíveis danos aos equipamentos. Entre as proteções elencadas nesta norma, vamos encontrar a proteção contra sobrecorrente e curto-circuito e a proteção para mínima tensão e falta de fase.
SELEÇÃO DOS DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO CONTRA SOBRECORRENTE
Na subseção 6.3.3.1 - Disposições gerais, somos instruídos sobre a necessidade de que as chaves seccionadoras ou disjuntores sejam operados apenas por pessoas advertidas ou qualificadas:
Os disjuntores e as chaves seccionadoras sob carga devem ser operados em uma única tentativa por pessoas advertidas (BA4) e/ou qualificadas (BA5), conforme Tabela 12.
SELEÇÃO DOS DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO CONTRA CURTOCIRCUITO
Uma das regras mais conhecida em instalações elétricas é aquela que define a necessidade de a proteção para curtocircuito atuar o mais rápido possível. Na subseção 6.3.3.3 lemos:
A proteção contra curtos-circuitos deve ser assegurada por
Código
BA1
BA4
BA5
Classificação Comuns Advertidas
Qualificadas
dispositivos que interrompam a corrente quando um condutor ao menos é percorrido por uma corrente de curto-circuito, a interrupção intervindo em um tempo suficientemente curto para que os condutores não sejam danificados.
Características dos dispositivos de proteção contra os curtos-circuitos
Conforme 6.3.3.5.1, um dispositivo que assegura a proteção contra curtos-circuitos deve atender às seguintes condições:
a) sua capacidade de interrupção deve ser no mínimo igual à corrente de curto-circuito presumida no ponto onde este dispositivo é instalado;
b) o tempo de atuação do dispositivo deve ser menor do que o tempo de circulação da corrente de curto-circuito presumida de forma que a temperatura dos condutores atinja um valor menor ou igual aos valores especificados na tabela 27;
Tabela 27 Isolação
Borracha etileno-propileno (EPR ou HEPR)
Polietileno reticulado (XLPE ou TR XLPE)
Borracha etileno-propileno (EPR 105)
Tabela 12 - Competência das pessoas
Características
Pessoas inadvertidas
Pessoas suficientemente informadas ou supervisionadas por pessoas qualificadas de modo a lhes permitir evitar os perigos que a eletricidade pode apresentar
Pessoas que têm conhecimentos técnicos ou experiência suficiente para lhes permitir evitar os perigos que a eletricidade pode apresentar
Temperatura
máxima no condutor
Aplicações e exemplos -
Pessoal de manutenção e /ou operação trabalhando em locais de serviço elétrico
Engenheiros e/ou técnicos trabalhando em locais de serviço elétrico fechados
c) o dispositivo de proteção deve atuar para todas as correntes de curto-circuito, inclusive para a corrente de curto-circuito presumida mínima, a qual, geralmente, corresponde a um curto-circuito bifásico no ponto mais distante da linha elétrica.
SELETIVIDADE ENTRE DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO CONTRA
SOBRECORRENTES E/OU CURTO-CIRCUITO
A norma também nos lembra, em 6.3.5, da necessidade de se prover seletividade entre as proteções:
Quando dois ou mais dispositivos de proteção forem colocados em série e quando a segurança ou as necessidades de utilização o justificarem, suas características de funcionamento devem ser escolhidas de forma a somente seccionar a parte da instalação onde ocorreu a falta.
DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO CONTRA MÍNIMA TENSÃO E FALTA DE TENSÃO
A proteção contra mínima tensão e falta de fase é extremamente importante em uma subestação MT, pois a atuação com tensões
muito menores do que a tensão nominal da instalação pode danificar os equipamentos e no caso da total falta de tensão, evitar a ocorrência de um religamento intempestivo da instalação podendo provocar acidentes em operadores e sobrecarga no religamento.
Por ocasião da seleção dos dispositivos de proteção contra mínima tensão e falta de tensão, devem ser satisfeitas as prescrições de 5.5.
Os dispositivos de proteção contra mínima tensão e falta de tensão devem ser constituídos por relés de subtensão atuando sobre contatores ou disjuntores e, ou por seccionadoras para abertura sob carga equipadas com disparador elétrico de abertura.
Os dispositivos de proteção contra mínima tensão e falta de tensão podem ser retardados se o funcionamento do equipamento protegido puder admitir, sem inconvenientes, uma falta ou mínima tensão de curta duração.
A abertura retardada e o restabelecimento dos dispositivos de proteção não devem, em qualquer caso, impedir o seccionamento instantâneo devido à atuação de outros dispositivos de comando e proteção. Quando o restabelecimento de um dispositivo de proteção for suscetível de criar uma situação de perigo, o restabelecimento não deve ser automático.
Normas gerais e normas específicas:
um conceito ainda não suficientemente
claro no setor elétrico
*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.
Vamos começar estabelecendo dois conceitos importantes:
As normas técnicas elaboradas no âmbito do COBEI/ ABNT, tem por objetivo estabelecer requisitos e critérios básicos, apresentando as alternativas aplicáveis que devem ser adequadamente selecionadas – elas não ensinam como fazer, exigindo, portanto, qualificação prévia e senso crítico do profissional;
As normas são elaboradas por diferentes comitês, além de serem regularmente revisadas (idealmente seria a cada 5 anos), por este motivo, eventuais inconsistências e conflitos podem ocorrer em uma norma nova e outra mais antiga, e neste caso recomenda-se seguir o critério da norma mais recente.
A ABNT/CB-003/CE 003:102.001 – Comissão de Estudos Aterramentos Elétricos, adotou, de forma informal, o critério de classificar as normas que elabora em Normas Gerais e Normas Específicas. Este entendimento não está restrito às normas de aterramento, podendo ser estendido naturalmente à normalização em geral. Possivelmente pelo fato de ser um critério informal, ainda não foi bem assimilado pelos profissionais do setor elétrico.
No âmbito do comitê de aterramentos, tem sido adotada a seguinte estrutura para as normas novas e para as revisões: capítulo de definições; capítulo de conceitos básicos e definições de limites de aplicabilidade da norma; capítulos com critérios e padrões básicos aprovados pela comunidade técnica; e anexos com informações complementares e técnicas específicas.
Dentre as Normas Gerais produzidas pelo comitê de aterramentos, podemos citar:
NBR-7117 Parâmetros do solo para projetos de aterramentos
elétricos – Parte 1: Medição da resistividade e modelagem geoelétrica;
NBR-15749 - Medição de Resistência de Aterramento e de Potenciais na Superfície do Solo;
NBR-16254 - Materiais para sistemas de aterramento –Requisitos gerais;
NBR-(Número indisponível) - Sistemas de Aterramento de Instalações acima de 1 kV (em elaboração).
Dentre as Normas Específicas podemos citar:
NBR-15751 - Aterramento de Subestações de Transmissão; NBR-16527 - Aterramento de Sistemas de Distribuição.
NBR-17140 – Aterramento de Estruturas de Linhas de Transmissão Aéreas e Dimensionamento dos Cabos Para-raios; NBR-17176 – Sistema de aterramento de plantas de geração de energia renovável - Parte 1: Parques eólicos.
Dentre as Normas Gerais produzidas por outros comitês, podem ser citadas:
NBR-5410 – Instalações Elétricas de Baixa Tensão; NBR-5419 – Proteção contra Descargas Atmosféricas; NBR-14039 – Instalações Elétricas de Média Tensão; NBR-16384 – Segurança em Eletricidade.
Existem diferenças e complementaridades entre as normas gerais e as específicas. As normas específicas trazem informações que abordam aspectos relativos à instalação a que ela se refere. Exemplificando – a norma NBR-7117 aborda de maneira geral as medições de resistividades do solo para a construção de modelos geoelétricos, tendo em vista projetos de aterramentos.
As normas NBR-17140 e NBR-17176-1 complementam a NBR-7117 e a NBR-15751, com recomendações que visam, especificamente, projetos de aterramento de torres de linhas de transmissão e de parques eólicos.
A norma NBR-15751 está sendo completamente revisada, inclusive possivelmente virá com um novo número, tendo em vista uma abordagem mais sistêmica, com enfoque não apenas na malha de aterramento da subestação, mas considerando também as suas interligações com outras malhas locais, como ocorre em plantas de geração de energia (hidroelétricas, térmicas, UFV e parques eólicos), e em instalações industriais, comerciais e de transporte (ferrovia, metrô, monotrilho etc.). Esta será, sem sombra de dúvida, uma norma geral.
A norma NBR-14039 é uma norma geral para instalações que operam em média tensão. Porém, diferentes tipos de instalação vão ter requisitos próprios, demandando normas específicas, que complementem os seus requisitos de aterramento, como é o caso de UFV e parques eólicos.
Uma norma de características bem gerais é a NBR-15749 que, inclusive, está para passar por uma ampla revisão. Esta norma apresenta um amplo universo de diferentes técnicas de medições de parâmetros associados a malhas de aterramento, sejam resistências/ impedâncias de aterramento, tensões de passo e de toque, ou testes de continuidade. As normas específicas abordam a aplicabilidade destas técnicas de medição em cada tipo de instalação.
É muito importante que a comunidade técnica envolvida com projetos de sistemas de aterramento entenda a complementariedade existente nas normas. Não existe uma norma específica para cada tipo de instalação; sempre há um conjunto de normas ao qual a instalação deve atender. Esta situação pode ser exemplificada com inúmeros exemplos de usos indevidos das normas existentes:
usinas fotovoltaicas – é muito comum o projeto de aterramento da SE Coletora como se a UFV não existisse, apesar de a malha da SE ser uma fração pequena da planta como um todo;
plantas industriais – é usual o projeto de aterramento de subestações de média tensão como se elas fossem completamente independentes da unidade de processo à qual está integrada;
medições com terrômetro em subestações, ignorando-se que uma parcela da corrente de medição simplesmente está indo embora pelos cabos para-raios, o que significa que não se tem a mínima noção da parcela da corrente de medição que fluiu para o solo localmente, pela malha que se quer medir.
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Sistemas de energia
Nestas situações, quando o profissional que realizou o serviço é questionado, é muito comum a resposta “É assim que se faz, está na norma NBR-XYZ”. Trata-se da aplicação dos procedimentos da norma como se fosse o receituário de um bolo, sem nenhuma compreensão da metodologia que está por detrás do conjunto de procedimentos normalizado. Cabe aqui lembrar o início deste artigo “As normas não ensinam como fazer, exigindo, portanto, qualificação prévia e senso crítico do profissional”.
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CIGRE-Brasil cria grupo de trabalho sobre “curtailment”
*Por Alexandre Mollica Medeiros e Katia Cristina Garcia
Historicamente, há uns três anos, as restrições forçadas de geração, também denominadas “curtailment” ou “constrained-off” eram pequenas quando comparadas à potência instalada no sistema interligado brasileiro. Contudo, com o crescimento exponencial das gerações renováveis de eólicas e fotovoltaicas, aliado ao crescimento das micro e minigeração distribuída (MMGD), passou-se a ter, em alguns horários, excesso significativo de geração em relação à carga do Sistema Interligado Nacional (SIN).
Desse modo, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) passou a realizar, quando necessário, restrições de geração significativas em tempo real para manter a confiabilidade do sistema elétrico e o equilíbrio carga x geração. Essas restrições têm implicações econômicas substanciais para geradores e consumidores de energia. Esses eventos criam impactos para o proprietário do ativo e seus investidores na medida em que frustram parte das receitas ao longo da operação da usina ou geram um custo adicional no caso dos autoprodutores.
O CIGRE-Brasil criou um grupo de trabalho (GT) sobre “curtailment” para se debruçar mais detalhadamente neste tema, com a participação de 8 Comitês de Estudos, dentre os 16 que possui, mostrando como este problema é transversal a diversos comitês, com diferentes preocupações e visões sobre o assunto.
Atualmente, no SIN, as novas fontes renováveis já tomaram uma posição importante na nova matriz brasileira. Em abril de 2025, a capacidade instalada de geração de energia no Brasil está em 235 GW (fonte: ONS), com destaque para o crescimento das fontes solar centralizada/sistêmica e MMGD, com 7% e 14% respectivamente, e a eólica, com 13%, enquanto a hidráulica manteve a liderança com 45% de participação.
Somadas, solar e eólica, já alcançam 34% da capacidade da
Comitê de Estudos
CE-B4 Elos de Corrente Contínua e Eletrônica de Potência
CE-B5 Proteção e Automação
CE-C1 Desenvolvimento de Sistemas Elétricos e Economia
CE-C2 Operação e Controle de Sistemas de Potência
CE-C4 Desempenho de Sistemas Elétricos
CE-C5 Mercados de Eletricidade e Regulação
CE-C6 Sistemas Ativos de Distribuição e Recursos Distribuídos de Energia
CE-D2 Sistemas de Informação, Cibersegurança e Telecomunicações
matriz. A previsão é de que, em dezembro de 2029, elas atingim 44,6%, superando a energia hidráulica. Cabe observar que, cerca de 25% do consumo do país em 2024, foi atendido por usinas renováveis, que bateram recordes de suprimento e produção de energia.
Ademais, o efeito do “curtailment” pode ser agravado por limitações na infraestrutura de transmissão, que não acompanham o crescimento da geração renovável em algumas regiões do país, especialmente no Nordeste, onde a produção renovável é muito intensa. A região Nordeste acumulou, até 2024, cerca de 40 GW de eólicas e solares despachadas centralizadamente, o que representa 16% de toda a matriz.
Regulatoriamente, o tema está tratado na REN ANEEL 1030, de 26.07.2022, que entre outras disposições, trata dos procedimentos e critérios para apuração e pagamento de restrição de operação por Constrained-off de usinas eolioelétricas, o que também se aplica às fotovoltaicas.
Desde dezembro de 2024, a ANEEL também está promovendo a 3ª fase da Consulta Pública 45/2019, que propõe critérios operativos para a redução ou definição de limites de geração a usinas ou conjunto de usinas considerados na programação do ONS. A 3ª fase tem o objetivo de melhorar o detalhamento dos fluxos operacionais com análise das implicações do “curtailment”.
Em março de 2025, o Ministério de Minas e Energia criou o Grupo de Trabalho (aprovado na 302ª reunião extraordinária do CMSE), para buscar soluções para mitigar os impactos causados pelos cortes de geração de energia renovável / curtailment, com previsão de reuniões semanais sobre o tema.
O GT Curtailment começou os trabalhos, devendo produzir resultados em curto/médio prazo, com a publicação de artigo e outras publicações que forem pertinentes, sempre com o viés técnico, como é do perfil do CIGRE.
Contribuições
Resposta dos inversores CC/CA nas renováveis. Comportamento da proteção em sistemas com muitos inversores. Planejamento com a inserção maciça das renováveis.
Operação e restrições em sistemas com muitos inversores e fontes intermitentes.
Desempenho dos controles das renováveis Mercados Regulação aplicados ao “curtailment”.
Impactos da geração distribuída no balanço de potência no SIN. Aplicação de sistemas rápidos para garantida da segurança da operação com fontes renováveis.
Segmento de distribuição investe para aumentar resiliência da rede elétrica contra eventos climáticos extremos
Investimentos de R$ 145 bilhões nos próximos quatro anos, projeto de pesquisa e desenvolvimento, e divulgação de informações relevantes estão entre as iniciativas propostas
O aumento da frequência e da intensidade dos eventos climáticos exige atuação rápida e segura pelos agentes do setor elétrico brasileiro. No caso do segmento de distribuição, fortes chuvas e ventos podem danificar a rede, por exemplo, com a queda de árvores. Por outro lado, ondas de calor e secas intensas tendem a aumentar o consumo de energia e sobrecarregar o sistema. Em todas as situações, as distribuidoras de energia atuam para retomar o serviço o mais breve possível à população.
Atentas a essa realidade, as empresas planejam investir R$ 145 bilhões entre 2025 e 2028. Esses valores serão empenhados em implementação e ampliação de redes inteligentes, manutenção, sistemas de proteção avançados e inovações no fornecimento de energia para aumentar a resiliência da infraestrutura diante de cenários mais complexos.
Uma das frentes de mitigação dos impactos desses fenômenos é o projeto de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (PD&I) que verifica as melhores práticas para redução do problema a partir de ações conjuntas entre agentes públicos e privados, inclusive observando a experiência internacional. “As distribuidoras de energia têm buscado iniciativas que aprimorem a cada dia nossa atuação com respostas rápidas para garantir o fornecimento seguro à população”, reforça o presidente da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee), Marcos Madureira.
EVENTOS CLIMÁTICOS EXTREMOS PELO BRASIL
O Brasil, com sua extensão territorial, conta com grande diversidade de recursos naturais e fontes de energia. Por outro lado, as regiões são afetadas por problemas diferentes, que têm efeitos distintos para a sociedade e o setor elétrico. Para dar maior visibilidade a essa discussão, a Abradee, junto à Climatempo e ao EnergyChannel, lançou um e-book com informações confiáveis a respeito do tema.
O documento também apresenta estudos de caso nacionais e internacionais que demonstram boas práticas já implementadas e enfatiza a necessidade de cooperação entre setor privado, governo
e sociedade para garantir a segurança energética do país. Além dos aspectos técnicos, a publicação aborda iniciativas educativas que visam informar a população sobre prevenção de acidentes, consumo consciente e preparação para emergências.
A diretora de Comunicação e Sustentabilidade da Abradee, Cristina Garambone, destaca que não é possível prever quando ou como será o próximo evento extremo. “Por isso, estamos trabalhando em diversas frentes e ações para garantir um segmento cada vez mais resiliente. Nossa intenção com este material é oferecer um guia completo que auxilie na tomada de decisões estratégicas diante desse novo cenário climático”, analisa.
Baixe gratuitamente o e-book.
REVISÃO DA NBR 5419 PREVÊ REDEFINIÇÃO DA ANÁLISE DE RISCO E DA DENSIDADE DE RAIOS
Atualização enviada à ABNT, inclui dados de satélites e sensores de superfície para aprimorar mapeamento de Ng, atualiza materiais condutores e incorpora práticas internacionais mais recentes
Por Matheus de Paula
Após quase uma década da última publicação, a ABNT NBR 5419, norma que estabelece diretrizes para a proteção contra descargas atmosféricas, receberá, em breve, uma atualização, fruto do trabalho da Comissão de Estudos CE-64:10. Com estudos já finalizados, entre os principais pontos propostos pela Comissão, está o reajuste dos valores de Ng, indicador que representa a densidade de raios por quilômetro quadrado ao ano, agora estimado com base em dados mais abrangentes e metodologias técnicas aprimoradas. O texto revisado já foi enviado à Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT) e deverá ser disponibilizado para consulta pública nos próximos meses. A proposta é resultado de anos de trabalho da comissão, que analisou dados, revisou conceitos e buscou alinhar a norma brasileira às melhores práticas internacionais.
Com a atualização da norma, os valores de Ng passarão a ser estimados por município, e não mais por pontos de grade, como na versão anterior. A metodologia empregada para essa nova definição foi desenvolvida pelo Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais (INPE), que liderou o aprimoramento técnico dos critérios de cálculo. A recriação dos mapas contou com o apoio da Universidade Federal do Mato Grosso (UFMT), que aplicou os novos parâmetros na geração dos dados.
Um dos responsáveis pelo processo, Kleber Naccarato, pesquisador titular do INPE e especialista em descargas atmosféricas, detalha a metodologia adotada para o novo cálculo de Ng. Segundo ele, a base da análise foi construída a partir de dados do sensor LIS (Lightning Imaging Sensor, em tradução: sensor de imagem de raios), que operou a bordo do satélite TRMM, da NASA, entre novembro de 1997 e abril de 2015.
“Os dados-base para criação dos mapas são do sensor LIS, que operou a bordo do satélite TRMM da NASA de novembro de 1997 a abril de 2015. Dados recentes de raios provenientes de redes de sensores de superfície, as quais possuem maior precisão e fornecem um detalhamento maior dos raios, foram utilizados para validar a nova metodologia de cálculo, produzindo assim valores de Ng mais realísticos, especialmente nas regiões onde o Ng estava subestimado”.
O projeto de construção do novo mapa foi abraçado pelo Programa de Pós-Graduação em Física Ambiental da UFMT, sendo também conduzido pela Professora Daniela Maionchi, e pelo mestrando Walter Aguiar, que trabalharam em parceria com o INPE.
Doutor e pesquisador da UFMT, o professor Danilo de Souza, que é coordenador do Núcleo interdisciplinar de Pesquisas em Planejamento Energético (NIEPE) e especialista em descargas atmosféricas, também participou da elaboração dos novos mapas de densidade de descargas, em parceria com o INPE, e classifica como “importantes”, as atualizações feitas na norma.
“Não se trata de uma ruptura, como ocorreu na atualização de 2015, mas há mudanças significativas, especialmente no mapa de densidade de descargas e nos critérios de gerenciamento de risco”, explica. Para o pesquisador, atualizações normativas são necessárias diante de três fatores principais: o avanço tecnológico, os resultados de pesquisas científicas e as práticas observadas desde a publicação anterior.
Responsável por reunir e apresentar as propostas de alteração na norma do Grupo de Trabalho 3 (GT-3), no que diz respeito aos danos físicos e materiais, o Comitê contou com a relatoria do engenheiro eletricista José Barbosa, especialista em proteção contra descargas
atmosféricas. Segundo ele, o objetivo central da revisão é atualizar a NBR 5419, alinhando suas diretrizes às práticas internacionais mais recentes. O principal referencial adotado pelo grupo foi a norma IEC 62305, publicada em novembro de 2024, que orienta os sistemas de proteção em diversos países.
“As normas IEC são um resumo de práticas consolidadas no mundo. As potências da engenharia mundial participam da sua construção. A IEC 62305 foi atualizada em 2024 e entendemos que nela há contribuições de boas práticas que poderíamos aplicar na NBR 5419. Logo, pegamos essas práticas e incorporamos ao texto do projeto para a nova NBR5419”, afirma Barbosa.
A proposta de revisão da NBR 5419 já foi encaminhada à ABNT e aguarda abertura de consulta pública, prevista para os próximos meses. Nesta fase, profissionais e instituições do setor elétrico poderão fazer contribuições ao texto, que poderão ou não ser incorporadas ao documento.
ANÁLISE DE RISCO
Outra alteração de grande impacto trazida pela revisão da NBR 5419 diz respeito à análise de risco, especialmente com a atualização do mapa brasileiro de incidência de raios. Conforme explica Normando Alves, especialista em SPDA, diretor da Termotécnica e membro da comissão da NBR 5419 há mais de três décadas. “O mapa que determina estatisticamente a quantidade média de raios que caem por município estava muito ultrapassado. Com a atualização, percebemos que em muitas regiões o número de raios praticamente dobrou em relação à norma de 2015. Uma das grandes mudanças é essa, a análise de risco mudou”, esclarece.
Segundo o especialista, essa mudança implica diretamente na reavaliação de projetos já realizados, com base na versão anterior da norma. “Se você fez um projeto seguindo a NBR 5419:2015 e concluiu, com base na análise de risco, que não precisava de pararaios, ao refazer esse cálculo hoje, provavelmente vai precisar. Eu digo provavelmente porque não é obrigatório. São recomendações técnicas, não imposições legais”, acrescenta.
Para Normando, essa atualização representa também uma oportunidade. “Existe um mercado que se potencializa com a nova norma, que é a revisão de projetos existentes. Para os profissionais da área, surgem mais oportunidades de aplicar engenharia nesses projetos. E os novos, claro, seguirão as novas regras”.
As novas especificações da norma, segundo José Barbosa, deverão nortear alterações relevantes em projetos atingidos pela norma. “Projetos em desenvolvimento deverão ser atualizados, instalações em execução ou já concluídas poderão seguir a versão anterior, embora seja recomendável a atualização, que nem sempre implica aumento significativo de custos. A versão anterior trouxe grandes mudanças e, após dez anos de aplicação, permitiu ajustes pontuais”.
PROTEÇÃO DOS EQUIPAMENTOS E INTEGRAÇÃO ENTRE SISTEMAS
Além das atualizações nos critérios de gerenciamento de risco e nos mapas de densidade de descargas elétricas, a revisão da norma reforça a importância da proteção dos sistemas elétricos e eletrônicos internos contra surtos induzidos por descargas atmosféricas. Neste contexto, os Dispositivos de Proteção contra Surtos (DPS), ganham destaque como parte integrante das estratégias de mitigação de danos.
Sérgio Santos, especialista em proteção contra surtos, consultor da Embrastec e membro da comissão revisora, ressalta que a correta especificação e aplicação dos DPS deve considerar toda a lógica estrutural da norma. “Da forma indicada nas partes 3 e 4 da norma, que levam justamente em conta este aspecto, do ponto de vista do projetista, a especificação do DPS começa na parte 2, gerenciamento de risco, seguindo nas partes 3 e 4. O DPS integra tanto o SPDA, quanto o MPS (Medidas de Proteção contra Surtos)”, explica. Essa visão apontada pelo especialista reforça o entendimento de que a proteção contra descargas atmosféricas não se limita ao para-raios ou ao sistema de captação externa, mas abrange também as medidas de proteção internas e coordenadas, como o uso de DPS, para garantir a continuidade das operações e a segurança dos equipamentos e das pessoas.
BASE TÉCNICA X USO DE MATERIAIS
Mesmo com a revisão em andamento, a base técnica da norma técnica sobre proteção contra descargas atmosféricas permanece inalterada. Os três métodos de captação (Franklin, gaiolas ou malhas, e esfera rolante) seguem como pilares do sistema de proteção, reconhecidos internacionalmente e tecnicamente consolidados. Estes protocolos servem para definir a área de cobertura de um sistema de proteção contra raios, ou seja, ajudam a determinar onde os captores devem ser posicionados e qual o raio de proteção oferecido por eles. O Método do ângulo (ou Franklin, como era chamado antigamente) considera um ângulo específico de proteção em relação à altura do captor. É uma solução rústica, baseada no método da esfera rolante, para estruturas de pequeno porte. Já o método das malhas consiste na instalação de uma rede de condutores metálicos sobre a cobertura da edificação, formando o topo do que se conhece como uma “gaiola de Faraday”. Essa configuração permite que a corrente da descarga atmosférica seja distribuída por diversos caminhos, reduzindo riscos e garantindo maior segurança, sendo ideal para galpões redução do impacto estético nas edificações. Por fim, o método da esfera rolante, conhecido também como eletrogeométrico, utiliza uma esfera imaginária com raio definido que “rola” sobre a estrutura analisada. Os pontos tocados por essa esfera são considerados suscetíveis ao impacto direto de raios, sendo
esse o método mais preciso, recomendado principalmente em projetos complexos ou de grande porte.
Apesar da manutenção da base técnica dos métodos de captação, a revisão da norma trouxe alterações relevantes em outras frentes, como nos materiais dos subsistemas de captação, descida e aterramento, conforme explica o especialista Normando Alves. “Entre as mudanças, está a inclusão do cabo de aço cobreado. O cabo de aço galvanizado já era previsto na norma, mas o cobreado ainda não constava e agora foi incorporado. Trata-se de um avanço, pois esse material é amplamente utilizado no mercado, principalmente por reduzir os riscos de furto. O cabo de cobre, quando instalado, costuma ser alvo de roubo. Já o cobreado, por ser composto por cerca de 90% de aço e apenas revestido com uma camada de cobre, não atrai tanto interesse para esse tipo de crime”, explica.
Segundo o especialista, a nova edição também ampliou significativamente a abordagem voltada à proteção da vida. “A segurança pessoal nunca teve uma dedicação tão grande como está tendo com essa nova norma”, afirma. A norma passa a exigir maior atenção à mitigação de tensões de toque e de passo, com impacto direto na concepção de sistemas mais seguros. “Com base nos novos requisitos, o mercado desenvolveu produtos voltados à mitigação de tensões de toque e de passo, com foco direto na preservação da vida humana”, complementa.
Para Normando, as atualizações refletem um movimento natural de evolução técnica e trazem benefícios para toda a cadeia envolvida: “Sempre que uma norma é atualizada, surgem exigências mais rigorosas, e isso movimenta o mercado de instalações, fabricantes, engenheiros, ou seja, todo o setor é impactado. No fim, o cliente final ganha em segurança, e toda a sociedade se beneficia de sistemas mais eficazes e confiáveis.”
HISTÓRICO DA ABNT NBR 5419
A NB-165 foi a primeira norma nacional que tratou da proteção contra descargas atmosféricas. Redigido entre a década de 1940 e 1950, o documento possui seis páginas e teve como base as normas da Bélgica e representou um marco inicial na normatização do tema no país.
A primeira revisão ocorreu em 1970, incorporando influências de documentos norte-americanos. Já em 1977, foi publicada a segunda revisão, quando o texto passou a ser denominado oficialmente como NBR 5419 – Proteção de estruturas contra descargas elétricas atmosféricas. Nessa versão, a norma teve seu conteúdo expandido para 16 páginas, refletindo a evolução do conhecimento técnico sobre o assunto.
A terceira revisão veio em 1993, com a fundamentação da norma IEC 61024-A e B, conferindo maior aderência aos padrões internacionais. Essa edição permaneceu em vigor até 2001, quando foi publicada uma nova versão, com atualizações dos avanços técnicos do período. Em agosto de 2005, a norma passou por mais uma revisão, mantendo a estrutura anterior, mas incorporando aprimoramentos importantes com base na experiência acumulada na aplicação da norma no Brasil.
A mudança mais significativa, no entanto, ocorreu em 2015, com a publicação da ABNT NBR 5419. Dividida em quatro partes: princípios gerais; gerenciamento de risco; danosas físicas a estruturas e perigos à vida; e sistemas elétricos e eletrônicos internos à estrutura. A atualização de 2015 adotou integralmente os conceitos da IEC 62305, promovendo uma reestruturação completa da norma brasileira e ampliando sua abrangência, especialmente nos temas de análise de risco e proteção interna.
Equipamentos para T&D de Energia
Nesta edição, reunimos os principais fabricantes, distribuidores e fornecedores de equipamentos voltados à Transmissão e Distribuição (T&D) de energia elétrica. Essencial para a segurança, confiabilidade e eficiência do sistema elétrico nacional, esse conjunto de tecnologias envolve desde transformadores, disjuntores e seccionadoras até sistemas de proteção, controle e automação aplicados em subestações e linhas de transmissão. Trata-se de um elo estratégico que garante o fluxo contínuo de energia, conectando a geração ao consumo em diferentes níveis de tensão.
Fabricante de produtos para distribuição de energia
Distribuidora de produtos para distribuição de energia
Fabricante de produtos para transmissão de energia
Distribuidora de produtos para transmissão de energia Distribuidores de materiais elétricos Revendas de materiais elétricos Venda direta ao cliente final Internet Distribuição de energia elétrica Transmissão de energia elétrica Montagem de redes de distribuição Montagem de redes de transmissão Engenharia Manutenção de redes Montagem de equipamentos Possui serviço de atendimento ao cliente por telefone e/ou internet Tem corpo técnico especializado para oferecer suporte ao cliente Oferece treinamento técnico para os clientes Possui programas na área de responsabilidade social Exporta produtos acabados Importa produtos acabados
Possui certificado ISO 9001(qualidade) Possui certificado ISO 14.001 (ambiental) Subestações de média tensão Painéis Fusíveis
Interruptores Transformadores de potência Uso interno Uso externo Sem abertura em carga Com abertura sob carga Religadora Uso interno Uso externo Anunciador de alarme Automação de estações Proteção contra arco Transdutores Relés de estado sólido Relés eletromecânicos Instrumentos para monitoramento de qualidade de energia Automação de subestações
Isoladores de porcelana Isolador polimérico Encapsulados De corrente De potencial Reguladores de tensão Indicadores de tensão
Compensação serial Compensação paralela Compensação em tempo real Filtro de harmônicas Equipamentos para inspeção termográfica Equipamentos para medição e ediagnóstico Equipamentos para análise e regeneração de óleo isolante Equipamentos georreferenciados
x x x x Encapsulados x x x x x x x x x x Cabos aéreos
Especiais
x x x x x x x x Cabos subterrâneos Cabos submarinos x x
Conectores
Emendas
Terminações
Espaçadores
Cerâmica
Poliméricos
Vidro
Compensação serial
Compensação paralela
Compensação em tempo
Filtro de harmônicas
Equipamentos para inspeção termográfica
Equipamentos para medição e ediagnóstico
Equipamentos para análise e regeneração de óleo isolante
Equipamentos georreferenciados
Inovação
Energia em Transformação: A Contribuição das Mulheres para a Transição Energética
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.
No dia 2 de abril, durante o T&D Energy 2025, realizou-se o lançamento do livro Energia em Transformação: A Contribuição das Mulheres para a Transição Energética, obra coletiva escrita por 54 autoras atuantes em diferentes segmentos do setor elétrico brasileiro, tais como geração, transmissão, distribuição, comercialização, inovação e eficiência energética. A publicação propõe uma visão integrada do setor, destacando não apenas aspectos técnico-operacionais, mas também as mudanças estruturais e culturais necessárias para consolidar uma transição energética justa e inclusiva., juntas, uma obra tão representativa para o setor elétrico brasileiro.
O primeiro capítulo dedica-se à transição energética sob múltiplas perspectivas: discute a transformação das economias, a complexidade do Sistema Interligado Nacional (SIN), o papel do setor jurídico nas distribuidoras, o impacto da liderança feminina em comunicação e marketing, e apresenta um programa de gerenciamento de riscos adaptado às recentes alterações na legislação trabalhista no contexto da transição energética. No segundo capítulo, a gestão de ativos é analisada a partir do perfil profissional híbrido que emerge no mercado de energia, ressaltando como a atuação multifuncional e a presença de mulheres no setor representam ativos estratégicos para enfrentar as novas exigências de eficiência e sustentabilidade. O terceiro capítulo aborda a geração de energia por meio de estudos de caso que abrangem desde o inventário hidrelétrico binacional da bacia do Rio Madeira (Brasil–Bolívia) até a manutenção e segurança de barragens, passando pela concepção, definição de potência e construção de usinas hidrelétricas. Inclui-se também a análise de projetos emblemáticos de energia solar fotovoltaica no Rio Grande do Sul, evidenciando não apenas os avanços técnicos, mas também os impactos socioambientais dessas iniciativas. No quarto capítulo, são tratados os leilões de transmissão e as etapas construtivas
de linhas de alta tensão, a implementação de sistemas HVDC, os desafios para conexão de novas usinas ao SIN, a manutenção de ativos de transmissão e o uso de realidade virtual para treinamentos em subestações, destacando práticas inovadoras que aumentam a resiliência do sistema.
O quinto capítulo explora a distribuição de energia a partir
de casos de integração de planejamento de investimentos e controle financeiro, da implantação de linhas subterrâneas de alta tensão e da modernização de redes para equilibrar sustentabilidade e eficiência. Discute-se também o avanço de modelos de manutenção, a presença feminina em serviços de campo, a segurança de projetos energéticos e a relação entre energia, segurança alimentar e sustentabilidade, além da evolução no atendimento ao cliente. No sexto capítulo, o foco recai sobre o mercado livre de energia, enfatizando o papel das comercializadoras na conexão entre sustentabilidade e competitividade, a formação de preços comparada internacionalmente, inovações em precificação e projeções para a cobertura total do mercado livre no Brasil.
O sétimo capítulo trata de inovação e eficiência energética, abordando a transformação tecnológica por meio de redes inteligentes, hidrogênio verde, programas de pesquisa e desenvolvimento, eficiência em edificações e segurança cibernética na transição energética. A narrativa enfatiza o protagonismo das pessoas na adoção de novas tecnologias e na aceleração do processo de transformação do setor. Por fim, o oitavo capítulo, intitulado “Por um Setor Elétrico Resiliente”, propõe diretrizes para políticas públicas e estratégias institucionais que assegurem sustentabilidade, confiabilidade e equidade, com foco na digitalização de processos, integração de fontes renováveis e fortalecimento de redes de distribuição inteligente.
Embora seja resultado do esforço de autoras mulheres, Energia em Transformação não se limita a apresentar uma “visão feminina” do setor; ao contrário, reúne conteúdos destinados a quem busca compreender, de maneira abrangente, o funcionamento do setor elétrico num contexto de grandes transformações estruturais e culturais. Cada capítulo reflete a expertise de quem vivenciou desafios de projetos reais de transição energética, comprovando que o setor será fortalecido à medida que se tornar cada vez mais diverso e inclusivo.
A modernização do setor elétrico brasileiro passa pela diversificação da matriz, pela abertura de mercado, pela operação e manutenção qualificadas e pela promoção da eficiência energética, elementos que consolidam uma transição capaz de gerar impactos sociais positivos. Essa transformação, que envolve incorporar fontes renováveis, digitalizar processos e valorizar o capital humano, tem, sem dúvida, a participação feminina: autoras que lideram, pesquisam, ensinam e atuam em cada elo da cadeia, derrubando estereótipos e ampliando horizontes. Energia em Transformação é, portanto, muito mais
do que uma coletânea de artigos técnicos: é um retrato vívido de um setor em movimento, guiado por vozes diversas que mostram que energia também é sinônimo de equidade e inclusão.
Convido, portanto, todos os leitores da coluna Inovação e Equidade no Setor Elétrico a mergulharem nessa obra: não apenas para conhecer casos de sucesso, mas para entender por que, hoje mais do que nunca, a pluralidade de vozes femininas é essencial para construir o futuro energético que desejamos.
Conexão Regulatória
Um apagão e duas perguntas:
O excesso de energia renovável compromete o fornecimento? A nossa cibersegurança é segura?
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.
Oapagão na Península Ibérica foi um dos mais graves da história recente da região, afetando quase todo o território continental de Espanha e Portugal. Considerando-se as especulações iniciais sobre possíveis causas, o evento trouxe dois grandes e pertinentes questionamentos sobre transição energética e geopolítica em tempos de guerra. Independente da resposta, qualquer uma delas nos revela um cenário preocupante para o nosso futuro na jornada da transição energética: 1. O excesso de energia renovável compromete o fornecimento? E 2. A nossa cibersegurança é segura?
O evento começou no dia 28 de abril de 2025, por volta das 12h30 na Espanha, quando a frequência da rede elétrica caiu de 50 hertz para 49 hertz, causando a desconexão de cerca de 15 gigawatts (GW) de geração, o que representava 60% da demanda do país naquele momento.
O operador do sistema elétrico espanhol, Red Electrica – REE (www. ree.es/es), mencionou que houve dois eventos de desconexão no sudoeste da Espanha, onde há grande geração de energia solar. Além disso, foram identificadas três falhas na geração de eletricidade em Granada, Badajoz e Sevilha, segundos antes do apagão. O governo espanhol está analisando milhões de dados para determinar a causa exata.
Portugal, que tem uma forte interconexão elétrica com a Espanha, foi afetado imediatamente, reduzindo sua capacidade de atendimento à demanda de quase 6 GW para praticamente zero. O apagão interrompeu comércios, indústrias, trens, metrôs e serviços hospitalares, além de deixar indisponíveis os dados móveis.
A recuperação da rede elétrica foi um processo técnico lento, exigindo o uso de centrais com capacidade de arranque autônomo (black start), como a hidrelétrica de Castelo de Bode e a central de ciclo combinado a gás da Tapada do Outeiro, que ajudaram a restabelecer o fornecimento. A energia foi completamente restaurada apenas na madrugada do dia seguinte.
O apagão ainda está sendo investigado, mas algumas informações já foram divulgadas . As autoridades descartaram (por enquanto) a possibilidade de um ataque cibernético (que será tema das próximas colunas). Atualmente, uma investigação está em andamento para determinar as causas exatas do apagão. A Rede Europeia de Operadores de Redes de Transporte de Eletricidade (ENTSO-E) classificou o evento como um “Blackout ICS 3”, o grau mais elevado na escala de classificação
de incidentes. Um painel de especialistas foi formado para apurar responsabilidades e propor medidas para evitar novos apagões dessa magnitude.
A principal hipótese envolve a falta de inércia no sistema elétrico, um atributo físico de grandes turbinas rotativas que suaviza flutuações de frequência. Como já tratado nesta coluna inúmeras vezes, fontes renováveis, como a energia solar fotovoltaica, não fornecem essa inércia física, tornando sistemas altamente dependentes dessas fontes mais vulneráveis a distúrbios na rede.
No momento do incidente, mais de 50% da geração de energia na Espanha vinha de usinas solares, o que pode ter contribuído para a instabilidade, neste sentido, o Instituto alemão Fraunhofer ISE chegou a sugerir que as oscilações de frequência observadas podem ter sido efeitos secundários da instabilidade na rede elétrica, e não a causa principal do apagão.
Regras de operação dos geradores. De acordo com os códigos de rede, os geradores devem ser capazes de suportar LVRT (Low Voltage Ride Through) e HVRT (High Voltage Ride Through), garantindo que continuem operando mesmo diante de variações de tensão. Todavia, se os limites de tensão forem excedidos, os códigos de rede exigem que os geradores sejam desconectados para evitar danos ao sistema elétrico. Esse acionamento em massa levou a um efeito cascata de desconexão automática do sistema ibérico por completo.
De toda forma, imediatamente, os rumores sobre um possível ataque cibernético como causa do apagão foram levantados e investigados (especialmente em tempos de conflitos armados), mas, até o momento, não há evidências concretas de que tenha ocorrido um ataque desse tipo.
O operador espanhol, Red Eléctrica, descartou essa hipótese, afirmando que não houve interferência nos sistemas de controle, bem como o governo português também confirmou que não há informações relacionadas a um ataque cibernético ou ato hostil.
No entanto, algumas autoridades ainda mantêm todas as hipóteses em aberto, incluindo a possibilidade de um ataque cibernético. O Instituto Nacional de Segurança Cibernética da Espanha (INCIBE) está conduzindo uma investigação focada em instalações de pequeno e médio porte, como parques solares e eólicos, para avaliar sua capacidade de defesa cibernética.
1 https://www.entsoe.eu/news/2025/05/09/entso-e-expert-panel-initiates-the-investigation-into-the-causes-of-iberian-blackout/ 2 Analysis of Frequency Modes During the April 28, 2025 - Blackout in the Iberian Power System - Leonhard Probst - 4th ofMay, 2025 - Fraunhofer ISE / https://energy-charts.info/energy-charts_talks/ Energy-Charts_Talks_47_Apagon.pdf
ATransição
energética e gestão
de ativos: Caminhos para um setor elétrico mais eficiente, limpo e resiliente
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 Transmissão da Eletrobras
transição energética global, impulsionada pelos pilares da descarbonização, descentralização, digitalização e democratização, representa um dos maiores desafios e oportunidades para os sistemas elétricos contemporâneos. A imperativa necessidade de transformação das matrizes energéticas globais para sistemas mais limpos, eficientes e resilientes é um consenso. Neste contexto, o Brasil, detentor de uma matriz energética majoritariamente renovável, ocupa uma posição de notável relevância.
Com base em fontes hidráulicas, o sistema elétrico brasileiro já parte de uma vantagem em relação à descarbonização. No entanto, a incorporação crescente de novas fontes renováveis, como solar, eólica e biomassa, exige uma reconfiguração profunda da infraestrutura, dos modelos operacionais e da governança do setor. Nesse contexto, a gestão de ativos torna-se um modelo de gestão nas empresas, que passa a ter um papel estratégico não apenas por sua abrangência nos processos, mas pela capacidade de organizar os investimentos, impulsionar a inovação tecnológica e modernizar a infraestrutura das companhias.
A modernização do setor elétrico brasileiro deve avançar em três dimensões fundamentais:
1 - Usinas de Geração: muitas usinas hidrelétricas operam com tecnologias defasadas, que impactam a eficiência, elevam os custos de manutenção e reduzem a flexibilidade do sistema. Modernizar turbinas, sistemas de automação e controle pode aumentar significativamente a produtividade e reduzir perdas.
2 - Subestações e Linhas de Transmissão: A digitalização das subestações é essencial para permitir o monitoramento em tempo real, aumentar a confiabilidade e viabilizar a integração das fontes renováveis intermitentes. Investimentos em sensores inteligentes, proteção cibernética e sistemas avançados de diagnóstico são indispensáveis para garantir a resiliência da rede.
3 - Infraestrutura para Integração Renovável: a geração solar e eólica, muitas vezes localizada longe dos centros de carga, exige uma nova malha de transmissão, além de sistemas de compensação, armazenamento e mecanismos de resposta da demanda para assegurar estabilidade ao sistema.
Para concretizar esse salto de modernização, a gestão de ativos emerge como uma ferramenta decisiva. Trata-se de um conjunto coordenado de práticas para administrar ativos ao longo de todo o seu ciclo de vida — desde a aquisição até a desmobilização — com foco em desempenho, risco, custo e alinhamento aos objetivos estratégicos da organização.
Em um ambiente de alta complexidade e crescente pressão por eficiência, a gestão de ativos permite:
• Planejamento otimizado de investimentos e manutenção;
• Redução de custos operacionais por meio de decisões baseadas em dados;
• Aumento da confiabilidade e da longevidade dos equipamentos;
• Antecipação de falhas e mitigação de riscos operacionais.
Ferramentas tecnológicas como sistemas de Monitoramento de Ativos e plataformas digitais de gestão têm sido fundamentais nesse processo, ao oferecer visibilidade em tempo real sobre o desempenho dos ativos e apoiar decisões mais precisas e eficientes.
A transição energética exige mais do que novos investimentos em geração renovável. Exige inteligência, planejamento e uma visão integrada dos ativos físicos e digitais que compõem o sistema elétrico.
A gestão de ativos, portanto, deixa de ser apenas uma função técnica e passa a ser um instrumento de transformação estratégica — capaz de conectar eficiência operacional, sustentabilidade e inovação.
Para empresas do setor elétrico, adotar uma abordagem robusta de gestão de ativos é assumir protagonismo na construção do futuro energético do país. Um futuro mais limpo, mais confiável e mais alinhado aos desafios globais e às aspirações da sociedade brasileira.
Para-raios - distância de proteção: parte 1
Cláudio Mardegan é CEO da EngePower Engenharia, Membro Sênior do IEEE, Membro do Cigrè | claudio.mardegan@engepower.com
OBJETIVO DO ARTIGO
É importante para o Engenheiro de Projetos e de Proteção conhecer, saber, entender, verificar e especificar corretamente a distância que um para-raios deve ficar do equipamento protegido. Eis então a motivação para escrever a coluna deste mês para vocês.
ANÁLISE DO PROBLEMA
Para entender a questão da distância que o para-raios deve ficar para garantir a proteção do transformador, considere a Figura 1.
Figura 1 – Subestação com para-raios de entrada e transformador, na presença de um surto atmosférico provindo da linha
O surto de tensão se propaga pela linha que tem uma impedância de surto ZL, com uma inclinação de frente de onda S (steepness). Quando chega no ponto de junção J1 do para-raios, ele deixa passar a tensão UJ. Como mostrado na Figura 1, a tensão UJ no ponto de junção é o valor da tensão residual acrescida da tensão nos condutores que interligam o para-raios até a linha e também do seu terminal de terra até a malha. O valor de S varia de 800 a 1500 kV/ μs. o valor típico é de S = 1000 kV/μs. Devido à impedância de surto infinita no terminal do equipamento, a tensão volta dobrada. Este valor, quando supera o LIWV (Lightning Impulse Withstand Voltage), limite suportável de impulso atmosférico do equipamento, indica que o para-raios está muito distante do equipamento protegido. Na nossa norma o limite suportável de impulso atmosférico é conhecido como TSNIA (Antigo NBI), a tensão suportável nominal de impulso atmosférico.
Na Figura 1, a linha amarela abaixo do LIWV indica a margem de coordenação de isolamento que se deve deixar para garantir a proteção.
Ao se posicionar um segundo para-raios SA2, no ponto J2, o crescimento da tensão quando atinge o terminal, mesmo com a tensão dobrada, não ultrapassa o LIWV. A Figura 2 ilustra o exposto.
Figura 2 – Subestação com para-raios de entrada e um segundo para-raios mais próximo do transformador, na presença de um surto atmosférico provindo da linha.
A norma IEEE Std C62.22 apresenta a seguinte equação para determinar a distância máxima do para-raios até o transformador.
Onde:
D – Distância máxima do para-raios até o equipamento
Considere a Figura abaixo em uma subestação de 138 kV, NBI 650 kV, que possui um PR cujo MCOV (Uc) é igual a 121 kV. Sabendo-se que a distância dos PRs de entrada até o Trafo é de 20 m, pede-se verificar se é necessário instalar um segundo conjunto de PRs nos terminais do transformador.
A solução é apresentada na Figura 3.
Figura 3 – Solução do exemplo.
Conclusão: Sim, é necessária a instalação do segundo para-raios, pois a distância máxima que o conjunto de PRs pode ser instalada é de 9.7 m.
As diretivas de desempenho energético de prédios e os controles de iluminação Iluminação pública
Luciano Rosito é engenheiro eletricista, especialista em iluminação e iluminação pública. Professor de cursos de iluminação pública no Brasil e exterior.
ADiretiva europeia nº 2024/1275, sobre Eficiência Energética em Edificações (EPBD), em vigor desde maio de 2024, representa um marco na transição energética da União Europeia. Ela visa transformar o parque imobiliário europeu em um conjunto de edifícios com emissões zero, até 2050, considerando que o setor é responsável por 40% do consumo de energia e 36% das emissões relacionadas à energia no bloco, desta forma promovendo maior eficiência energética, redução do uso de combustíveis fósseis e incentivo a tecnologias automatizadas.
Os objetivos principais são:
• Garantir que todos os novos edifícios sejam de emissão zero, a partir de 2030 (2028 para edifícios públicos);
• Implantar normas mínimas de eficiência energética (MEPS) para edifícios existentes;
• Eliminar progressivamente o uso de combustíveis fósseis em aquecimento e refrigeração;
• Promover o uso de energias renováveis e a descarbonização total até 2050.
Para edifícios não residenciais, são estabelecidos os padrões mínimos de Eficiência Energética (MEPS): Até 2030 - melhorar o desempenho energético dos 16% piores. Até 2033 - elevar esse percentual para 26%.
A EPBD estabelece a obrigatoriedade de sistemas automáticos de controle de iluminação em edifícios não residenciais com sistemas HVAC acima de certos limites.
São requisitos Funcionais:
• Controle de presença por zonas - detecção automática de ocupação;
• Atenuação automática - ajuste da luz artificial conforme a luz
natural;
• Monitoramento de falhas - sistema com detecção e registro automático;
• Controle pelo usuário final;
• Interoperabilidade - integração com outros sistemas técnicos prediais.
EPBD reforça a exigência de certificação energética, baseada em critérios como isolamento térmico, sistemas de climatização, iluminação, uso de renováveis e ciclo de vida. A diretiva introduz os “passaportes de renovação”, que são planos personalizados que orientam proprietários sobre medidas técnicas e financeiramente viáveis para atingir a meta de zero emissões até 2050.
Os sistemas de controle de iluminação são fundamentais na transformação energética dos edifícios, sendo soluções tecnológicas escaláveis e avançadas que estejam em conformidade com os requisitos da EPBD 2024/1275. Os sistemas devem atender aos pilares essenciais da regulamentação, tais como detecção inteligente de presença por meio dos sensores com controle automático da luz artificial, com base na iluminação natural, e interoperabilidade plena com sistemas técnicos prediais.
Em um cenário onde a eficiência energética representa vantagem competitiva, o controle da iluminação entrega não apenas tecnologia, mas uma estratégia concreta para tornar os edifícios mais inteligentes, sustentáveis e alinhados com as metas de descarbonização. Espera-se que o Brasil, em breve, adote as mesmas regras e exigências com os mais breves prazos de implantação possíveis, e que, independentemente de uma obrigatoriedade, que os empreendedores e administradores dos prédios adotem essas boas práticas.
Novos requisitos sobre competências pessoais em atmosferas explosivas: ABNT IEC 60079-44
Roberval Bulgarelli é engenheiro eletricista e consultor sobre equipamentos e instalações em atmosferas explosivas.
Foi publicada pela ABNT em 27/03/2025 a ABNT IEC TS 60079-44 - Atmosferas explosivas - Parte 44: Competências pessoais “Ex”. O conteúdo da ABNT IEC TS 60079-44, INÉDITO na normalização brasileira sobre o tema “atmosferas explosivas”, tem entre os seus objetivos, proporcionar diretrizes para o estabelecimento de critérios de competências pessoais “Ex” para diversas funções de trabalhos em áreas classificadas.
A ABNT IEC TS 60079-44 tem também como objetivo estabelecer expectativas das habilidades necessárias e evidências de competências para avaliar as competências pessoais “Ex” dos profissionais que executam, conduzem, supervisionam, fiscalizam, gerenciam ou auditam serviços “Ex” em áreas classificadas contendo atmosferas explosivas de gases inflamáveis ou poeiras combustíveis.
A ABNT IEC TS 60079-44 se aplica a equipamentos e instalações de instrumentação, automação, telecomunicações, elétricas e mecânicas em atmosferas explosivas.
A ABNT IEC TS 60079-44 apresenta também diversos exemplos de níveis de competências pessoais “Ex” para funções “típicas” relacionadas com atmosferas explosivas, como por exemplo, classificação de áreas, projeto, montagem, comissionamento, inspeções iniciais e periódicas, manutenção, recuperação, auditorias, suprimento, operação e gestão de ativos “Ex”, abordando as qualificações, conhecimentos, experiências, treinamentos, habilidades e competências que se espera dos profissionais envolvidos com serviços “Ex”.
As competências pessoais “Ex” para conduzir trabalhos em áreas classificadas são adicionais a quaisquer competências pessoais que possam ser aplicadas ao tipo “geral” de trabalho que está sendo realizado, como por exemplo, operações de equipamentos “Ex” elétricos, operações de equipamentos “Ex” não elétricos (mecânicos), projeto, montagem, comissionamento, inspeção, manutenção, recuperação, auditorias ou gestão de equipamentos e instalações elétricas e mecânicas “Ex”.
A ABNT IEC TS 60079-44 identifica o nível de conhecimentos e habilidades necessários para trabalhar em áreas classificadas e as competências específicas necessárias para os trabalhos em
equipamentos e instalações de instrumentação, automação, telecomunicações, elétricas e mecânicas em atmosferas explosivas, bem como padrões sobre os quais as competências pessoais “Ex” devem ser avaliadas e atribuídas.
Dentre as principais aplicações deste Documento normativo ABNT IEC TS 60079-44 são as competências pessoais “Ex” para profissionais que estão envolvidos com serviços de execução, supervisão, fiscalização ou auditorias de equipamentos e instalações “Ex”, incluindo os seguintes serviços:
1. Classificação de áreas com a presença de gases inflamáveis ou poeiras combustíveis
2. Operação, produção, processamento ou armazenamento de produtos inflamáveis ou combustíveis em áreas classificadas
3. Projeto, comissionamento e inspeções iniciais detalhadas de equipamentos e instalações “Ex”
4. Estratégias de criação do inventário dos equipamentos “Ex” e de gerenciamento das instalações “Ex”
5. Seleção, instalação, testes e manutenção de equipamentos e instalações “Ex”
6. Inspeções periódicas e por amostragem de equipamentos e instalações “Ex”
7. Revisão, reparo, recuperação e modificação de equipamentos “Ex”
8. Aspectos de gestão de ativos e das instalações “Ex”
De acordo com este Documento normativo ABNT IEC TS 6007944, no que diz respeito aos processos de certificação de competências pessoais “Ex”, é reconhecido que as competências pessoais “Ex” podem evoluir com o passar do tempo, mas também podem se deteriorar, nos casos em que estas competências pessoais não forem rotineiramente aplicadas. Portanto, para uma adequada avaliação da conformidade das competências pessoais “Ex” são requeridas a formação ou a educação continuada, bem como avaliações periódicas. Estes e outros requisitos específicos podem também ser definidos em Documentos Operacionais complementares, aplicáveis a sistemas de certificação de competências pessoais “Ex”.
Filtros harmônicos: ativos, passivos ou híbridos? –
Parte 3/3
Por: Eng José Starosta – Diretor da Ação Engenharia e Instalações Ltda jstarosta@acaoenge.com.br
C) FILTROS HÍBRIDOS
Filtros híbridos são considerados soluções econômicas que integram a compensação reativa efetuadas por capacitores e reatores (filtros passivos antirressonantes) e filtros ativos aplicado à redução das correntes harmônicas.
O uso de reatores antirressonantes (filtros antirressonantes) na compensação reativa deve ser aplicado, uma vez que caso o filtro ativo venha a falhar por alguma razão, o sistema estaria sujeito à ocorrência de ressonância provocada pelos capacitores sem reatores.
Figura 4 apresenta os componentes de um filtro híbrido.
SÍNTESES
E CONCLUSÕES
Filtros são aplicados para adequação das distorções de tensão dos barramentos de alimentação de cargas que prescindem de tensões não distorcidas e atendem a algumas premissas:
• Filtros passivos compensam energia reativa e fator de potência e podem filtrar as correntes harmônicas, enquanto filtros ativos filtram as harmônicas e podem compensar o fator de potência.
• Instalar reatores na entrada de inversores pode ser uma atividade complementar de mitigação de correntes harmônicas e outros distúrbios na qualidade da energia e podem ser aplicados na redução de correntes de curto-circuito. Também são necessários na instalação filtros passivos ressonantes e antirressonantes e podem também serem necessários com a aplicação de filtros ativos.
• A especificação dos filtros passivos é normalmente feita pela potência reativa (kvar) e a dos filtros ativos em corrente (A).
• Cada sistema possui seus prós e contras para aplicações e devem ser avaliados antes da especificação e instalação.
• Há de se entender que as atividades de identificação do problema e medições, especificação, projeto, instalação e manutenção merecem atenção, pois envolvem diversos fatores e responsabilidades.
• Não existem caixas pretas milagrosas; soluções simplistas podem causar acidentes ou não surtirem os efeitos desejáveis.
Figura 4- Componentes de um filtro híbrido.
Segurança do trabalho
Interface da NR10 com o Anexo
IV-
NR16: atividades e operações perigosas com energia elétrica 1 – 5
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.
Otema “periculosidade pelo agente eletricidade” é um dos assuntos mais discutidos por profissionais da área de elétrica e segurança do trabalho, devido à publicação da Portaria N.º 1.078 – MTE (DOU de 17/07/ 2014Seção 1). Em seu Art. 1º aprova o Anexo 4 - Atividades e operações perigosas com energia elétrica - da Norma Regulamentadora n.º 16 - Atividades e operações perigosas, aprovada pela Portaria n.º 3.214, de 8 de junho de 1978, causando grande impacto em todo segmento industrial, no que tange às alterações ocorridas quanto ao direito de receber o adicional de periculosidade para os profissionais que realizam atividades em instalações elétricas.
Sendo assim, neste artigo, quero esclarecer o disposto na legislação e subsidiar na sua correta interpretação.
Comparado à legislação anterior, mudanças significativas ocorreram nos critérios de análise para enquadramento do benefício ao adicional de periculosidade para os profissionais da área elétrica, no âmbito do Decreto nº 93412, de 14 de outubro de 1986, que regulamentava a LEI 7369/1985, uma vez que esse era direcionado somente a profissionais que atuavam no SEP – Sistema Elétrico de Potência, salvo decisões judiciais que estendiam o benefício a outros segmentos produtivos.
Cabe ressaltar, que o objetivo da Norma NR10 é estabelecer os requisitos e as condições mínimas, objetivando a implementação de medidas de controle e sistemas preventivos, de forma a garantir a segurança e a saúde dos trabalhadores que, direta ou indiretamente, interajam em instalações elétricas e serviços com eletricidade, ou seja, não tem como foco o “adicional de periculosidade”. Entretanto, considerando o disposto no Anexo IV, requisitos específicos referentes ao atendimento à NR10 são considerados para análise de “possível enquadramento”.
Na NR10, fica absolutamente claro que ela fixa os requisitos e as condições mínimas, necessárias para a garantia de condições laborais seguras e salubres em trabalhos com eletricidade, sendo que o conceito de “garantia” em segurança e saúde a todos os trabalhadores envolvidos, é estendido também aos trabalhadores com interferência direta ou indireta em serviços ou instalações elétricas.
Assim, é importante esclarecer o disposto no Anexo IV, uma vez que esse, de forma intrínseca, estabelece como possíveis ações
mitigatórias, parâmetros técnicos específicos descritos na NR10, onde o entendimento correto da mesma exige o conhecimento adequado de preceitos básicos estabelecidos por normas técnicas da ABNT, especialmente a NBR5410 – Instalações Elétricas de Baixa Tensão e NBR14039 – Instalações Elétricas de Média Tensão. Nelas, são definidos parâmetros técnicos referentes a medidas de controle existentes nas instalações elétricas, especialmente para instalações elétricas no SEC – Sistema Elétrico de Consumo, como forma de evidenciar o atendimento aos requisitos estabelecidos pela NR10 e Anexo IV- NR16, quanto a medidas de controle dos riscos elétricos.
São adotados critérios técnicos específicos pela Portaria 1.078/2014 que vincula o direito à percepção do adicional de periculosidade às seguintes variáveis: sistema em que o trabalhador atua - no Sistema Elétrico de Potência - SEP ou no Sistema Elétrico de Consumo – SEC; tipo de tensão envolvida na Atividade - Alta Tensão (AT) , Baixa Tensão (BT) ou Extra Baixa Tensão; equipamentos ou instalações energizados ou desenergizados; trabalhos em proximidade conforme NR10; e atividades não relacionadas às instalações elétricas.
De acordo com a Norma Regulamentadora nº 10 (NR-10), o SEP é o “conjunto das instalações e equipamentos destinados à geração, transmissão e distribuição de energia elétrica até a medição, inclusive”, sendo essa definição oriunda da NBR 5460. Assim, por exclusão, o SEC, termo não utilizado até então em Laudos Técnicos Ambientais, envolve os equipamentos e instalações que utilizam a energia gerada, transmitida e distribuída pelo SEP.
Essa questão é um dos principais pontos de dúvida, principalmente em indústrias que possuem instalações elétricas onde parte das mesmas pode ser caracterizada como SEP, sendo que atualmente o entendimento incorreto desse quesito pelos profissionais que elaboram Laudos Técnicos, tem causado sérios problemas para as empresas, visto a vulnerabilidade dos Laudos Técnicos apresentados. Ressalta-se ainda que o desconhecimento do tema tem levado as empresas à adoção de medidas de forma desnecessária, incluindo a realização de cursos complementares de NR10 inadequados. Assim, considerando-se as alterações ocorridas com o Anexo IV- NR16, é necessário que, primeiramente, seja especificado o sistema elétrico existente, visto que para o SEP, a análise requer condições específicas.
Resiliência em pauta: ações que podem inspirar
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.
Eventos climáticos extremos, transição energética, pressão por continuidade no fornecimento de energia. Esses são apenas alguns dos desafios que colocam à prova a robustez das nossas infraestruturas elétricas.
Para quem trabalha com redes de distribuição elétrica, a palavra resiliência deixou de ser um conceito abstrato e passou a significar, na prática, decisões que precisam ser tomadas hoje — com dados, estratégia e, sobretudo, com planejamento.
Duas experiências recentes nos Estados Unidos chamaram minha atenção, pela forma como encaram a conversão das redes aéreas para subterrâneas, como parte de um plano mais amplo e estratégico de fortalecimento da rede de transmissão e distribuição elétrica em Houston e em Los Angeles. Abaixo, explico os motivos.
HOUSTON: AÇÃO IMEDIATA PARA ENFRENTAR TEMPESTADES
A CenterPoint Energy, concessionária responsável por boa parte da região de Houston (Texas), lançou recentemente a Greater Houston Resiliency Initiative. O objetivo da iniciativa é reduzir as quedas de energia após grandes tempestades e furacões, cada vez mais frequentes na região.
Entre as medidas adotadas, estão:
• Instalação de postes mais resistentes a ventos fortes;
• Reforço do manejo da vegetação próxima à rede;
• Implantação de dispositivos inteligentes com capacidade de religamento automático;
• E o que mais chama atenção por aqui: o enterramento de mais de 100 quilômetros de linhas elétricas.
Com esse conjunto de ações, a expectativa da concessionária é reduzir interrupções em mais de 125 milhões de minutos por ano. Um impacto direto e mensurável na confiabilidade do sistema.
LOS ANGELES: REDES SUBTERRÂNEAS COMO PREVENÇÃO A INCÊNDIOS
Na Califórnia, a Southern California Edison (SCE) vem desenvolvendo um plano robusto para evitar que incêndios florestais
voltem a devastar o condado de Los Angeles. O projeto prevê o enterramento de 240 quilômetros de redes de distribuição elétrica.
Mas talvez o mais interessante aqui não seja a escala da obra — que pode custar até 1 bilhão de dólares —, mas sim o caminho percorrido até sua aprovação. O plano foi construído ao longo de mais de 50 reuniões com representantes da comunidade, lideranças locais e órgãos públicos. A concessionária já articula com diferentes esferas de governo formas de financiar o projeto, buscando minimizar o impacto nas tarifas.
REDES SUBTERRÂNEAS COMO PARTE DA SOLUÇÃO
Como defensor das redes subterrâneas, vejo esses dois casos como bons exemplos de que o subsolo não é uma solução mágica para todos os problemas, mas é, sem dúvida, uma alternativa poderosa quando usada com estratégia. Não se trata de substituir tudo, mas de entender onde, como e por que vale a pena enterrar as redes.
No Brasil, a discussão sobre resiliência precisa, urgentemente, amadurecer — pois quanto mais cedo ela for incorporada ao planejamento do setor, mais preparados estaremos para o futuro, que aliás, já começou a nos cobrar respostas.
Equipotencialização para raios: te ensinaram errado!
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
Aequipotencialização para fins de proteção contra descargas atmosféricas requer o entendimento adequado do conceito para que se torne uma medida de proteção eficaz. Ela pode ser aplicada em diferentes contextos: nas linhas metálicas que entram ou saem da estrutura, quando não é possível atender à distância de segurança, para a proteção de equipamentos e como solução para tensão de passo.
Em nenhum desses casos a equipotencialização tem como finalidade igualar os potenciais, mas sim garantir que a diferença entre eles seja suportável para a condição em que será aplicada. Além disso, é importante lembrar que a equipotencialização constitui uma ligação por onde circulará uma corrente elétrica que, dependendo do contexto, será parte da solução ou representará um efeito colateral que precisará ser considerado e tratado.
Dessa forma, a equipotencialização não deve ser tratada como uma medida indiscriminada, em que a interligação é sempre a melhor opção. Pelo contrário, deve ser utilizada apenas nos pontos em que for realmente necessária, de modo que cumpra seu propósito e que os efeitos colaterais sejam devidamente mitigados.
Um exemplo de efeito colateral da equipotencialização ocorre em sistemas fotovoltaicos instalados sobre a cobertura de uma estrutura com SPDA. Na situação ilustrada na figura 1, observa-se que a distância de segurança (s) é atendida (>s), e os módulos encontram-se protegidos contra descargas atmosféricas diretas, situando-se na zona 0B. Nessa condição, a ligação equipotencial entre o sistema fotovoltaico e os elementos captores não é necessária e representa a melhor prática, pois evita os efeitos colaterais decorrentes da circulação de corrente.
Por outro lado, na situação em que a distância de segurança não é atendida, como ilustrado na figura 2, a ligação equipotencial entre o sistema fotovoltaico e os captores torna-se necessária. No
Figura 1 – Atendendo a distância de segurança entanto, para lidar com o efeito colateral da injeção de corrente na instalação do sistema fotovoltaico, deve ser adotada uma medida adicional: a instalação de um DPS classe I, que viabiliza uma ligação equipotencial indireta entre as linhas CC do sistema fotovoltaico e o barramento de equipotencialização local (BEL).
Figura 2 – Não atendendo a distância de segurança
Em resumo, quando aplicada de forma adequada, a equipotencialização é eficaz no tratamento dos efeitos causados por descargas atmosféricas, desde que suas limitações e efeitos colaterais sejam devidamente considerados.
AA umidade e a vida útil de equipamentos elétricos Quadros e painéis
Nunziante Graziano é engenheiro eletricista, mestre em redes e equipamentos, Ph.D. Em Business Administration e CEO do Grupo Gimi |nunziante@gimi.com.br
ssim como no artigo anterior em que discorremos sobre a resiliência de painéis elétricos, nosso objetivo hoje é compreender como a umidade pode afetar a durabilidade de um equipamento elétrico, analisando os vários aspectos possíveis de condições e danos.
Corrosão - A presença de umidade pode levar à formação de corrosão em componentes metálicos, como conectores, terminais e placas de circuito, além da chaparia. Isso pode resultar em falhas elétricas e diminuição da vida útil do equipamento.
Curto-circuito - A umidade pode causar a formação de trilhamentos, que são caminhos condutores entre partes energizadas e aterradas, resultando em curtos-circuitos. Isso pode danificar componentes internos e causar falhas no funcionamento do equipamento.
Isolamento comprometido - A umidade pode afetar a integridade dos materiais isolantes, como plásticos e resinas, levando à degradação e perda de propriedades isolantes. Isso aumenta o risco de falhas elétricas e choques.
Danos a componentes eletrônicos - A existência de umidade pode afetar circuitos impressos e componentes eletrônicos sensíveis, levando a falhas de funcionamento e redução da eficiência.
Acúmulo de sujeira - A exposição à umidade pode facilitar o acúmulo de poeira e sujeira, que, quando combinados com umidade, podem formar depósitos condutores, aumentando o risco de falhas.
Em ambientes com variações de temperatura, a condensação pode ocorrer dentro do equipamento, levando a danos em componentes internos. Para mitigar os efeitos da umidade, é importante garantir que os equipamentos elétricos sejam instalados em ambientes adequados, utilizem proteção contra umidade e sejam submetidos à manutenção regular. Para evitar a condensação interna, é necessário conhecer o ponto de orvalho.
A temperatura do ponto de orvalho é a temperatura à qual o ar se resfria para que a umidade presente comece a condensar em forma de gotículas de água. O cálculo do ponto de orvalho pode ser feito utilizando fórmulas específicas ou tabelas que correlacionam a temperatura do ar, a umidade relativa e a pressão atmosférica, conforme a tabela 1.
Um método comum é usar a Fórmula de Magnus-Tetens. Essa equação é uma aproximação que pode ser utilizada para calcular o ponto de orvalho:
P = 0.61094 * e^(17.625 * T / (T + 243.04))
Onde:
• P é a pressão de vapor de saturação em kPa (kilopascals).
Tabela 1 - Correlação entre temperatura ambiente, umidade relativa do ar e ponto de orvalho. (Fonte: weg.net, acessada em 10/05/2025. https:// static.weg.net/medias/downloadcenter/h0b/ha4/WEG-tintas-ponto-deorvalho-flyer-pt.pdf/WEG-tintas-ponto%20de%20orvalho-flyer-pt.pdf)
• T é a temperatura em graus Celsius (°C).
• e é a constante de Euler (aproximadamente 2.71828).
Outra forma de determinar o ponto de orvalho é utilizando um psicrômetro, que é um instrumento que mede a temperatura do ar e a umidade relativa. A partir das leituras feitas no psicrômetro, você pode usar tabelas psicométricas para encontrar o ponto de orvalho correspondente.
O psicrômetro é um aparelho que contém dois termômetros idênticos colocados um ao lado do outro, que irão servir para avaliar a quantidade de vapor de água encontrada no ar. A diferença entre esses termômetros é que um deles trabalha com o bulbo seco e o outro com o bulbo úmido. Esse aparelho é muito utilizado para a determinação do ponto de orvalho e da umidade relativa do ar.
O ponto de orvalho é fundamental para entender quando a umidade no ar começará a se condensar. É essa condensação que causa a corrosão interna e todos os problemas acima listados, muitas vezes confundida com vícios de grau de proteção em invólucros de painéis elétricos.
A condensação interna em equipamentos que operam em ambientes com variações de temperatura pode ser evitada por meio de várias práticas e estratégias, como por exemplo: uso de vedação adequada; controle de temperatura; desumidificadores; ventilação adequada; materiais com baixa absorção de umidade; aquecimento interno; inspeção e manutenção regular; e aplicação de revestimentos protetores.
Implementar essas estratégias pode ajudar a prolongar a vida útil dos equipamentos e garantir seu funcionamento eficiente em ambientes com variações de temperatura e umidade.
O domínio do fogo: a primeira revolução energética dos Sapiens
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
UEstamos dando início a uma nova série de textos nesta coluna dedicada às grandes revoluções energéticas que moldaram a história dos Sapiens. A cada edição, vamos explorar como o domínio de diferentes recursos/tecnologias de energia transformou a forma como vivemos, trabalhamos, comemos, nos locomovemos e organizamos a sociedade. Esta jornada começa com o fogo — a primeira grande ruptura energética — e seguirá por momentos decisivos como a agricultura, os ventos e as águas, o vapor, os combustíveis fósseis, a eletricidade, o átomo, as fontes renováveis e a digitalização da energia.
O domínio do fogo marcou uma das transformações mais profundas na trajetória evolutiva dos Homo sapiens, e pode ter começado entre 1,9 e 1,8 milhão de anos atrás, com o ancestral que chamamos hoje de Homo erectus. Muito antes da agricultura ou das ferramentas metálicas, nossos ancestrais deram um salto adaptativo ao aprender a controlar uma fonte externa de energia: o fogo. Essa conquista, além de mudar radicalmente a relação com o ambiente, também teve efeitos duradouros sobre nossa biologia, cognição e organização social — configurando-se como a primeira grande revolução energética da humanidade.
O primatólogo Richard Wrangham (2009), em Catching Fire: How Cooking Made Us Human, argumenta que o cozimento dos alimentos foi o fator determinante para o avanço do gênero Homo. Ao tornar os alimentos mais digestíveis – portanto, energeticamente mais eficientes, a cocção reduziu a necessidade de um sistema digestivo volumoso. Isso permitiu uma redistribuição de energia no corpo, favorecendo o crescimento do cérebro em detrimento do intestino.
Esse “acordo biológico” entre digestão externa — feita pelo calor — e a expansão cerebral foi decisivo. Com menos esforço digestivo, o corpo pôde direcionar energia metabólica ao cérebro. Alfred W. Crosby (2006), em seu texto “Children of the Sun: A History of Humanity’s Unappeasable Appetite for Energy”, chega a essa mesma conclusão ao afirmar que, muito possivelmente, a cocção influenciou decisivamente a possibilidade de redução do trato intestinal e o aumento do cérebro.
Os estudos de Wrangham e Crosby e respectivos grupos de pesquisa em Biologia Evolutiva Humana são corroborados pela
neurocientista brasileira Suzana Herculano-Houzel (2017), em sua obra A Vantagem Humana, que reforça que cozinhar alimentos foi fundamental para sustentar o cérebro humano moderno, com seus 86 bilhões de neurônios. Ela evidencia que nenhum outro primata tem capacidade metabólica suficiente para alimentar um cérebro tão complexo sem a cocção. A digestão de alimentos crus requer tempo excessivo de mastigação e gasto energético elevado. Cozinhar tornou possível uma alimentação mais eficiente, permitindo que o cérebro crescesse sem sacrificar o resto do corpo.
Vale destacar que a capacidade de simbolizar, raciocinar, lembrar e comunicar conferiu à nossa espécie o nome Homo sapiens — o humano de “saber”. Para sustentar esse cérebro altamente desenvolvido, que consome até 25% da nossa energia, o corpo humano evoluiu com adaptações notáveis: temos dentes pequenos e um trato gastrointestinal reduzido, em contraste com nossos parentes primatas. Enquanto os macacos possuem um sistema digestivo mais robusto, nós compensamos com um cérebro proporcionalmente muito maior — um claro reflexo das prioridades energéticas distintas entre as espécies.
A transformação do corpo humano é um dos maiores testemunhos dessa evolução. A partir do Homo erectus, há cerca de 1,9 milhão de anos, observam-se mudanças anatômicas como mandíbulas mais finas, dentes menores e intestinos mais curtos. Essas alterações indicam uma adaptação clara a uma dieta composta por alimentos processados termicamente. O encurtamento do trato digestivo e a expansão cerebral são evidências diretas da reorganização fisiológica proporcionada pelo domínio do fogo. A Figura 1 ilustra a evolução do cérebro: partindo do Homo habilis, com cerca de 600 cm³ de volume cerebral, passando pelo Homo erectus (~800 cm³), até chegar ao Homo sapiens, com volumes próximos de 1500 cm³, justamente após o domínio do fogo e o estabelecimento da cocção como prática central.
Convém salientar que a mudança no padrão alimentar e no metabolismo não teria sido possível sem a tecnologia do fogo. Coletar madeira, manter uma chama acesa durante dias, protegê-la da chuva e transmiti-la entre grupos exigiram capacidades cognitivas elevadas. Além disso, o fogo passou a representar mais do que calor
ou cocção: ele assumiu valor simbólico, sendo associado à proteção, ao sagrado e à identidade coletiva. Em praticamente todas as culturas humanas conhecidas, a fogueira é um centro em torno do qual se reúnem histórias, decisões e memórias.
Além dos ganhos fisiológicos, de fato, o fogo teve implicações sociais profundas. A cocção exigia planejamento, divisão de tarefas e convívio em torno da chama. Esses momentos de partilha podem ter sido o berço das primeiras estruturas sociais complexas, da linguagem e da cultura simbólica. O fogo permitiu aos hominídeos estenderem suas atividades para o período noturno, criando um novo espaço de tempo artificial — uma “noite iluminada” — que favoreceu o aprendizado coletivo e o fortalecimento de vínculos afetivos.
Um dado curioso revelado por estudos contemporâneos é o tempo médio diário que um primata gastaria para se alimentar, caso dependesse somente de alimentos crus - até seis horas diárias dedicadas apenas à mastigação. Já os Sapiens, ao adotarem o
cozimento, reduziram esse tempo para menos de uma hora em média. Com isso, nossos ancestrais ganharam tempo para aprender, ensinar, migrar e criar.
Do ponto de vista energético, o fogo foi a primeira ferramenta humana de conversão de energia. Diferentemente das outras formas de vida, que dependem exclusivamente de fontes energéticas internas (como calorias oriundas de alimentos crus), os Sapiens passaram a ter graus de controle de uma reação exotérmica — a combustão — para modificar seu ambiente e seu próprio corpo. Trata-se do primeiro uso sistemático de energia exógena, que se tornaria o modelo para todas as revoluções energéticas seguintes: a do carvão, do petróleo, da eletricidade e digital. A utilização dessa força exógena marca outro ponto que simboliza a superação do Homem da contradição imposta pela Natureza, de acordo com “o conceito de tecnologia” de Alvaro Vieira Pinto (1977). Sob a ação ativa e consciente da espécie Homus, a natureza deixa de ser cada vez mais uma oposição à sobrevivência do Homem e passa a ser, inclusive, um fator favorecedor da sua sobrevivência. O domínio do fogo é, então, mais um degrau superado na escada humana de manipulação das leis da natureza ao seu favor.
O impacto cultural e simbólico do fogo também foi explorado pela ficção. O filme francês “A Guerra do Fogo”, de 1981, dirigido por Jean-Jacques Annaud, dramatiza com intensidade a luta de grupos humanos primitivos para preservar e redescobrir o fogo após perdê-lo. Ambientado há 80 mil anos, a obra retrata a importância do fogo como tecnologia central à sobrevivência. Ainda, ilustra como o fogo era visto como um bem sagrado e estratégico, cuja perda colocava em risco a existência da comunidade.
Assim sendo, o domínio do fogo foi uma revolução energética no sentido mais amplo do termo: uma transformação estrutural na forma como os seres humanos obtêm, distribuem e aplicam energia. Foi a partir do fogo que se tornou possível cozinhar, crescer cerebralmente, formar grupos estáveis e planejar o futuro. Essa energia controlada alterou o curso da evolução, criando um tipo de animal: o animal que cozinha, o animal que pensa, os Sapiens.
Manutenção preventiva de reatores de derivação e a garantia do bom desempenho de LT com carga leve
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.
Em agosto de 2023, uma falha em um equipamento de compensação reativa contribuiu para o desligamento em cascata de diversas linhas de transmissão no Sistema Interligado Nacional (SIN), deixando milhões de brasileiros temporariamente sem energia. Casos como esse, embora raros, expõem a fragilidade de um sistema altamente interconectado e a importância da manutenção preventiva de todos os seus elementos — inclusive os que, muitas vezes, não estão no centro da atenção cotidiana, como os reatores de derivação. Em linhas de transmissão de comprimento expressivo e que têm previsão de operar com carga leve, ciclicamente ou não, como aquelas que percorrem longas distâncias em regiões de baixa demanda, o controle de tensões é uma variável crítica. É nesse cenário que os reatores de derivação atuam, absorvendo potência reativa e estabilizando os níveis de tensão, decorrentes da capacitância distribuída ao longo da linha. Falhas nesses equipamentos podem desencadear desequilíbrios, associados à elevação de tensão terminal, por Efeito Ferranti, que culminam em desligamentos automáticos por sobretensão, comprometendo a confiabilidade do fornecimento e impactando milhões de pessoas.
FUNÇÃO
DOS REATORES DE DERIVAÇÃO EM CARGA LEVE
Os reatores de derivação são dispositivos conectados em paralelo às linhas de transmissão com o objetivo de absorver energia reativa, especialmente em períodos de baixa demanda. Eles atuam evitando elevações indesejadas de tensão, fenômeno intensificado pelo efeito capacitivo de linhas longas operando com pouca carga.
Em situações em que o fluxo de potência é reduzido e a linha está energizada, há risco de sobretensão, o que pode causar disparos de proteções e desconexões preventivas. Os reatores estabilizam a tensão e, por isso, são indispensáveis para a segurança da operação em regime leve.
A MANUTENÇÃO DE REATORES DE POTÊNCIA
Construtivamente, a despeito das especificidades do núcleo magnético com entreferro e das diferenças óbvias de aplicação, reatores de potência assemelham-se a transformadores de potência. E a própria norma ABNT NBR 5356, em sua Parte 6, traz as considerações aplicáveis aos reatores.
Tal como para transformadores de potência, em havendo a possibilidade de se proceder um desligamento programado pelo menos
anual, é útil que se faça, quando dele, a realização de um escopo completo de ensaios elétricos para uma análise diagnóstica mais acurada. Esse escopo consiste na realização mínima de um conjunto de ensaios, que compreende:
• Resistência de isolamento;
• Fator de potência do isolamento;
• Resistência elétrica dos enrolamentos;
• Tangente delta e capacitância das buchas condensivas; e
• Análise de resposta em frequência, sobretudo quando se tem um histórico recente de algum distúrbio operativo envolvendo a linha de transmissão na qual opera o reator.
Outrossim, tal como para transformadores de potência, uma das técnicas preditivas mais consagradas e baratas para aplicação são as análises periódicas de óleo isolante, sendo necessário que se faça:
• Análises físico-químicas no máximo anualmente;
• Análises de gases dissolvidos no máximo semestralmente, reduzindo convenientemente o intervalo entre as amostragens e análises, caso detectados desvios nos perfis de gases que explicitem possível falha incipiente;
• Teor de dibenzil dissulfeto (enxofre corrosivo) e teor de DBPC a cada, no máximo, dois anos; e
• Teor de compostos furânicos para inferência matemática do grau de polimerização do papel a cada, no máximo, dois anos.
Ademais, sempre que possível, é altamente recomendável investir em sistemas de monitoramento online de grandezas operativas do reator, como, por exemplo, teor de água e concentração instantânea de gases no óleo isolante; monitoramento de tangente delta e capacitância de buchas condensivas, por meio da corrente de fuga no tap capacitivo, monitoramento das temperaturas do óleo e dos enrolamentos e monitoramento da integridade da bolsa ou membrana do conservador. Com isso, majora-se a confiabilidade operativa desse importante ativo, evitando que ocorrências como a supracitada, de agosto 2023, tornem a causar impactos no sistema elétrico de potência e, por conseguinte, aos consumidores finais.
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