Revista O Setor Elétrico Ed. 219 (junho)

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COM A INTEGRAÇÃO ENTRE ARMAZENAMENTO, RENOVÁVEIS E INTELIGÊNCIA DE DADOS, DISTRIBUIDORAS ACELERAM A TRANSIÇÃO PARA O MODELO DE GESTÃO ATIVA (DSO), MAS ESBARRAM EM GARGALOS NORMATIVOS, TECNOLÓGICOS E ECONÔMICOS

EVENTOS DO SETOR:

CINASE BAHIA REVELA FORÇA E POTENCIAL DA INDÚSTRIA ELÉTRICA BAIANA

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Colaboradores da publicação:

Marcondes Silvestre Takeda, Miriam Penna Diniz, Michele dos Reis, Eduardo Tobias Ruiz, Luiz Carlos Catelani, Renato Silva Rocha, Alexandre Kontoyanis, Leo Almeida, Paulo Barreto, Marcos Rogério, Aguinaldo Bizzo, Paulo Edmundo da Fonseca Freire, João Carlos de Oliveira Mello, Antonio Carlos Barbosa Martins, Maria Alzira Noli Silveira, Joyce Meireles Siqueira, Aline Cristiane Pan, Cláudio Mardegan, Frederico Boschin, Daniel Bento, Luciano Rosito, Nunziante Graziano, José Barbosa, Danilo de Souza, Roberval Bulgarelli, Caio Huais, José Starosta e Tenório Barreto.

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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.

Capa:

Impressão - Gráfica Grafilar

Distribuição - Correios

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

4 Editorial Destaques desta edição

6 Cobertura especial

CINASE Bahia revela força e potencial da indústria elétrica baiana

16 Artigo Técnico

HVDC no Brasil: viabilidade e papel estratégico na integração de grandes blocos de energia renovável

Fascículos

22 Armazenamento de energia o futuro do setor elétrico - Miriam Penna Diniz e Michele dos Reis

26 Instalações elétricas - média e baixa tensão - Luiz Carlos Catelani

30 Data centers: a fronteira do setor elétrico - Alexandre Kontoyanis

38 O setor elétrico na era da IA: eficiência, segurança e novos paradigmas - Leo Almeida

42 Por Dentro das Normas

Paulo Barreto - NBR 17018 / Marcos Rogério - NBR 17193 / Aguinaldo Bizzo – NR 10

46 Espaço Aterramento

Corrosão em aterramentos

47 Espaço Cigre-Brasil

CIGRE-Brasil: 55 anos de conhecimento, cooperação e desenvolvimento do setor elétrico

48 Espaço Abradee

Abradee lança manifesto pela aprovação integral do PL sobre uso compartilhado de postes

50 Reportagem

Distribuidoras investem em microrredes para aumentar confiabilidade do fornecimento

54 Pesquisa Setorial

Equipamentos para redes de distribuição e transmissão de energia

Colunas

58 Aline Cristiane Pan - Inovação e Equidade no Setor Elétrico

60 Frederico Boschin - Conexão Regulatória

61 José Barbosa – Proteção contra raios

62 Cláudio Mardegan – Análise de Sistemas Elétricos

64 Daniel Bento – Redes Subterrâneas em Foco

65 Luciano Rosito – Iluminação Pública

66 Nunziante Graziano – Quadros e painéis

67 Aguinaldo Bizzo – Segurança do Trabalho

68 Danilo de Souza – Energia, Ambiente & Sociedade

70 Roberval Bulgarelli – Instalações EX

71 Caio Cezar Neiva Huais – Manutenção estratégica

72 José Starosta – Energia com Qualidade

73 José Tenório – Pesquisa e Desenvolvimento

Destaques desta edição

Nesta edição, preparamos uma cobertura especial da 54ª edição do Circuito Nacional do Setor Elétrico – CINASE Região Nordeste, realizada em Salvador, que reuniu mais de 2.600 profissionais. Entre os temas mais relevantes tratados no evento estiveram a resiliência das redes diante dos eventos climáticos extremos, os investimentos em expansão da distribuição de energia na Bahia e os impactos da nova NR-10 sobre a segurança dos profissionais que atuam com eletricidade. Os debates reforçaram uma constatação importante: a modernização do setor passa não apenas pela adoção de novas tecnologias, mas também pela valorização das pessoas e pelo fortalecimento da cultura de segurança.

A expansão da infraestrutura elétrica foi destaque no artigo técnico que aborda o papel estratégico da tecnologia HVDC na integração de grandes blocos de energia renovável. Em um país de dimensões continentais como o Brasil, onde os melhores recursos eólicos e solares muitas vezes estão distantes dos centros consumidores, a transmissão passa a desempenhar um papel tão importante quanto a própria geração. Assinado por Marcondes Silvestre Takeda, o texto revela que o debate sobre corredores de transmissão em corrente contínua evidencia que a transição energética depende de investimentos robustos em infraestrutura para garantir eficiência, confiabilidade e segurança operativa.

Outro tema que ganha cada vez mais protagonismo é o armazenamento de energia. Em mais um capítulo do fascículo dedicado ao assunto, Eduardo Tobias N. F. Ruiz, sócio-fundador da Watt Capital e professor convidado da FGV Management, analisa as principais aplicações das baterias no setor elétrico, seus modelos de negócio e as oportunidades que surgem em um cenário marcado pelo crescimento das fontes renováveis variáveis e pelo aumento dos cortes de geração. O armazenamento deixou de ser apenas uma tecnologia promissora para se tornar uma ferramenta estratégica na busca por flexibilidade e estabilidade do sistema elétrico.

Também damos sequência ao fascículo sobre instalações elétricas de média e baixa tensão, abordando a evolução das cabines de entrada de energia e os requisitos normativos que vêm elevando os padrões de segurança e confiabilidade das instalações. Em um ambiente cada vez mais complexo, a atualização tecnológica e a adequação às normas tornam-se fundamentais para garantir a proteção dos profissionais e a continuidade das operações.

Trazendo todas as transformações em curso quanto a ascensão dos data centers, o fascículo coordenado pelo especialista no tema, Alexandre Kontoyanis e assinado, nesta edição, por Renato Silva Rocha, mostra que o crescimento dessas estruturas, impulsionado pela inteligência artificial, computação em nuvem e digitalização da economia, está criando uma nova fronteira para o setor elétrico. No texto, o autor analisa a importância da redundância na infraestrutura elétrica desses empreendimentos, requisito indispensável para garantir níveis extremos de disponibilidade e confiabilidade.

Complementando a série dos fascículos desta publicação, apresentamos ainda um conteúdo especial sobre a relação entre inteligência artificial e energia elétrica. Se por um lado a IA aumenta significativamente a demanda por eletricidade, por outro oferece novas possibilidades para otimizar a operação das redes, aprimorar a manutenção de ativos, ampliar a segurança operacional e elevar a eficiência de todo o sistema elétrico. Trata-se de uma transformação profunda que já está em andamento, transformação essa, que está muito bem contextualizada pelo autor do fascículo, Leo Almeida.

Nossa reportagem de destaque mostra como distribuidoras brasileiras estão investindo em microrredes autônomas para aumentar a confiabilidade do fornecimento de energia. Em um contexto marcado por eventos climáticos extremos e crescente dependência da eletricidade, soluções que ampliem a resiliência dos sistemas tornam-se cada vez mais estratégicas para consumidores, empresas e para a própria sociedade.

Ao reunir temas como transmissão em HVDC, armazenamento de energia, data centers, inteligência artificial, microrredes e modernização das instalações elétricas, esta edição evidencia uma realidade incontestável: o setor elétrico deixou de ser apenas um provedor de energia para se tornar um dos principais alicerces da economia digital, da competitividade industrial e da transição energética. Boa leitura!

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CINASE BAHIA revela força e potencial da indústria

elétrica baiana

Com mais de 2.600 pessoas, evento, que ocorreu entre os dias 28 e 29 de abril, reuniu especialistas e profissionais para debater o futuro do setor elétrico e apresentar as novidades e inovações da indústria da eletricidade

Por Edmilson Freitas

Com mais de 2.600 pessoas, entre congressistas, especialistas, expositores e profissionais da engenharia elétrica baiana, em dois dias de evento, o CINASE Salvador entrou para o ranking das maiores edições, ficando atrás apenas da última etapa realizada em Belo Horizonte/MG, em 2025. Composto por congresso técnico e feira de negócios, CINASE, que ocorreu entre os dias 28 e 29 de abril, no Centro de Convenções Salvador/BA, elevou o nível dos debates técnicos sobre o universo das normas e dos desafios e transformações tecnológicas que estão modificando e revolucionando o setor elétrico brasileiro.

Assim como nas demais regiões por onde o evento passa, um dos temas de maior destaque no congresso foi o impacto dos eventos climáticos extremos no setor elétrico, em especial, na área de distribuição. Vivenciando diariamente esses fenômenos, a Neoenergia Coelba escalou um time de especialistas para debater e apresentar as medidas e os investimentos que a concessionária

vem realizado no estado para fazer frente aos impactos das mudanças climáticas em suas operações.

Integrando o painel “Resiliência da rede elétrica baiana frente aos eventos climáticos extremos”, o Superintendente Técnico da Neoenergia Coelba, Thiago Martins, apresentou em detalhes o plano de atuação da empresa para as mudanças climáticas. “A Neoenergia já tem esses procedimentos, já tem um plano de contingência especificado por níveis de criticidade, sinalizando as ações em cada momento, de acionamento de aumento de mais equipe, de gestão dentro do centro de operação, enfim, tem todo um protocolo de atuação coordenada em campo e também com os diversos stakeholders. Então, o segredo dessa condução é a gente primeiro antecipar de forma planejada, depois, coordenar essas atuações quando elas ocorrem, e em seguida, a gente melhorar e aprender com cada etapa que acontece e assim garantir respostas mais rápidas e eficientes”, explica Thiago.

Cobertura Especial

Todas as etapas do plano de atuação da empresa, segundo Thiago, não só estão em acordo com Resolução Normativa ANEEL nº 1.137/2025, que estabelece regras rígidas para concessionárias de energia enfrentarem eventos climáticos extremos, como também ajudaram na sua própria formulação, nas etapas preliminares. “Em 2024, tivemos um evento na sede da ANEEL, onde o Grupo da Neoenergia foi convidado para compartilhar suas boas práticas, juntamente com outras distribuidoras e convidados internacionais. Depois deste evento, teve uma série de visitas presenciais e online, onde recebemos, na Neoenergia Coelba, representantes da ANEEL, para ver como nos organizamos para esses eventos, e depois de toda essa discussão e fomento, foi publicada a Resolução 1.137, que traz orientações e também um plano de atuação coordenada para essas ocorrências”, ressalta Thiago.

Participando dos debates, a Superintendente de Sustentabilidade da Neoenergia, Lys Piovezan, explicou que as ações da empresa estão focadas no mapeamento de ativos críticos, para que estes estejam preparados para eventos climáticos extremos. “Na prática, como vamos implementar essa nova norma? Primeiro temos que fazer o mapeamento dos ativos críticos na operação frente aos eventos climáticos extremos. Precisamos saber se, por exemplo, em uma forte seca, com muito calor, o que vai acontecer com nossas distribuidoras, com nossos ativos, eles estão prontos para isso? Depois de mapearmos tudo isso, saberemos se temos ao não proteção boa e em quais regiões precisamos nos preocupar mais, e com isso, podemos direcionar ações para os ativos mais sensíveis, e fazer, a partir daí, um mapeamento para acompanhamento na alta gestão”, detalha Piovezan.

A compreensão e preparação para esses eventos, segundo Piovezan, vão além da busca pela melhoria da qualidade do fornecimento de energia elétrica. “Antigamente, as empresas ignoravam os eventos climáticos extremos, mas eles estão aí é importante entender como financeiramente eles impactam nossos negócios para a gente conseguir ter uma estratégia inteligente e uma governança que funcione para o acompanhamento de risco”, ressalta.

Plano de investimentos da Bahia – Maior distribuidora de energia elétrica do Nordeste e terceira maior do país (em número de clientes), o plano de investimentos da Neoenergia Coelba prevê um aporte, entre 2026 e 2027, de R$ 6,4 bilhões em investimentos no estado. De acordo com a Superintendente de Relações Institucionais e Governamentais da empresa, Maria Helena Alves de Farias, que coordenou o painel de abertura do CINASE, a Neoenergia Coelba possui quase 7 milhões de clientes, mais de 370 mil quilômetros de rede e gera cerca de 20 mil empregos, diretos e indiretos.

“Para o biênio 2026/27 serão 13 novas subestações, 22 subestações com potência ampliada, e mais de 700km de linha de

alta tensão que estão em construção e serão entregues até o fim do próximo ano. Trata-se de um estado que cresce muito, cresce o turismo, então, temos entregas previstas para todo o estado da Bahia”, detalha Maria Helena.

NOVA NR 10 E OS IMPACTOS NA SEGURANÇA DO TRABALHO COM ELETRICIDADE

Outro debate que ganhou projeção na edição de Salvador foi o painel que tratou sobre a nova Norma Regulamentadora NR-10, do Ministério do Trabalho, que altera e moderniza substancialmente

Único sistema de sua categoria com 7 métodos de localização de falhas incorporados:

• Teste de resistência de isolamento

• Reflectometria de domínio do tempo (radar)

• Teste CC de prova de alta tensão (hipot CC)

• Métodos de pré-localização transientes e baseados em ecômetro

Sistema portátil de localização de falhas em cabos

Mais informações

• Picos/batidas em vários estágios de tensão

• Testes da blindagem e detecção de falhas da blindagem através de pinpointing

• Queima

Cobertura Especial

Instalações Elétricas e Serviços com Eletricidade”, ela vai abranger baixa, média e alta tensão, instalações elétricas, inclusive provisórias, onde será obrigatória uma RP de um engenheiro eletricista. Vai trazer equiparação com trabalho em proximidade, como por exemplo, telefonia e TV a cabo, ou seja, quem trabalha na proximidade com redes elétricas, de forma explícita e implícita, estará dentro da NR 10, já estava antes, mas não da forma que nós gostaríamos. Isso tem um impacto direto no trabalho individual, sendo compreendido”, explica o especialista.

Outra mudança importante que foi incorporada no novo texto da norma diz respeito ao risco de arco elétrico. “Uma das principais novidades está no limite de aproximação de segura para arco elétrico. A norma traz requisitos de energia incidente, incêndio, explosão, sobre tensão, área classificada e proteção contra descargas atmosféricas, desde a concepção do projeto”, ressalta Aguinaldo Bizzo, que chamou atenção ainda para a existência de um capítulo especial da norma dedicado somente ao treinamento dos profissionais atingidos pela NR 10. O debate em torno da nova redação da Norma contou ainda com a participação dos especialistas no tema Nunziante Graziano e Diego Tognon.

FEIRA DE NEGÓCIOS

A feira de negócios do CINASE Salvador foi uma atração à parte. Reunindo grandes marcas nacionais e locais, os visitantes puderam interagir com equipamentos, conhecer novas tecnologias, interagir e tirar dúvidas diretamente com os técnicos e especialistas de cada segmento. Além disso, claro, prospectar e fazer negócios, não só com as empresas de engenharia elétrica presentes, como também aprimorar o relacionamento com a Neoenergia Coelba, que não só compôs grande parte dos debates ocorridos no congresso técnico, como também marcou presença com um grande time de gerentes, diretores e colaboradores, em seu estande, estrategicamente instalado no centro da feira de exposição.

“Participar do CINASE para a Neoenergia é muito importante — já estivemos nas edições de Recife e Brasília, em 2024, e agora, novamente em Salvador, acontecendo em nossa praça. É importante por várias razões. Primeiro, porque é, sem dúvida, uma presença institucional relevante no setor elétrico local, no setor elétrico baiano. O maior nome do setor elétrico será sempre a distribuidora daquela praça, então é muito importante que estejamos presentes. E, segundo, porque é uma oportunidade de mostrarmos à sociedade aquilo que a Neoenergia vem desenvolvendo em termos de produtos inovadores e de soluções aplicadas para resolver problemas e demandas reais dos consumidores, dos nossos clientes e da sociedade”, explica João Menezes, Especialista de P&D da Neoenergia.

No estande da concessionária, o foco, segundo Menezes, foi nos produtos desenvolvidos no âmbito do programa de

Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação, regulado pela Aneel. “Trouxemos alguns produtos aplicados, por exemplo, à melhoria da qualidade da energia e do fornecimento e, em última instância, ao benefício dos nossos clientes. Mas também há outros desenvolvimentos e processos que aplicamos sobre como a Neoenergia se prepara para enfrentar eventos climáticos severos e para dar maior resiliência à rede elétrica. Isso envolve tanto o uso de tecnologia quanto processos e equipes capacitadas, são muitas variáveis envolvidas. Então é uma grande oportunidade de falarmos com o nosso cliente, com a sociedade baiana, mostrando que, no caso específico desta edição, o que estamos fazendo é em benefício do nosso cliente, da sociedade, e da melhoria de um serviço tão fundamental como a distribuição de energia”, complementa João.

Para o Diretor Comercial da Comkap, André Luiz da Silva, um dos grandes diferenciais do CINASE é a capacidade de agregar, em um único espaço, um público altamente qualificado, com real poder decisório em suas empresas e organizações. “Tivemos bastante contato com pessoas realmente do setor, pessoas qualificadas, que já começam a entender o nosso produto, nossa proposta e levam isso para dentro das suas empresas, para o seu setor de engenharia, manutenção, com grande possibilidade

A distribuição de energia que moderniza os Data centers

Em um cenário em que data centers se tornam mais densos, potentes e estratégicos, a infraestrutura de baixa tensão precisa evoluir no mesmo ritmo.

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Cobertura Especial

de negócios, e isso é muito bom. Além desse público mais qualificado, também temos acesso ao público oriundo do universo acadêmico de engenharia, estudantes técnicos, pessoas que já estão atuando na área, e isso é muito importante. Para mim, o grande diferencial do CINASE é justamente a qualificação do público”, destaca André.

Outro ponto destacado pelo executivo é a oportunidade de negócios entre os próprios expositores. “Tivemos a sorte de participar da edição que quebrou recorde (Minas Gerais), e agora, estamos participando da segunda maior edição da história do evento. Nas duas edições, foi muito proveitoso, o interesse nos nossos produtos, o contato com os clientes, além também de nos aproximarmos e fazer negócios com os outros patrocinadores, então, a gente amplia a nossa rede, faz mais contatos e a verdade é que o CINASE Salvador surpreendeu positivamente. Inclusive, acabamos ficando sem material de apoio no estande, dada a quantidade de pessoas que passaram aqui”.

No total, a feira de negócios do CINASE Salvador contou com a participação de 35 empresas, são elas: ABB; Bahiatech; Blutrafos; Chint; Choice Technologia; Cobrecom; Comkap; Elantas; Eletro Blindados; Embrastec; FLIR; Frontec; Gimi; Grupo Setta; HDS; Hellermann; Hitachi; Itaipu; Kraus E Naimer; Krj; Kron; Magvatech; Megatron; Minuzzi; Pextron; Power Engenharia; Relprot; Romagnole; S&C; Siemens; Sil; Soprano; Trael; Tramontina; e WEG.

PRÊMIO O SETOR ELÉTRICO

Marcado por um mix de emoção, gratidão e reconhecimento, o Prêmio O Setor Elétrico, solenidade que antecede a abertura de todas as edições do CINASE, contou com a participação de autoridades, empresários, especialistas e acadêmicos de todo o estado da Bahia. Com diversos projetos inscritos nas cinco categorias, o prêmio 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 da premiação, que foi realizada na noite do dia 27 de abril, também no Centro de Convenções Salvador:

INOVAÇÃO TECNOLÓGICA:

Godel Smart Sensor AT – Sensor para Detecção de Faltas em Tempo Real em Linhas de 69 KV A 138 KV. Proponentes: João Manoel Menezes da Fonseca; Janine Souza Dórea Costa; Carlos Ademar Purim; Adriel Lima; Robert Ramos; e Giancarlo Heck. Empresa/instituição responsável: Neoenergia; Lactec (PDI – ANEEL – Programa de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação); Godel Tecnologias; e Tecsys.

PROJETO LUMINOTÉCNICO:

Ilumina Patos. Empresa/instituição responsável: 42LUX. Proponentes: Wild Freitas da Silva Santos e Lorrane Rezende

PESQUISA & DESENVOLVIMENTO:

Godel PQA-900: Analisador de Qualidade da Energia Elétrica com Oscilografia Contínua. Empresa/instituição responsável: Neoenergia; Lactec (PDI – ANEEL – Programa de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação); Godel Tecnologias; IMS Power Quality. Proponentes: Gustavo Travassos Aguiar da Silva; Andrews Mascarenhas Cavalcante; Daniel Rocha Matos; Moira Bastos Prates; Eric Jordan Bastos; Janine Souza Dorea Costa; Matheus Barth Souza; e Bruno Marchesi.

ENERGIAS RENOVÁVEIS:

Planta Híbrida Inteligente: Eólica + Bess + FV + Data Center. Empresa/instituição responsável: Senai Cimatec; Axia Energia; Instituto Senai de Inovação – Energias Renováveis, Instituto Senai de Inovação – Tecnologia da Informação e Fade UFPE. Proponentes: Joel Lacerda Ferraz Neto; Ricardo Cerqueira Medrado; Lucas do Espírito Santo Fernandes; Matheus Navarro de Oliveira Gomes; Lucas Pimentel de Freitas; Juliane da Silva Conceição; Diogo Nunes da Silva Ramos; Allan Rodrigues Silva; Bruno Santos Junqueira; Thamiles Rodrigues de Melo; Alexandre da Silva Ribeiro; Tatiane Vianna Barduke.

INSTALAÇÕES ELÉTRICAS INDUSTRIAIS E COMERCIAIS:

E-Drive Energy - Eletroposto 1.4

MW. Empresa/instituição responsável: Ideal Tech Brasil. Proponentes: - Guildo Sena e Raissa Matos.

Cobertura Especial

HOMENAGENS

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

EDUARDO LEMOS AMARAL

Engenheiro eletricista formado pela Escola Politécnica da Universidade Federal da Bahia (UFBA), com atuação consolidada em projetos, consultoria e gestão em engenharia elétrica desde a década de 1980. Iniciou sua carreira na COELBA, com foco em proteção de sistemas elétricos, e posteriormente atuou na GTPO – Grupo Técnico de Consultoria e Projetos, desenvolvendo e coordenando projetos em edificações e instalações especiais, com destaque para telecomunicações e unidades hospitalares. Desde 1991, é sócio-fundador da Quality Engenharia e Consultoria, onde lidera projetos industriais, hospitalares, de iluminação pública e infraestrutura elétrica para diversos segmentos. Paralelamente, desenvolve atividades acadêmicas em cursos de especialização na área de instalações elétricas e engenharia clínica. É Life Senior Member do IEEE, tendo presidido a Seção Bahia, além de atuar em entidades como o SINAENCO-BA e integrar a Academia de Engenharia da Bahia, com destacada contribuição ao desenvolvimento técnico e institucional da engenharia.

LAURA PORTO

Diretora do Grupo Neoenergia desde 2017, com atuação estratégica no setor elétrico brasileiro, possui sólida experiência em energias renováveis e políticas públicas. Até 2016, foi Diretora de Operações da joint venture Força Eólica do Brasil, parceria entre a Iberdrola e a Neoenergia, e anteriormente atuou como Country Manager da Iberdrola Renováveis no Brasil. Em 2004, esteve à frente da implantação do PROINFA, programa fundamental para a inserção da energia eólica na matriz elétrica nacional, e, entre 2000 e 2001, coordenou no Ministério de Minas e Energia o Programa Luz no Campo, que deu origem ao Luz para Todos. Engenheira eletricista formada pela Universidade Federal da Bahia (UFBA), iniciou sua carreira na Neoenergia Coelba. Em 2022, foi reconhecida como Embaixadora do Vento pela ABEEólica e, em 2025, integrou a lista dos “100 Mais Influentes do Setor de Energia”, na categoria Representatividade, pelo Grupo Mídia.

CAIUBY ALVES DA COSTA

Engenheiro eletricista formado pela Universidade Federal Fluminense (UFF), com especialização em Energia Elétrica pela École Supérieure d’Électricité (SUPELEC), na França, e doutorado pela Universidade de Paris XI. Iniciou sua trajetória profissional na Petrobras e atuou em empresas como Coelba, SAER, Cimento Salvador e CEPED, com experiência em engenharia de manutenção, montagens e projetos, além de consultorias para companhias como Odebrecht e Concremat. No meio acadêmico, foi professor da Escola Politécnica da Universidade Federal da Bahia (UFBA), onde também exerceu o cargo de diretor, participando da implantação da pós-graduação stricto sensu e contribuindo nas áreas de ensino, pesquisa e gestão. Atuou ainda como avaliador do MEC e desenvolveu relevante produção intelectual voltada à história da engenharia e ao desenvolvimento tecnológico no Brasil, além de ter presidido o Instituto Politécnico da Bahia (IPB) e integrado o Instituto Geográfico e Histórico da Bahia (IGHB).

ANTONIO BRITO

Engenheiro eletricista formado pela Universidade Federal da Bahia (UFBA), com especializações em Sistemas Elétricos pela UNIFEI e em Energia Solar Fotovoltaica pela Carl von Ossietzky Universität Oldenburg, na Alemanha. Com mais de 43 anos de experiência no setor elétrico brasileiro, construiu carreira em posições técnicas e executivas, atuando em áreas como planejamento, engenharia e pesquisa & desenvolvimento. Possui sólida atuação em sistemas elétricos de potência, com foco em qualidade de energia e estudos para integração de fontes de geração ao Sistema Interligado Nacional. Destaca-se também na liderança de projetos de inovação e na gestão de programas de P&D regulados pela ANEEL. Atualmente, é consultor em engenharia elétrica e fundador da Eadem Engenharia, desenvolvendo projetos de inovação para o setor elétrico.

A matriz elétrica brasileira vive um paradoxo. O país reúne um dos maiores potenciais renováveis do mundo, mas nem sempre essa energia chega, com segurança e eficiência, aos principais centros de consumo. Nesse contexto, a transmissão passa a ocupar papel central na transição energética: não basta gerar mais; é preciso transportar grandes blocos de potência por longas distâncias, com controle, confiabilidade e perdas reduzidas. É justamente nesse ponto que o HVDC (High Voltage Direct Current, ou Alta Tensão em Corrente Contínua) ganha relevância estratégica.

O HVDC não é novo no Brasil. Sua trajetória começa com Itaipu e se amplia com os sistemas do rio Madeira e de Belo Monte. Historicamente, a corrente contínua foi adotada para transportar grandes blocos de energia hidrelétrica e, em Itaipu, interligar sistemas de 50 Hz e 60 Hz. Agora, essa mesma tecnologia passa a assumir novo papel: integrar geração renovável variável, sobretudo eólica e solar, situada longe dos principais centros de carga.

A transmissão aérea em corrente alternada, ou HVAC - High Voltage Alternating Current - continuará sendo a base das redes de transmissão. No entanto, quando o desafio envolve milhares de megawatts, longas distâncias e maior controle do fluxo de potência, o HVDC passa a se mostrar uma alternativa altamente competitiva.

Em uma linha HVAC, o fluxo de potência depende das impedâncias da rede, dos ângulos elétricos e das condições operativas do sistema. Em um elo HVDC, por sua vez, a potência transmitida pode ser controlada eletronicamente pelas estações conversoras, oferecendo ao operador uma ferramenta adicional de governabilidade em sistemas com elevada participação de fontes renováveis conectadas por inversores.

A geração renovável moderna depende cada vez mais de eletrônica de potência. Diferentemente das grandes máquinas síncronas tradicionais da geração hidrelétrica, essas fontes oferecem menor inércia natural e podem tornar a rede mais sensível a variações rápidas de geração e tensão. Nesse contexto, o HVDC com conversoras VSC (Voltage Source Converter) permite controlar potência ativa e reativa com maior flexibilidade, além de favorecer a operação em redes com elevada participação de fontes solares e eólicas.

Representação conceitual do papel do HVDC na integração de grandes blocos renováveis. Enquanto o HVAC permanece como malha regional estruturante, o HVDC assume função complementar de transmissão expressa em aplicações de longa distância, alta potência e maior controle do fluxo de potência. Fonte: elaboração própria.

A geração renovável moderna depende cada vez mais de eletrônica de potência. Diferentemente das grandes máquinas síncronas tradicionais da geração hidrelétrica, essas fontes oferecem menor inércia natural e podem tornar a rede mais sensível a variações rápidas de geração e tensão.

Em termos práticos, a transmissão HVAC tende a acompanhar o comportamento natural da rede, enquanto o HVDC permite controlar parte desse comportamento de forma mais direta. Como interface controlável entre regiões elétricas, o HVDC modula o fluxo de potência com rapidez e previsibilidade e pode separar eletricamente dois sistemas em corrente alternada, reduzindo a propagação direta de perturbações. Dessa forma, acrescenta robustez à integração de grandes blocos de geração variável a longas distâncias

Outro ponto relevante diz respeito ao comportamento das perdas e das exigências elétricas associadas à transmissão. Em linhas aéreas longas, tanto HVAC quanto HVDC apresentam perdas resistivas nos condutores. Na corrente alternada, entretanto, somam-se efeitos relacionados à potência reativa da linha e às perdas por corona. No HVDC, a transmissão em corrente contínua elimina a componente reativa associada à própria linha e, embora o efeito corona também esteja presente, seu impacto tende a ser menor no balanço global da transmissão.

Um estudo de caso publicado na revista Sustainability (LUDIN et al., 2022) comparou uma linha aérea de 1000 MW, 500 kV e 640 km nas alternativas HVAC e VSC-HVDC. Nesse caso específico, as perdas resistivas ficaram na mesma ordem de grandeza, enquanto a componente reativa e as perdas por corona foram mais elevadas na alternativa HVAC. O impacto total comparativo associado ao HVAC foi 3,18 vezes superior ao do VSC-HVDC (LUDIN et al., 2022). A interpretação desse resultado, porém, exige cuidado: a componente reativa não constitui “perda de energia” no mesmo sentido da

perda Joule, mas uma exigência elétrica adicional, que demanda compensação e ocupa capacidade do sistema.

Essa característica é particularmente relevante no contexto brasileiro. Quando há excedente de geração renovável em regiões exportadoras e limitações para transportar essa energia até os principais centros consumidores, surgem restrições de geração - o chamado curtailment. Em outras palavras, o desafio deixa de ser apenas gerar mais energia e passa a incluir a capacidade efetiva de escoá-la com eficiência e controle.

Por isso, a viabilidade do HVDC não deve ser analisada apenas sob a ótica do custo inicial da obra. As estações conversoras representam investimento elevado, mas a comparação adequada precisa considerar o custo total do sistema, incluindo perdas evitadas, menor necessidade de reforços equivalentes em corrente alternada, melhor aproveitamento de corredores e uso mais eficiente de energia renovável que, de outro modo, poderia ser restringida.

Síntese dos principais componentes que afetam a eficiência da transmissão aérea em HVAC e HVDC, com base em estudo de caso de uma linha de 1000 MW, 500 kV e 640 km. Adaptado de Ludin et al. (2022, figura 10).

Figura 2 — Comparação simplificada de perdas e exigências elétricas: HVAC x HVDC

Há uma lógica econômica central nessa comparação. Em geral, a linha HVDC em si pode apresentar menor custo por quilômetro do que uma linha HVAC equivalente em aplicações de alta potência e longa distância. O que eleva o custo inicial do sistema HVDC são as estações conversoras. Por isso, em distâncias menores, o HVAC tende a ser mais competitivo; já em distâncias longas, o menor custo relativo da linha HVDC, somado aos seus benefícios operativos, pode compensar esse investimento adicional.

Esse comportamento costuma ser representado por curvas de distância de equilíbrio econômico, ou break-even distance. Publicações técnicas apresentam referências típicas na faixa de 600 a 700 km para linhas aéreas. Essa distância, contudo, depende de parâmetros específicos, como potência transmitida, número de circuitos, tensão, tecnologia das conversoras, condições de instalação e fatores ambientais. Por isso, essa faixa deve ser entendida como referência conceitual, e não como regra universal (MADIGAN et al., 2023).

Artigo Técnico

Em outras palavras, o HVDC exige investimentos relevantes, mas o gargalo de transmissão também tem seu custo. Esse custo pode se materializar na forma de energia renovável não aproveitada, maior complexidade operativa, postergação de investimentos e, em determinados cenários, maior necessidade de geração complementar em outras regiões.

O planejamento brasileiro já reflete essa visão. Em novembro de 2025, no Estudo de Expansão das Interligações Regionais – Parte III, a EPE recomendou o Bipolo Nordeste II, um sistema HVDC-VSC entre Angicos/RN e Itaporanga 2/SP-PR (EPE, 2025). Trata-se de uma solução pioneira no SIN por aplicar tecnologia VSC em um corredor de aproximadamente 2.500 km, voltado à ampliação do intercâmbio regional e à integração segura de grandes blocos renováveis.

O HVDC, portanto, não deve ser visto como concorrente da corrente alternada, mas como solução complementar e estratégica. A corrente alternada continuará estruturando a rede, enquanto a corrente contínua tende a assumir o papel de transmissão expressa em aplicações de grandes blocos de potência, longas distâncias e interligações críticas.

Em um Brasil cada vez mais renovável, eletrificado e distribuído geograficamente, discutir HVDC é, acima de tudo, discutir viabilidade sistêmica. Mais do que avaliar o custo de conversoras e linhas, é necessário mensurar o valor de ampliar o aproveitamento das renováveis, reduzir restrições operativas e preparar a infraestrutura de transmissão para o ritmo da transição energética. Sob essa ótica, o HVDC não é apenas uma tecnologia viável, mas uma solução com potencial de se consolidar como peça estratégica da próxima etapa da expansão do sistema elétrico brasileiro. Em um país continental, renovável e

Representação conceitual do ponto de equilíbrio econômico entre sistemas HVAC e HVDC. Embora as estações conversoras elevem o custo inicial dos sistemas HVDC, a linha em corrente contínua tende a apresentar menor custo relativo por quilômetro em aplicações de longa distância e alta potência. Figura adaptada de Madigan et al. (2023, p. 17); referência de break-even com base na tabela 6 do mesmo documento.

cada vez mais eletrificado, transmitir energia com eficiência, controle e confiabilidade será tão estratégico quanto gerá-la.

REFERÊNCIAS

EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA (EPE). EPE inova ao publicar estudo de expansão da capacidade das interligações regionais recomendando a aplicação da tecnologia HVDC-VSC de forma inédita no SIN com flexibilidade tecnológica para os leilões de transmissão. 2025. Disponível em: <https://www.epe.gov.br/pt/ imprensa/noticias/epe-inova-ao-publicar-estudo-de-expansaoda-capacidade-das-interligacoes-regionais-recomendando-aaplicacao-da-tecnologia-hvdc-vsc-de-forma-inedita-no-sin-comflexibilidade-tecnologica-para-os-leiloes-de-transmissao>. Acesso em: 30 mai. 2026.

LUDIN, Gul Ahmad et al. Technical and economic analysis of an HVDC transmission system for renewable energy connection in Afghanistan. Sustainability, v. 14, n. 3, art. 1468, 2022. DOI: 10.3390/ su14031468. Disponível em: <https://www.mdpi.com/20711050/14/3/1468>. Acesso em: 30 mai. 2026.

MADIGAN, Gary et al. Cost and economic aspects. In: COMPARING high voltage overhead and underground transmission infrastructure (up to 500 kV). 2023. Disponível em: <https://s37430.pcdn.co/ ciet/wp-content/uploads/sites/16/2023/11/04_Cost_Economics_ Aspects.pdf>. Acesso em: 30 mai. 2026.

*Marcondes Silvestre Takeda é Gerente de Aplicações e Produtos da Prysmian

A linha Mining Block® STRAHL, composta por tomadas e plugues industriais, tomadas com bloqueio mecânico, eletromecânico e proteção elétrica, atende aos mais rigorosos padrões de qualidade e segurança exigidos nas instalações elétricas. Desenvolvidas para garantir segurança e proteção, são indicadas e apropriadas para instalação e uso em ambientes extremamente agressivos, como indústrias de mineração, petroquímicas, siderúrgicas, áreas portuárias, entre outras.

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Armazenamento de energia e o futuro do setor elétrico

Ao longo de 2026, este fascículo abordará os avanços das tecnologias de armazenamento de energia e sua crescente relevância para o setor elétrico. Em um sistema cada vez mais renovável e complexo, soluções de estocagem se tornam essenciais para garantir flexibilidade, confiabilidade e segurança energética. As abordagens contarão com a expertise e o olhar de duas grandes especialistas no tema: Miriam Penna Diniz, que traz em sua bagagem mais de 20 anos de experiência em engenharia industrial e no setor elétrico. Pioneira no setor fotovoltaico nacional, ministra cursos e mentorias sobre autoprodução; e Michele dos Reis - engenheira eletricista pela Pontifícia de Minas Gerais e mestre em Sistema Elétrico de Potência pela UFMG. Atualmente é Gestora de Inovação em Baterias e Armazenamento na CEMIG, onde também já atuou nos processos de Operação e Manutenção de Usinas, Planejamento da Expansão de Transmissão e Distribuição e Gestão de Qualidade, Saúde, Segurança e Meio Ambiente.

Capítulo 4

Modelos de negócio e competitividade de projetos de baterias

Por Eduardo Tobias Ruiz*

PRINCIPAIS APLICAÇÕES DAS BATERIAS NO SETOR ELÉTRICO

As baterias são uma tecnologia polivalente. No setor elétrico, dentre suas múltiplas funções, destaca-se a capacidade de deslocar a eletricidade no tempo, também chamada de time-shift. Tal aplicação pode ser bastante útil junto a fontes de geração variáveis, como a fotovoltaica e a eólica, chamada de peak shaving, assim como junto à carga, chamada load-shift.

Na geração, o uso de baterias permite otimizar o MUST ou MUSD (Montante do Uso do Sistema de Transmissão/Distribuição) e, se no mercado livre, permite:

(I) Despachar em momentos de preços mais favoráveis (arbitragem); (II) Mitigar o custo de modulação horária de contratos de venda de eletricidade com modulação flat; e (III) Mitigar o risco de curtailment.

Em havendo regulação e sinal de preços apropriados, a aplicação também pode prover serviços ancilares ao sistema elétrico (e.g., flexibilidade, controle de tensão etc.).

Junto à carga, as baterias provêm estabilidade de suprimento de eletricidade, backup em caso de falha da rede, otimização do MUST/D carga e redução do consumo nos horários de tarifas mais caras (e.g., horário de ponta).

Fig. 1 – Principais aplicações das baterias no setor elétrico. Fonte: elaborado pelo autor (2026).

Também podem ser aplicadas exclusivamente para prover capacidade para o sistema elétrico, a exemplo do iminente primeiro leilão de reserva de capacidade (LRCAP) dedicado a baterias em planejamento pelo Ministério de Minas e Energia (MME). Por fim,

tem múltiplas aplicações em sistemas isolados, que não serão o foco deste texto. Os modelos de negócio explorados neste artigo serão os de capacidade, via LRCAP, a aplicação atrás do medidor junto à geração, e atrás do medidor junto à carga.

PRINCIPAIS FATORES DE COMPETITIVIDADE DE PROJETOS DE BATERIAS NO BRASIL

A viabilidade econômica de um projeto de baterias é função de quatro principais fatores, conforme ilustrado na Figura 2:

Fig. 2 – Principais variáveis que determinam a viabilidade econômica de projeto de baterias. Fonte: elaborado pelo autor (2026).

(I) O custo de armazenamento, decorrente de um conjunto de variáveis, parte delas intrínsecas ao projeto (endógenas) e parte exógenas (e.g., vide Figura 3);

(II) A remuneração do ativo, que pode ser um conjunto de receitas e/ou custos evitados (externalidades);

(III) As fontes e condições de financiamento disponíveis e aplicáveis ao projeto; e

(IV) A Taxa Mínima de Atratividade (TMA) exigida pelo investidor, a qual deve ter implícito em seu cálculo o risco específico do projeto em análise.

Modelo de negócio 1: behind-the-meter junto à carga

Esse modelo de negócio consiste em instalar baterias junto à carga, ou seja, junto ao consumidor e atrás do medidor (behindthe-meter). O investimento pode ser feito pelas próprias empresas

consumidoras de eletricidade. Porém, esse modelo tem sido explorado principalmente na modalidade “BESS1 as-a-service”, no qual uma empresa terceira especializada faz o investimento customizado às necessidades do consumidor, condicionado à celebração de um contrato de longo prazo de locação do ativo. A remuneração do investidor pode ser 100% fixa ou com uma parte vinculada ao desempenho do ativo e/ou à economia efetivamente auferida pelo consumidor. A principal vantagem do modelo “as-aservice” é resolver uma “dor” do consumidor sem comprometimento de seu capital e com economia desde a largada.

Neste nicho de mercado, quanto maior a diferença das tarifas (TE e TUSD) ao consumidor no horário de Ponta vs. Fora-Ponta, maior a rentabilidade potencial do investimento. No entanto, usualmente, a viabilidade econômica depende do empilhamento de outras receitas/ economias/benefícios ao consumidor; por exemplo, a redução do MUSD, o aumento da confiabilidade do suprimento, a substituição do uso de diesel em geradores etc. Aplicações para substituição do diesel na geração elétrica (e.g., em irrigação de lavouras) também têm se mostrado competitivas em regiões onde a confiabilidade do suprimento da rede é baixa ou, ainda, em locais off-grid.

Quanto maior a “dor” do cliente, melhor é a viabilidade econômica do investimento e mais fácil é convencer o consumidor a contratar a solução. No entanto, por se tratar de uma tecnologia pouco conhecida pelos consumidores, a conversão de clientes não é fácil, principalmente pela necessidade de celebração de contrato de longo prazo (idealmente, a partir de 10 anos).

MODELO DE NEGÓCIO 2: BEHIND-THE-METER JUNTO À GERAÇÃO

Esse modelo consiste em instalar baterias junto a ativos de geração novos ou existentes. Portanto, é um projeto de hibridização atrás do medidor. Pode ser feito pela própria empresa dona do ativo de geração ou por um terceiro no modelo “as-a-service”, condicionado à celebração de um contrato de locação de longo prazo. Esse modelo de negócio faz mais sentido econômico quando tem como objetivo mitigar parcialmente os impactos financeiros de curtailment do ativo de geração. Portanto, tem sido avaliado principalmente junto a usinas eólicas e fotovoltaicas. Entretanto, há outras tantas possibilidades de remuneração/economias, conforme descrito na seção introdutória deste artigo.

Há um estigma no setor elétrico brasileiro de que “a conta não fecha” neste modelo de negócio. Contudo, o investimento já está se tornando viável em alguns casos, considerando-se:

(I) A queda de 45% no preço do BESS estacionário em 2025, chegando a US$ 70/kWh FOB China (BNEF, 2025)2;

(II) O aumento do curtailment e do PLD nos horários de corte;

(III) A iminência da aprovação da possibilidade de redução não onerosa de 30% do MUST (Consulta Pública ANEEL n.º 39); e

(IV) O aumento do custo de modulação horária da curva de geração eólica e, principalmente, fotovoltaica.

Neste modelo de negócio, a competitividade do projeto depende muito do dimensionamento das baterias. Quanto maior sua utilização, melhor sua rentabilidade. Porém, sua viabilidade econômica também depende muito das premissas de projeções de incidência de curtailment e de preço do PLD horário no longo prazo.

MODELO DE NEGÓCIO 3: MERCADO DE CAPACIDADE (LRCAP)

No mercado brasileiro, a remuneração por capacidade se dá via leilões de reserva de capacidade, nos quais os projetos vencedores passam a ter direito a uma receita fixa em R$/MW.ano por dado número de anos. No caso específico do LRCAP para baterias, com base no previsto na Portaria MME n.º 878 (MME, 2025)3, a competitividade dos projetos dependerá principalmente do:

(I) Fator locacional (0,9x);

(II) Dimensionamento inicial vis-à-vis a estratégia de augmentation; (III) Peso relativo do investimento em infraestrutura de conexão no CAPEX total;

(IV) Valor da TUST/D;

(V) Condições de financiamento; e (VI) TMA do acionista.

Nesse contexto, projetos de baterias que se conectem na infraestrutura de conexão de interesse restrito de usinas de geração existentes terão diferencial competitivo importante. Isso se deve, principalmente, pela economia no CAPEX de conexão, mas, também, pela captura de ganhos derivados de externalidades positivas decorrentes da colocalização dos ativos.

PONTOS DE ATENÇÃO PARA INVESTIDORES E CREDORES

Apesar das particularidades de cada aplicação e modelo de negócio, há pontos de atenção na análise de investidores e credores que são comuns para quaisquer projetos de baterias no Brasil. São eles:

(I) Previsibilidade de receitas no longo prazo;

(II) Incerteza quanto à degradação das baterias e sua correlação com o perfil de uso e qualidade do equipamento;

(III) Incertezas decorrentes das pendências regulatórias, em especial, o completo desfecho da CP n.º 39 da ANEEL4;

(IV) Incerteza quanto ao valor do CAPEX futuro para o augmentation;

(V) Exposição cambial no CAPEX inicial, nos reinvestimentos e nos custos de operação e manutenção; e

(VI) Condições de financiamento vis-à-vis modelo de remuneração e origem dos equipamentos.

Esses pontos têm grande impacto na viabilidade econômica dos projetos, tanto do ponto de vista de retorno quanto de risco.

COMPETITIVIDADE RELATIVA E CONCLUSÕES

Os três modelos de negócio explorados neste artigo e respectivos nichos de mercado não concorrem diretamente entre si. Possuem, porém, diferentes relações de risco-retorno, e distintos níveis de complexidade, replicabilidade e tamanhos de mercado endereçáveis. Logo, cada empreendedor e investidor deve avaliar os mercados e modelos de negócios que fazem mais sentido para seu perfil e nos quais tenha diferenciais competitivos. Independentemente da aplicação e do modelo de negócio, a progressiva queda do preço das baterias tem viabilizado cada vez mais projetos, apesar das indefinições regulatórias e da altíssima carga tributária.

Fato é que o setor elétrico brasileiro enfrenta pressões estruturais de flexibilidade decorrentes da expansão de geração renovável variável e da limitação da expansão de hidrelétricas com reservatórios. O curtailment renovável atingiu níveis críticos em 2025 – 20,6% de corte, em média (Amorim, 2026)5 – evidenciando a urgência de soluções de armazenamento que melhorem a eficiência de despacho e reduzam perdas operacionais. Do lado da carga, as baterias são uma oportunidade para consumidores reduzirem custos, ou seja, ganharem competitividade em sua atividadefim, e aumentarem a segurança/confiabilidade do suprimento de eletricidade.

As baterias não são a única tecnologia de armazenamento e certamente não serão suficientes para endereçar integralmente esses desafios. Entretanto, parece indiscutível sua necessidade – em escala – e com urgência. Consequentemente, é uma oportunidade de investimento que empreendedores e investidores do setor de energia não podem deixar de analisar.

Abre-se uma oportunidade de investimento que empreendedores e investidores não podem deixar de analisar

*Eduardo Tobias N. F. Ruiz é Sócio-fundador da Watt Capital e professor convidado da FGV Management.

2 BloombergNEF. New Record Lows for Battery Prices. 19 dez. 2025. Disponível em: https://about.bnef.com/insights/clean-transport/new-record-lows-for-battery-prices/

3 BRASIL. Ministério de Minas e Energia / Gabinete do Ministro. Portaria n.º 878, de 7 de novembro de 2025. Diário Oficial da União: seção 1, Brasília, 10 nov. 2025. Disponível em: https://www.in.gov.br/ web/dou/-/portaria-mme-n-878-de-7-de-novembro-de-2025-667753431. Acesso em: 17 nov. 2025

4 ANEEL. Consulta Pública nº 39/2023: obter subsídios para o aprimoramento do Relatório de Análise de Impacto Regulatório sobre a regulamentação para o Armazenamento de Energia Elétrica, incluindo Usinas Hidrelétricas Reversíveis. Brasília, 2023. Disponível em: http://www.gov.br/aneel. Acesso em: 2 jun. 2026.

5 AMORIM, Caique. Volt Robotics calcula perdas de R$ 6 bi com curtailment em 2025. Canal Solar. Disponível em: https://canalsolar.com.br/perdas-6-bi-curtailment-2025/. Acesso em: 22 abr. 2026.

Instalações elétricas - média e baixa tensão

O mercado de instalações elétricas de baixa e média tensão vive um momento ímpar, com a atualização de normas importantes para o segmento, como, por exemplo, a NBR 5410 e NBR 14039. Sob a coordenação do eng. Luiz Carlos Catelani, faremos uma abordagem técnica dos principais pontos dessas revisões, com comentários e explicações voltados à aplicação prática em projetos e instalações. Catelani é graduado em Física e em Engenharia Elétrica pela Unicamp, possui ampla experiência em proteção de sistemas elétricos, subestações de alta tensão, linhas de transmissão e plantas industriais. É membro do COBEI/CB-03 e da IEC TC 64, com atuação direta em normalização e requisitos de segurança para instalações elétricas.

Capítulo 4

Cabines de entrada de energia

HISTÓRICO DA EVOLUÇÃO

A evolução das cabines de entrada de energia no Brasil acompanha uma trajetória técnica e normativa significativa. Nas décadas de 1960 a 1980, predominavam cabines construídas em alvenaria com equipamentos totalmente aparentes, sem compartimentação e com grau de proteção reduzido. Esse tipo de instalação apresentava elevado risco de choque elétrico, além de permitir a propagação descontrolada de um arco interno. A partir dos anos 1990, com a popularização dos cubículos blindados metálicos, houve um avanço em segurança operacional. Esses equipamentos passaram a incorporar compartimentos segregados, intertravamentos e padronização construtiva. Já nos anos 2000,

impulsionado por acidentes industriais e normas internacionais, surgiram os cubículos ensaiados à prova de arco, capazes de conter uma falha sem expor o operador.

Conforme norma NBR14039 as cabines podem ser divididas em duas classes:

• Capacidade instalada até 300 kVA

• Capacidade instalada acima de 300 kVA

Essa divisão é também adotada em concessionárias de energia do Brasil na qual os requisitos de proteção, medição e execução são diferentes.

Neste artigo vamos abordar as subestações de entrada de energia com capacidade instalada superior a 300 kVA.

CABINES EM ALVENARIA

As cabines em alvenaria são tipicamente compostas por barramentos expostos, chaves seccionadoras em estrutura aberta, disjuntores e fusíveis facilmente acessíveis. A ausência de blindagem significava que qualquer falha de isolamento poderia evoluir para um arco elétrico. A manutenção dependia exclusivamente de procedimentos rigorosos, já que a infraestrutura não oferecia meios físicos de mitigação. Além disso, estes ambientes não atendem aos requisitos mínimos de grau de proteção IP3X e requisitos de segurança para arco elétrico.

CUBÍCULOS BLINDADOS

Os cubículos metálicos blindados representaram um salto tecnológico. Com compartimentos independentes para barramentos, cabos e dispositivos de interrupção, reduziram consideravelmente a exposição ao risco. Equipamentos de interrupção a pequeno volume de óleo (PVO), a vácuo ou SF6 adicionaram confiabilidade ao processo de proteção. Entretanto, apesar da blindagem metálica, modelos convencionais não eram projetados para resistir à energia térmica e mecânica de um arco interno, o que motivou o desenvolvimento de versões específicas resistentes a arco elétrico.

CUBÍCULOS À PROVA DE ARCO

Os cubículos à prova de arco seguem rigorosamente os ensaios prescritos em normas internacionais, como a IEC 62271-200. Durante um arco interno, portas, painéis e dutos especializados direcionam a energia para longe do operador, evitando ruptura

do equipamento e projeção de partes. Esses cubículos são classificados por níveis (AFL, AFLR), assegurando proteção frontal, traseira e lateral. A adoção desses sistemas é hoje considerada a melhor prática em ambientes industriais para atendimento às normas técnicas e de segurança.

RELAÇÃO COM NBR 14039

A Norma - NBR 14039 estabelece requisitos de segurança, acessibilidade, operação, manutenção e proteção contra contato direto e indireto. No contexto das cabines de média tensão, a norma exige a implementação de barreiras, invólucros adequados e ausência de partes vivas acessíveis. Embora não especifique diretamente a obrigatoriedade de cubículos à prova de arco, seus requisitos de mitigação de riscos conduzem naturalmente à adoção de equipamentos ensaiados. A modernização de sistemas antigos é fundamental para garantir a conformidade.

Para a proteção de choque elétrico a prescrição da NBR 14039 se resume:

No caso de contato direto as medidas de controle:

• Isolação das partes vivas

• Uso de barreiras ou invólucros

• Uso de obstáculo

• Colocação fora de alcance

Já para contatos indiretos:

• Aterramento

• Equipotencialização

• Seccionamento automático da alimentação em função do regime de aterramento (TNx, TTx,ITx)

Tipo

Alvenaria com equipamentos aparentes

Cubículos blindados

Cubículos à prova de arco

As recomendações para proteção contra faltas a arco elétrico mais efetiva são:

• Equipamentos ensaiados para resistir a um arco elétrico (classificação IAC)

• Utilização de dispositivos de detecção de luz (relés de arco)

• Limitadores de corrente de curto-circuito (reatores ou limitadores eletrônicos)

• Operação a distância segura (telecomando e automação elétrica)

Além da norma de instalação elétrica em média tensão há as prescrições de segurança complementar pela NBR 16384 que reforçam a necessidade de alterar o padrão de subestações.

• Definir os limites de aproximação e zonas de risco para diferentes níveis de tensão para o critério de choque elétrico.

• Estabelecer critérios claros para permissão de acesso, EPIs mínimos e controles administrativos.

• Exigir análise formal de risco (incluindo choque elétrico e arco elétrico) antes de qualquer atividade.

• Métodos para cálculo de energia incidente;

• Distâncias de proteção e aproximação para arco elétrico (LAS);

CONCLUSÃO

A evolução das cabines reflete a necessidade crescente de segurança e confiabilidade no fornecimento de energia (NBR 14039 no quesito de instalação e NBR 16384 na proteção e segurança do trabalhador). Cabines em alvenaria já não atendem aos critérios mínimos das normas atuais. Cubículos blindados representam melhoria significativa, mas apenas os cubículos ensaiados à prova de arco (IAC) oferecem proteção completa contra o risco mais severo da média tensão: o arco interno. A atualização das instalações deve ser tratada como prioridade técnica e ocupacional.

Atende às exigências normativas (NBR 14039 e NBR 16384)  Não atende

Parcial

Total

Observação

Partes vivas expostas com grau de proteção inferior IP 3x

Proteção eficaz contra choque elétrico, mas sem requisitos de arco interno.

Atende proteção contra choque elétrico e falhas internas.

Data centers: a fronteira do setor elétrico

Em grande expansão no país, o mercado de data centers vem levantando debates sobre a coexistência de grandes oportunidades em contraste com desafios estruturais ligados à oferta, à confiabilidade e à eficiência da energia elétrica. Ao longo do ano, o tema será esmiuçado aqui, a partir da coordenação do Engenheiro Mecânico formado pela Universidade de Brasília (UnB), Alexandre Kontoyanis, que possui especialização em Gerenciamento de Projetos pela FGV e ampla experiência em operação, manutenção e confiabilidade de ambientes críticos de alta complexidade e disponibilidade. Atualmente, é Diretor de Educação da Associação Brasileira de Data Center- ABDC.

Capítulo 4

Redundância na infraestrutura

elétrica de Data Centers

Por Renato Silva Rocha*

INTRODUÇÃO

A infraestrutura elétrica de um Data Center tem como função principal garantir energia contínua, segura e estável para as cargas críticas de TI. Servidores, storages, switches, roteadores, sistemas de telecomunicações, segurança e automação dependem de alimentação elétrica confiável. Qualquer interrupção, mesmo breve, pode gerar indisponibilidade de serviços, perda de dados, impactos financeiros e danos à reputação da operação.

Nesse contexto, a redundância é um dos conceitos centrais do projeto elétrico de Data Centers. Redundância significa possuir capacidade adicional, equipamentos reserva ou caminhos alternativos para manter a carga crítica em operação mesmo diante de falhas, manutenções ou indisponibilidades parciais. A lógica é simples: o Data Center deve continuar suportando sua carga crítica mesmo quando parte da infraestrutura elétrica falha ou está em manutenção.

Essa lógica se aplica a toda a cadeia elétrica, desde a entrada de energia até os racks de TI. Envolve subestações, transformadores, geradores, UPS, bancos de baterias, painéis de média e baixa tensão, quadros de distribuição, barramentos blindados, cabos, PDUs, RPPs, STS e fontes A/B dos equipamentos. Em instalações maiores, essa infraestrutura costuma ser organizada em power trains, ou seja, blocos completos de potência responsáveis por alimentar determinados grupos de carga.

Entretanto, redundância não significa apenas instalar equipamentos em maior quantidade. Um sistema pode ter UPS ou geradores reserva e ainda assim possuir pontos únicos de falha em painéis, barramentos, controles, chaves de transferência, rotas de cabos ou procedimentos operacionais. Portanto, o estudo de redundância deve considerar capacidade instalada, independência de caminhos, seletividade elétrica, manutenção sem parada, monitoramento e maturidade operacional.

As principais arquiteturas utilizadas em Data Centers são N, N+1, 2N, 2(N+1), Redundância Distribuída e Bloco Redundante. Cada uma apresenta um equilíbrio diferente entre disponibilidade, custo, espaço físico, complexidade e aproveitamento dos ativos.

REDUNDÂNCIA N

A configuração N representa a capacidade mínima necessária para atender à carga crítica. Na prática, significa que os equipamentos instalados são exatamente suficientes para alimentar a demanda prevista, sem sobra redundante. Se a carga crítica é de 1.000 kW e cada UPS possui 500 kW, a configuração N exige duas UPS de 500 kW.

A vantagem dessa arquitetura é a simplicidade. Ela possui menor custo inicial, menor quantidade de equipamentos, menor ocupação de espaço e menor complexidade de operação. Porém, sua grande limitação é a ausência de reserva. Se uma UPS, transformador, painel ou caminho elétrico falhar, a capacidade disponível pode se tornar insuficiente.

Por isso, a configuração N é mais adequada para ambientes não críticos, laboratórios, salas técnicas pequenas, cargas administrativas ou sistemas auxiliares. Para a infraestrutura elétrica principal de Data Centers de missão crítica, o N puro normalmente não é recomendado, pois uma única falha pode comprometer a alimentação da carga de TI. Outro ponto importante é a manutenção. Em arquitetura N, qualquer intervenção em equipamento essencial reduz imediatamente a capacidade do sistema. Isso pode exigir parada, transferência provisória de carga ou operação em condição de risco. Portanto, embora seja uma solução econômica, oferece baixa resiliência.

REDUNDÂNCIA N+1

A arquitetura N+1 acrescenta uma unidade reserva ao sistema. Ela possui a capacidade necessária para atender à carga crítica mais um equipamento adicional. Assim, é possível perder ou retirar um componente de operação sem comprometer a alimentação da carga. No exemplo de uma carga crítica de 1.000 kW com UPS de 500 kW, a capacidade N exige duas UPS. Em N+1, instala-se uma terceira UPS. Caso uma unidade falhe ou entre em manutenção, as duas restantes ainda suportam a carga total.

Esse conceito é muito aplicado em UPS modulares, grupos geradores em paralelo, bancos de baterias, chillers, bombas, ventiladores e outros sistemas de suporte. Na infraestrutura elétrica, o N+1 é especialmente útil porque permite crescimento modular, manutenção de componentes individuais e boa relação entre custo e disponibilidade.

A principal vantagem do N+1 é aumentar a resiliência sem duplicar toda a infraestrutura. No entanto, ele não garante necessariamente caminhos independentes. Muitas vezes, os equipamentos redundantes compartilham barramentos, painéis, quadros de paralelismo, controles ou dispositivos de proteção. Assim, ainda podem existir pontos únicos de falha.

Além disso, o N+1 normalmente tolera apenas uma falha. Se um equipamento estiver em manutenção e outro falhar, a redundância pode ser perdida. Por isso, essa arquitetura exige controle de carga, monitoramento contínuo e procedimentos claros de operação e manutenção.

ARQUITETURA 2N

A arquitetura 2N possui dois sistemas completos e independentes, normalmente chamados de caminho A e caminho B. Cada caminho é capaz de alimentar 100% da carga crítica. Assim, se a carga de TI é de 1.000 kW, o caminho A suporta 1.000 kW e o caminho B também suporta 1.000 kW.

Essa arquitetura é muito utilizada em Data Centers com alimentação dupla para os racks. Equipamentos de TI dual-cord são conectados simultaneamente aos caminhos A e B. Em operação normal, a carga pode ser dividida entre os dois lados. Se um caminho falhar ou for retirado para manutenção, o outro deve assumir a alimentação total.

Na prática, o 2N pode envolver dois conjuntos de UPS, dois sistemas de distribuição, dois quadros críticos, dois barramentos, dois caminhos de cabos e, em projetos mais robustos, transformadores e geradores separados por caminho. O objetivo é evitar que a falha de um lado comprometa o outro.

A principal vantagem do 2N é ser uma arquitetura totalmente redundante. Quando bem projetada, elimina pontos únicos de falha

na cadeia elétrica crítica, pois cada caminho possui capacidade integral para sustentar a carga. Também permite a manutenção de um caminho inteiro sem desligar o Data Center.

A principal desvantagem é o maior CAPEX inicial. Como há duplicação de infraestrutura, são necessários mais equipamentos, painéis, cabos, espaço físico e sistemas auxiliares. Também pode haver maior OPEX e menor utilização média dos ativos, pois cada caminho é dimensionado para 100% da carga, mas normalmente opera com carregamento parcial.

Apesar disso, o 2N é uma das arquiteturas mais robustas e previsíveis para Data Centers de missão crítica, desde que exista real independência física, elétrica e operacional entre os caminhos A e B.

ARQUITETURA 2(N+1)

A arquitetura 2(N+1) combina dois caminhos independentes com redundância interna em cada caminho. Ou seja, o Data Center possui caminho A e caminho B, ambos capazes de alimentar toda a carga crítica, e cada um deles ainda possui uma unidade adicional de reserva.

Considerando uma carga de 1.000 kW e UPS de 500 kW, cada caminho precisaria de duas UPS para atingir N. Para que cada caminho seja N+1, instala-se uma terceira UPS em cada lado. Assim, o caminho A possui três UPS de 500 kW e o caminho B também possui três UPS de 500 kW.

Essa arquitetura é indicada para ambientes de altíssima criticidade, como Data Centers hyperscale, colocation premium, operações financeiras, telecomunicações críticas e ambientes onde a indisponibilidade gera impacto severo.

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Sua principal vantagem é suportar diferentes cenários de falha e manutenção. Um módulo pode falhar dentro de um caminho sem comprometer a capacidade daquele lado, e um caminho completo pode ser mantido enquanto o outro sustenta a carga. Em determinadas condições, pode suportar múltiplas falhas.

Por outro lado, o 2(N+1) possui alto custo de implantação e operação. Exige mais UPS, baterias, painéis, cabos, espaço físico, climatização e esforço de manutenção. Também demanda comissionamento rigoroso, testes de transferência, simulações de falha, documentação atualizada e equipe operacional bem treinada.

REDUNDÂNCIA DISTRIBUÍDA

Em Data Centers maiores, a duplicação completa da infraestrutura pode se tornar muito cara e pouco eficiente. Por isso, são utilizadas arquiteturas de Redundância Distribuída, que buscam equilibrar disponibilidade, custo e aproveitamento dos ativos.

Nesse modelo, a infraestrutura elétrica é organizada em power trains. Cada power train é um bloco de potência formado por equipamentos como transformadores, UPS, painéis, distribuição elétrica e, dependendo do projeto, geradores associados. Em operação normal, os grupos de carga recebem energia de forma compartilhada entre diferentes power trains. Em caso de falha de um bloco, as cargas são redistribuídas entre os blocos remanescentes.

A Redundância Distribuída pode manter uma arquitetura totalmente redundante e sem ponto único de falha, desde que os caminhos, painéis, proteções, controles e rotas elétricas sejam corretamente segregados. Sua grande vantagem é reduzir a potência total instalada em relação ao 2N, otimizando CAPEX e OPEX. Os ativos também tendem a operar com carregamento mais eficiente.

REDUNDÂNCIA DISTRIBUÍDA 3/2

Na arquitetura RD 3/2, três power trains atendem grupos de carga de forma distribuída. Em operação normal, cada carga pode ser alimentada por dois caminhos. Se um power train falhar, os blocos restantes assumem a alimentação das cargas afetadas.

A RD 3/2 pode ser considerada totalmente redundante e sem ponto único de falha quando corretamente projetada. Em comparação ao 2N, reduz o CAPEX, pois a relação de potência instalada é menor. Enquanto o 2N exige 200% de potência instalada, a RD 3/2 pode operar com aproximadamente 150%.

Além da redução de CAPEX, essa arquitetura pode reduzir OPEX por melhorar o aproveitamento dos ativos elétricos. Também pode preservar redundância parcial durante determinadas manutenções, dependendo do carregamento real e da configuração do sistema.

A principal desvantagem é a necessidade de monitoramento rigoroso de energia para equilibrar a carga entre os power trains. Como a carga é distribuída e pode mudar de condição em caso de falha, o gerenciamento operacional deve ser rigoroso para evitar sobrecargas e perda de margem de segurança.

REDUNDÂNCIA DISTRIBUÍDA 4/3

A arquitetura RD 4/3 utiliza quatro power trains para alimentar grupos de carga distribuídos. Ela segue a mesma lógica da RD 3/2, mas oferece melhor otimização da potência instalada. Em comparação ao 2N, pode operar com aproximadamente 133% de potência instalada, resultando em CAPEX mais otimizado. Quando bem projetada, a RD 4/3 também pode ser totalmente redundante e sem ponto único de falha. Suas principais vantagens são CAPEX otimizado, OPEX otimizado, melhor aproveitamento dos ativos, alguma redundância em manutenção e menor custo inicial com escalabilidade. Para Data Centers em expansão, pode ser uma alternativa eficiente, pois permite crescimento planejado por blocos.

A principal desvantagem é a maior complexidade operacional. Quanto maior o número de power trains e grupos de carga, maior a necessidade de controle dos fluxos de energia, carregamentos, estados de operação e procedimentos de contingência. Assim como na RD 3/2, é indispensável o monitoramento de energia para equilibrar a carga. Essa arquitetura exige gerenciamento rigoroso, equipe madura e sistemas de supervisão confiáveis.

BR

A arquitetura de Bloco Redundante também busca otimizar a infraestrutura elétrica. Nesse modelo, existem blocos principais de potência e um bloco reserva. Em operação normal, cada bloco principal alimenta integralmente seu respectivo grupo de cargas. Em caso de falha de um bloco principal, a carga correspondente é transferida para o bloco reserva por meio de chaves estáticas de transferência, conhecidas como STS.

Em uma configuração BR 2+1, por exemplo, dois power trains principais alimentam seus grupos de carga e um power train reserva permanece disponível. Se um dos blocos principais falhar, as STS transferem a carga para o bloco reserva, mantendo a carga crítica energizada.

O Bloco Redundante pode ser considerado totalmente redundante e sem ponto único de falha quando o bloco reserva, as

STS, os painéis, as rotas de cabos e as proteções são corretamente projetados. Sua principal vantagem é a otimização de CAPEX e OPEX, pois o bloco reserva é compartilhado entre vários grupos de carga. Isso reduz a necessidade de duplicação completa da infraestrutura.

Outra vantagem é o menor custo inicial com escalabilidade. Em configurações maiores, como BR 6+1, a relação entre potência instalada e carga atendida pode ser bastante otimizada, tornando essa solução atrativa para Data Centers em expansão.

As principais desvantagens são a ausência de redundância durante a manutenção, quando o bloco reserva está indisponível ou já está assumindo uma carga, e o custo de implementação das STS. As chaves estáticas são componentes críticos e devem ser especificadas quanto a tensão, corrente, capacidade de curtocircuito, tempo de transferência, seletividade, compatibilidade com as cargas e integração com o sistema de supervisão.

reduzA s uas e missões de CO fo rta leÇA s ua estratégia ESG 2

Por isso, o Bloco Redundante exige projeto detalhado, coordenação adequada das proteções, testes de comissionamento, simulações de transferência e procedimentos operacionais claros.

CRITÉRIOS PARA ESCOLHA DA ARQUITETURA

A escolha da arquitetura de redundância elétrica deve considerar toda a cadeia de alimentação, desde a média tensão até os racks. Não basta avaliar apenas a quantidade de UPS ou geradores. É necessário analisar transformadores, painéis, disjuntores, barramentos, cabos, PDUs, RPPs, STS, fontes dos equipamentos e sistemas de supervisão.

Um dos primeiros critérios é a criticidade da carga. Cargas administrativas podem aceitar arquiteturas simples, enquanto cargas de TI críticas exigem maior disponibilidade. Outro critério é a necessidade de manutenção sem parada. Se o Data Center não pode ter janelas de desligamento, a arquitetura deve permitir manutenção de equipamentos e caminhos sem interrupção da carga.

Também é essencial avaliar pontos únicos de falha. UPS redundantes podem perder efetividade se compartilharem um único painel crítico. Caminhos A/B podem ser vulneráveis se passarem pela mesma rota física ou dependerem do mesmo sistema de controle. A redundância só é real quando existe independência elétrica, física e operacional.

A seletividade elétrica também é fundamental. Uma falha localizada deve ser isolada pelo dispositivo de proteção mais próximo, evitando desligamentos em cascata. Estudos de curtocircuito, coordenação e seletividade precisam estar alinhados à arquitetura adotada.

Por fim, o monitoramento é indispensável. Sistemas redundantes precisam de medição de energia, alarmes, histórico de eventos, supervisão de estados e acompanhamento de carregamento. Em arquiteturas distribuídas ou com bloco redundante, esse monitoramento é ainda mais crítico, pois o equilíbrio de carga influencia diretamente a segurança operacional.

CONCLUSÃO

A redundância na infraestrutura elétrica de Data Centers é essencial para garantir continuidade operacional. Ela permite que a carga crítica permaneça alimentada mesmo diante de falhas, manutenções e indisponibilidades parciais. Porém, sua efetividade depende de projeto adequado, operação disciplinada e monitoramento contínuo.

A arquitetura N representa a capacidade mínima e possui baixa resiliência. O N+1 adiciona uma unidade reserva e oferece boa relação custo-benefício. O 2N cria dois caminhos completos, sendo totalmente redundante e sem ponto único de falha, mas com maior CAPEX inicial. O 2(N+1) amplia ainda mais a segurança ao adicionar reserva interna em cada caminho.

A Redundância Distribuída, especialmente nas configurações RD 3/2 e RD 4/3, permite reduzir CAPEX e OPEX, melhorar o aproveitamento dos ativos e manter uma arquitetura sem ponto único de falha, desde que exista monitoramento rigoroso de energia. O Bloco Redundante também otimiza CAPEX e OPEX, mas depende das STS e pode ficar sem redundância em manutenção.

Portanto, a melhor arquitetura não é necessariamente a mais complexa ou a mais barata. A melhor solução é aquela que equilibra disponibilidade, custo, espaço, segurança elétrica, facilidade de manutenção, escalabilidade e capacidade operacional. Em Data Centers, a confiabilidade não depende apenas de equipamentos redundantes, mas de uma arquitetura elétrica coerente, bem documentada e corretamente operada.

*Renato Silva Rocha é Consultor Técnico Sênior na Schneider Electric, com sólida experiência em engenharia elétrica, eficiência energética e infraestrutura crítica para Data Centers. Ao longo de sua trajetória, consolidou atuação no suporte técnico a grandes projetos, contribuindo para o desenvolvimento de soluções elétricas seguras, eficientes e alinhadas às necessidades de ambientes de missão crítica.

O

setor elétrico na era da IA: eficiência, segurança e novos paradigmas

A inteligência artificial inaugurou uma nova fase para o setor elétrico, redefinindo padrões de eficiência, segurança e operação dos sistemas. Coordenado por Leo Almeida, Head of Sales, Energy & Industries do Google, este fascículo analisa como a IA vem sendo aplicada na geração, transmissão e distribuição de energia, além de discutir os novos paradigmas tecnológicos, regulatórios e operacionais que emergem com essa transformação.

Capítulo 4

O Tecido Conjuntivo da Utilities-X: Grafos de conhecimento, ontologias e a nova fronteira da conformidade regulatória

Confesso que, à medida que a velocidade da inovação acelera no mercado, a inquietude sobre o rumo operacional do nosso setor aumenta e as janelas de oportunidade desafiam o nosso sono, ainda continuo sem dormir muito bem (risos). Se voltarmos ao primeiro artigo, a primeira onda de digitalização do setor, eu digo que fomos inundados por sensores de campo e uma avalanche de dados brutos que, muitas vezes, residem incompletos ou isolados em sistemas corporativos. No entanto, ter dados não significa ter coordenação ou flexibilidade.

O ecossistema de TI de uma distribuidora clássica padece de uma fragmentação crônica, onde os modelos topológicos e geoespaciais operam isolados, a telemetria em tempo real corre pelos canais do SCADA, e a robustez transacional das regras de negócio pulsa em sistemas ERP, como o SAP. O grande desafio da era moderna do Sistema Elétrico Brasileiro (SEB) não é a capacidade de armazenamento, mas sim fazer com que a informação ganhe um significado unificado, consistente e relacional.

O ORGANISMO ELÉTRICO: O TECIDO CONJUNTIVO DOS DADOS E A BIOLOGIA DA UTILITIES-X

Agora reflita, e imagine uma concessionária de energia não como uma teia fria de cabos, postes e servidores, mas como um organismo vivo, pulsante e altamente complexo. Neste corpo corporativo, os órgãos vitais são poderosos, porém, por natureza, isolados. O sistema SCADA atua como o coração, bombeando telemetria em tempo real, o

sistema GIS é a visão georreferenciada, e o ERP (como o SAP) é o sistema digestivo e financeiro, processando faturamentos e custos.

Fazendo essa analogia com o corpo humano, o tecido conjuntivo é o grupo abundante no corpo humano, e sua principal função é unir, sustentar, nutrir e proteger outros tecidos e órgãos.[1] Então, se extrapolarmos a nossa imaginação teremos:

1 - Células e Matriz Extracelular são os Grafos: No corpo humano, o tecido conjuntivo possui células espalhadas imersas em uma matriz que conecta tudo. Na Tecnologia, temos o Grafo como essa estrutura de conexão. As células são os Nós (entidades como pessoas, lugares ou conceitos) e as fibras da matriz são as Arestas (os links que unem esses nós). Sem o tecido conjuntivo, os órgãos colapsariam, e sem o grafo, os dados ficariam isolados em tabelas rígidas.

2 - Os Tipos de Fibras são a Semântica: O tecido conjuntivo usa fibras diferentes (colágenas para força, elásticas para flexibilidade) para definir como as células se relacionam e reagem.Na Tecnologia: A Semântica define o significado das conexões, e em um grafo comum, você sabe apenas que o "Nó A" está ligado ao "Nó B". E, a semântica adiciona a etiqueta descritiva ("Nó A é filho de Nó B" ou "Nó A trabalha na Empresa B"). O que resulta na qualificação da relação, transformando dados brutos em conhecimento compreensível.

3 - O Esqueleto e a Cartilagem são a Ontologia: O tecido conjuntivo especializado (ossos e cartilagem) cria o esqueleto, que determina as regras de onde cada órgão deve ficar e como o corpo humano, e se

organiza rigidamente. Dentro da tecnologia, a Ontologia é o modelo estrutural rígido (o "esqueleto" dos dados), onde ela dita as regras e restrições do sistema. Por exemplo, a ontologia define que "um Humano é um Mamífero" e que "um Humano não pode nascer antes de seus pais". Assim, ela garante que o grafo e a semântica sigam uma lógica universal e consistente.

A VISÃO DO MESTRE SOBRE TEMA E A APLICABILIDADE NA INDÚSTRIA

O professor Hélio Côrtes Vieira Lopes é uma das principais referências em Ciência de Dados (Data Science) e Modelagem Computacional no Brasil. Atuou por décadas como pesquisador e professor associado no Departamento de Informática da PUC-Rio. E foi junto com o Professor Hélio que inauguramos a ConfrarIA de Dados na PUC-RJ, onde o tema despertou interesse da indústria. A ConfrarIA de Dados reúne os atores do setor para a discussão sobre as principais temáticas que envolve o setor, a academia e a tecnologia.

E, foi dentro desse ambiente rico e colaborativo que abordamos como o setor poderia repensar a forma de lidar com o volume massivo de dados, e principalmente dar mais sentido e conexão a eles.

Essa relação entre o Professor Hélio Lopes e os conceitos de ontologia, grafos e busca semântica está diretamente ligada à aplicação prática de estruturas de dados e inteligência artificial para resolver problemas complexos da indústria.

• Ontologia e Busca Semântica: O professor destaca o uso de ontologias como sistemas eficientes para estruturar bases de dados e dar significado a conteúdos digitais (o que fundamenta a chamada "busca semântica").O Projeto Globo Face Stream: Um dos exemplos práticos mais emblemáticos de sua pesquisa nessa área foi o desenvolvimento de um sistema para a Globo.com focado em geração de metadados de vídeo.Como funciona: O algoritmo reconstrói o contexto de cenas de novelas e conteúdos históricos por meio de reconhecimento facial. Para tornar a recuperação dessas informações eficiente, utiliza-se uma ontologia estruturada, permitindo realizar buscas semânticas profundas sobre "quem", "quando" e "onde" os artistas aparecem ao longo de todo o catálogo.

• Grafos e Ciência de Dados: A pesquisa de Hélio Lopes transita fortemente pela modelagem matemática aplicada a redes e estruturas complexas.Estrutura de Dados: O estudo de grafos e topologia computacional é essencial em suas frentes de Data Science, Machine

Learning e algoritmos.Grafos e ontologias andam juntos: no contexto da Web Semântica, as ontologias são frequentemente representadas e processadas na forma de grafos de conhecimento (Knowledge Graphs), permitindo ligar conceitos e inferir novas informações de forma automatizada.

A LIÇÃO DO GOOGLE: DE "STRINGS" PARA "COISAS"

Para entender a solução arquitetônica desse desafio, basta observar a evolução do algoritmo de busca do Google. A grande revolução ocorreu com a adoção da Busca Semântica e do Knowledge Graph (Grafo de Conhecimento): o sistema passou a compreender "intenções", ou seja, entidades, relacionamentos e seus contextos. O Google passou a entender que uma busca por um clube de futebol não é apenas uma sequência de letras, mas uma instituição com história, localização, ídolos e conexões complexas, resultando assim num sentido mais amplo e conectado com a pergunta (intenção) para apresentar os melhores resultados.

A grande virada conceitual dessa arquitetura reside na transição para as ontologias e os grafos de conhecimento, que representam uma nova forma de entender e estruturar tanto os dados organizados em tabelas quanto às informações não estruturadas que flutuam pelas empresas.

A FÍSICA, O NEGÓCIO E A REGULAÇÃO EM UM ÚNICO GRAFO DE CONHECIMENTO

Ao garantirmos os grafos de conhecimento consumam os conceitos da indústria e as normativas da ANEEL e do ONS como sua única fonte de verdade, tornamo-os bem poderosos, como os trilhos de segurança inegociáveis que eliminam o risco de alucinações técnicas, assegurando que o diagnóstico da máquina respeite rigorosamente as leis físicas e regulatórias do setor.

Uma ontologia não é simplesmente um banco de dados comum; trata-se da modelagem formal e compartilhada dos conceitos, propriedades e interdependências de um domínio técnico. Quando construímos essa camada semântica sobre a infraestrutura de dados, estamos, na verdade, dando contexto ao negócio. E é exatamente esse contexto que torna a habilitação da inteligência corporativa algo muito mais sofisticado. Deixamos de olhar para o dado sistêmico puro e passamos a lidar com informação contextualizada e integrada.

Quero chamar sua atenção para esse parágrafo, pois essa base nos permite ir muito além das análises avançadas tradicionais, abrindo as portas para que a empresa realize uma análise massiva de sua operação por meio de agentes de inteligência artificial, pois os agentes teriam um grande dicionário de informações para entenderem normas, contexto e suas relações, tornando-os especialistas nos temas da indústria.

Pense que, ao adotar uma ontologia baseada nos padrões, como CIM (IEC 61970/61968), estabelecemos a gramática comum do setor. O sistema passa a compreender as relações da infraestrutura geoespacial (gerida via GeoJSON e PostGIS) e dos módulos do ERP de forma nativa. Como consequência, um transformador deixa de ser uma linha isolada

e passa a ser um nó vivo na cadeia de valor. O grafo entende a qual linha ele pertence, seu impacto regulatório e seu estado em tempo real.

Como consequência, essa abordagem maximiza a capacidade executiva de atender ao rigoroso crivo da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) e do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), pois o grafo absorve as normativas do PRODIST e as Regras de Prestação do Serviço (REN nº 1.000/2021) como propriedades ativas da rede.

Um grafo de conhecimento permite a rastreabilidade do ativo em várias perspectivas, ou seja multidimensional, possibilitando um uma análise profunda do resultado econômico, onde é possível provar detalhadamente a existência do ativo, e o seu ciclo econômico perante a ANEEL.

Extrapolando, nós podemos utilizar mapeamentos e conciliações físico-contábil robustas para a Base de Remuneração Regulatória (BRR). E em outra perspectiva, essa rastreabilidade permite a apuração mais precisa dos indicadores de continuidade, como o DEC e o FEC, e também o cumprimento das exigências de tele supervisão do ONS que demandam dados altamente integrados.

Para tangibilizar o valor estratégico dessa arquitetura para a alta gestão, precisamos traduzir a tecnologia de grafos e ontologias em resultados financeiros, operacionais e regulatórios. Assim como o buscador do Google cruza intenções para entregar a melhor resposta, o grafo corporativo cruza a estrutura física da rede, os sistemas de TI e a regulação para entregar a melhor decisão de negócio.

DO CONCEITO À PRÁTICA: CASOS DE NEGÓCIOS PARA O SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO

1) Conciliação Físico-Contábil e Maximização da Base de Remuneração Regulatória (BRR)

O Desafio de Negócio:

Em uma concessionária de distribuição com milhões de ativos pulverizados geograficamente, a desconexão entre o que existe em campo (GIS), o que opera no sistema (SCADA) e o que está registrado nos livros contábeis (ERP/SAP) é um ralo silencioso de valor. Durante os ciclos de Revisão Tarifária Periódica (RTP), a dificuldade de comprovar a unitização, depreciação e o ciclo de vida de um ativo perante a ANEEL resulta em glosas, impedindo que a empresa seja remunerada pelos investimentos realizados (CAPEX).

A Solução via Grafos e Ontologia:

A ontologia cria uma "identidade única" para cada equipamento. Um transformador deixa de ser apenas uma linha de custo no ERP ou uma coordenada no mapa, e ele se torna um nó no grafo de conhecimento. A semântica conecta suas propriedades físicas (fabricante, potência), geográficas (coordenadas reais), operacionais (status de telemetria) e financeiras (nota fiscal, ordem de serviço, taxa de depreciação). A ontologia embarca as regras do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico (MCPSE), determinando automaticamente se uma intervenção de campo deve ser classificada como manutenção (OPEX) ou investimento (CAPEX).

O Valor para o C-Level:

• Aumento de Receita: Garantia de que o máximo potencial dos ativos estejam elegíveis e operantes para serem reconhecidos e remunerados na BRR.

• Compliance e Auditoria: Rastreabilidade multidimensional instantânea permite a mitigação de falhas junto ao regulador, eliminando o trabalho braçal de conciliação e o risco de multas.

2) O Cliente como Foco na Priorização de Despacho

Operacional Baseada em Risco Regulatório (DEC/FEC e REN nº 1.000/2021)

O Desafio de Negócio:

Durante eventos climáticos severos, as redes de distribuição sofrem múltiplas falhas simultâneas. O modelo tradicional de despacho de equipes de campo prioriza o restabelecimento com base puramente na carga ou na topologia (quem afeta mais clientes). No entanto, esse modelo é cego para a dimensão financeira: um circuito com menos clientes, mas que está prestes a estourar o limite de horas de interrupção (DEC) estabelecido pela ANEEL, pode gerar compensações financeiras automáticas muito mais pesadas do que um circuito maior que ainda tem margem regulatória.

A Solução via Grafos e Ontologia:

O grafo unifica em tempo real a topologia da rede, os alertas do SCADA, o cadastro de clientes e o histórico de interrupções

de cada unidade consumidora. A ontologia aplica as regras semânticas da REN nº 1.000/2021 diretamente sobre a rede. Quando uma falha ocorre, o sistema não vê apenas "uma chave aberta"; ele calcula instantaneamente o risco financeiro de compensação de todos os clientes pendurados naquela chave, cruzando com a localização viária das equipes de prontidão.

O Valor para o C-Level:

• Proteção de Caixa (EBITDA): Redução drástica no pagamento de compensações financeiras por violação de indicadores de continuidade.

• Otimização de OPEX: Despacho de equipes de campo guiado por inteligência de negócios, e não apenas por intuição operacional, atacando primeiro as falhas que custam mais caro para a companhia.

A ERA DA INTELIGÊNCIA AGÊNTICA E HÍBRIDA

É nesse cenário de altíssima complexidade que os agentes de IA encontram seu propósito mais nobre, atuando como um grande hub de inteligência analítica. Em um primeiro momento, o objetivo não é fazer com que essas entidades tomem ações autônomas na rede, mas sim colocá-las para analisar e processar continuamente os dados operacionais da indústria. Estamos falando de um volume que transita facilmente pela casa dos bilhões ou até trilhões de dados mensais gerados por sensores, ativos e sistemas supervisórios. Identificar gargalos operacionais, perdas invisíveis de eficiência ou problemas sistêmicos ocultos nessa magnitude de informação é uma tarefa praticamente impossível para a análise humana convencional. O agente de IA, posicionado como um especialista analítico focado na cadeia de valor, consegue rastrear esses desvios em milissegundos e apontar com precisão onde estão as falhas dentro da cadeia de valor da indústria.

Uma distribuidora com sistemas não integrados sofre de uma "doença autoimune corporativa", onde os órgãos (departamentos

e sistemas) não conversam, gerando ineficiências de CAPEX e OPEX, glosas e multas dos reguladores do setor.

Ao implementarmos essa tríade tecnológica com Grafos, Semântica e Ontologia criamos um tecido conjuntivo perfeito. Nutrimos a companhia com uma infraestrutura capaz de suportar os reflexos rápidos e precisos exigidos pelos novos agentes de Inteligência Artificial, consolidando um organismo corporativo saudável, responsivo e preparado para liderar a transição energética global.

Para o setor elétrico, a transição para a era da inteligência não exige a criação de "novos órgãos", mas sim a construção de um tecido conjuntivo digital robusto. É exatamente essa a função revolucionária da arquitetura baseada em Grafos de Conhecimento, Semântica e Ontologias.

A abordagem que descrevemos ao longo do artigo, tem como finalidade resgatar e fortalecer o conceito de Inteligência Híbrida que debatemos anteriormente, onde a tecnologia não substitui o engenheiro, mas atua como o sistema nervoso central que apoia e sofistica a tomada de decisão humana. Ao ancorarmos esses agentes autônomos em uma fundação capaz de dar contexto de negócios, nós garantimos que eles consumam o grafo de conhecimento e as normativas da ANEEL e do ONS. E, é assim que habilitamos uma nova forma de trabalhar, transformando a complexidade em estabilidade e consolidando, definitivamente, a era da Utilities-X. Até o próximo artigo!

REFERENCIAS:

[1] https://www.researchgate.net/publication/335957061_Tecido_ Conjuntivo;

[2] https://www.inf.puc-rio.br/blog/professor/helio-cortes-vieiralopes/

[3]https://www.inf.puc-rio.br/blog/noticia/data-science-eimportante-saber-falar-a-lingua-dos-dados-diz-helio-lopes-emlive/

[4] https://blog.google/products-and-platforms/products/search/ introducing-knowledge-graph-things-not/

Confira insights e curiosidades sobre o processo de atualização das normas NR 10,

NBR 17018 e NBR 17193

NBR 17018

INSTALAÇÕES ELÉTRICAS DE BAIXA TENSÃO | Por Paulo Barreto

REQUISITOS PARA INSTALAÇÕES EM LOCAIS ESPECIAIS - INSTALAÇÕES PARA CANTEIROS DE OBRAS DE CONSTRUÇÃO E DE DEMOLIÇÃO

Publicada em 15/02/2023, tem-se observado que a ABNT NBR 17018 não é uma norma que vem sendo aplicada de forma rotineira nas obras, sejam de construção sejam de demolição. Embora até a citada data fosse aplicada apenas a norma ABNT NBR 5410, já era visível o descumprimento de requisitos básicos de segurança na maioria das obras. Com a publicação de uma norma específica para esse fim, há necessidade de ampla divulgação no setor.

Esse tipo de instalação elétrica (canteiros de obras) costuma ser negligenciada por se tratar de instalação temporária. Boa parte dos que atuam em obras entendem que, por ser “provisória”, não há necessidade de rigor técnico. Ledo engano.

Pela experiência em inspeção de instalações elétricas em obras de construção, percebe-se que as grandes empresas já adotam medidas de segurança muito próximas do que consta da ABNT NBR 17018, portanto, serão necessários pequenos ajustes para adequar a instalação a essa norma. No entanto, nas pequenas e médias construções, as instalações elétricas destinadas ao canteiro da obra são, no mínimo, sofríveis. Para esse último caso, as adequações serão de considerável impacto.

A seguir são apresentados os principais requisitos.

PROTEÇÃO CONTRA CHOQUES ELÉTRICOS

Das medidas de proteção supletiva previstas na ABNT NBR 5410, as abaixo indicadas não devem ser aplicadas em canteiros de obras:

• locais não condutivos,

• ligação equipotencial não conectada à terra, e

• separação elétrica para a alimentação de mais de um equipamento de utilização.

Os circuitos que alimentam tomadas de corrente até 32 A, ou ainda equipamentos portáteis até 32 A e circuitos de iluminação devem atender a um dos requisitos abaixo:

• ser protegidos por dispositivo DR com IΔn ≤ 30 mA;

• ser alimentados por SELV ou PELV (*);

• utilizar separação elétrica individual.

As medidas de proteção parcial previstas na ABNT NBR 5410 que utilizam obstáculos ou colocação fora de alcance, não são admitidas em canteiros de obras.

(*) SELV: safety extra-low voltage (extrabaixa tensão de segurança); PELV: protective extra-low voltage (extrabaixa tensão de proteção)

SELEÇÃO DOS COMPONENTES

As condições de influências externas previstas na norma ABNT NBR 5410 devem ser muito bem observadas em função das peculiaridades de um canteiro de obra, tais como presença de substâncias corrosivas, movimentação de veículos, impacto, esforços

mecânicos, sol, chuva entre outros.

A altura dos circuitos deve ser bem estudada devido às dimensões de máquinas e equipamentos que transitam pela obra ou nela são montados, como é o caso de guindastes, andaimes, escadas entre outros.

Os quadros de distribuição (denominados de CCO – conjunto para canteiros de obras) devem atender à norma ABNT NBR 61439-4. Devem possuir dispositivo de seccionamento do seu circuito alimentador no próprio CCO (ou seja, possuir chave geral). E nele ser possível travar o dispositivo na posição aberta.=

As tomadas de corrente devem ter as seguintes características:

• atender a ABNT NBR 61436, para In ≤ 20 A;

• atender a ABNT NBR 60309-2, para In ≤ 125 A;

• atender a ABNT NBR 60309-1, para In > 125 A;

Outro fator importante é que as instalações elétricas em canteiros de obras (de construção ou de demolição) estão sujeitas a constante modificação. Por conta disso, a norma estabelece que, além das verificações inicial e periódica, as instalações sejam inspecionadas frequentemente. O que exigirá do instalador controle efetivo e demonstrável dessas inspeções.

Esta é apenas uma pequena amostra dos requisitos constantes da norma ABNT NBR 17018. Consulte a própria norma para mais informações.

NBR 17193 SISTEMAS DE COMBATE A INCÊNDIOS – SCI PARA INSTALAÇÕES COM SISTEMAS FOTOVOLTAICOS | Por Marcos Rogério

A APLICAÇÃO DA PROTEÇÃO PASSIVA CONTRA INCÊNDIOS NOS SFV

Ao longo das últimas três edições da OSE temos refletido sobre pontos que devem ser considerados quando se aplicam sistemas fotovoltaicos (SFV) em edifícios, sejam eles de modo sobreposto (BAPV), sejam de modo integrado (BIPV).

Naquelas edições chamamos a atenção dos leitores para o fato de que a ABNT NBR 17193:2025 prescreve a necessidade da execução de uma análise de risco de incêndio, com o objetivo de mitigar o perigo adicional de incêndio que a instalação dos SFV em um edifício pode representar para os ocupantes, para o patrimônio e ainda para as edificações vizinhas.

Deve ter ficado claro que uma importante solicitação adicional da norma para diminuir o potencial perigo de incêndios naquelas instalações, é a exigência de que os módulos FV não sejam propagadores de incêndio. Além disso, eles não podem apresentar gotejamento ou desprendimento de partículas incandescentes quando submetidos a um incêndio.

Ao considerar os temas discutidos, podemos compreender que a Norma se preocupa, de maneira muito especial, com a prevenção da ocorrência de um incêndio em uma edificação com SFV através de uma proteção passiva, definindo etapas de projeto, especificando características dos componentes (suportes, módulos etc.) e prescrevendo equipamentos com a função de proteger as equipes de bombeiros e o pessoal de manutenção contra os choques elétricos e os arcos em corrente contínua.

Entre as várias recomendações presentes na norma, deve ser notada a exigência 4.2.2 para um afastamento do local onde os módulos FV serão instalados e os poços dos elevadores com o objetivo de evitar que a fumaça gerada no caso de incêndio no SFV atinja esse poço e se alastre pelo interior da edificação.

Além disso, por serem os SFV sistemas que podem se incendiar por falhas internas ou problemas nos cabos etc. a base que irá suportar este sistema não pode se combustível e nem conter revestimento combustível conforme 4.2.3:

4.2.2 Deve ser previsto um afastamento do SFV dos poços dos elevadores suficiente para que em caso de incêndio a fumaça gerada não os atinja.

4.2.3 Os sistemas fotovoltaicos não podem ser instalados sobre estruturas combustíveis (código CA2 da ABNT NBR 5410:2004, Tabela 23), nem sobre superfícies com revestimento combustível (por exemplo, asfáltico). Para instalação em coberturas de locais com risco de incêndio (código BE2 da ABNT NBR 5410:2004, Tabela 22) devem ser observadas

as prescrições pertinentes da ABNT NBR 5410:2004. Para locais com risco de explosão (código BE3 da ABNT NBR 5410:2024, Tabela 22) deve ser observada adicionalmente a ABNT NBR IEC 60079-14.

Prevenir é a regra que norteia a norma! Quando projetando uma instalação SFV em telhado, é necessário prever um espaço para, no caso da ocorrência de um sinistro, haja espaço para eventual circulação de equipes sobre a cobertura. Por isso, encontramos em 4.2.5 a seguinte prescrição:

4.2.4 Deve ser previsto um afastamento mínimo de 1 m, no sentido horizontal ou vertical, a cada 40 m lineares de módulos fotovoltaicos instalados nas coberturas.

Como alternativa ao corredor de acesso disposto no parágrafo anterior, pode ser prevista a instalação de barreiras resistentes ao fogo, com classificação mínima EI-60 ou EW-60, conforme a ABNT NBR 16945, elevando-se no mínimo 1 m acima do plano superior da instalação do SFV, com o objetivo de compartimentar as áreas e limitar a propagação do fogo.

Encerrando nossa reflexão de hoje, encontramos em 5.1 a precaução que devemos tomar ao instalar SFV sobre edificações garantindo um espaço mínimo entre a base (telhados ou suportes de estrutura) e os módulos do SFV com o objetivo de prover circulação adequada para os gases gerados pelo calor do fogo, caso contrário, ao encontrarem dificuldade para circular sob os módulos, aqueles gases aumentarão a temperatura das bases dos módulos, ampliando assim a combustão.

5.1 Para permitir o fluxo de ar livre em torno dos componentes do SFV, devem ser respeitados os afastamentos mínimos recomendados pelos fabricantes, buscando dissipar o calor residual de seus componentes.

NOTA Caso não sejam informados no manual do fabricante os afastamentos mínimos dos módulos com a cobertura, recomenda-se adotar no mínimo 18 cm.

Na próxima edição da OSE vamos conversar sobre a proteção contra arcos elétricos em c.c. e vamos entender o que é a Função de Desligamento Rápido e por que ela é tão necessária para a proteção das equipes de manutenção e dos profissionais do Corpo de Bombeiros. Até lá!

SEGURANÇA EM INSTALAÇÕES E SERVIÇOS EM ELETRICIDADE

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Por Aguinaldo Bizzo

A NOVA NR10: MARCO HISTÓRICO

No dia 01/06/2026, foi publicado no Diário Oficial da União a Portaria MTE Nº 737, de 29 de maio de 2026, que aprova a nova redação da Norma Regulamentadora nº 10 (NR-10) - Segurança em instalações elétricas e serviços em eletricidade.

A Norma Regulamentadora nº 10 (NR-10) - Segurança em Instalações Elétricas e Serviços em Eletricidade passa a vigorar com a redação constante do Anexo desta Portaria, e seus anexos serão interpretados, nos termos dos arts. 117 e 118, da Portaria MTP nº 672, de 8 de novembro de 2021, que disciplina os procedimentos, programas e condições de segurança e saúde no trabalho e dá outras providências, conforme o disposto na tabela abaixo:

Regulamento

NR-10

Anexo I

Anexo II

Anexo III

Anexo IV

Tipificação

NR Especial

Tipo 1

Tipo 1

Tipo 1

Tipo 1

Art. 117. As normas regulamentadoras de segurança e saúde no trabalho são classificadas em:

I - Normas gerais: - normas gerais: normas que regulamentam aspectos decorrentes da relação jurídica prevista em Lei, sem estarem condicionadas a outros requisitos, como atividades, instalações, equipamentos ou setores e atividades econômicos específicos;

II - Normas especiais: normas que regulamentam a execução do trabalho considerando as atividades, instalações ou equipamentos empregados, sem estarem condicionadas a setores ou atividades econômicas específicos; e

III - Normas setoriais: normas que regulamentam a execução do trabalho em setores ou atividades econômicas específicos

Art. 118. Os Anexos das normas regulamentadoras de segurança e saúde no trabalho são classificados em:

I - Anexo tipo 1: complementa diretamente a parte geral da norma regulamentadora de segurança e saúde no trabalho, exemplifica ou

define seus termos; e II - Anexo tipo 2: dispõe sobre situação específica.

A Norma terá uma fase de transição de 12 meses, e entrará em vigor em julho de 2027, sendo que o disposto na alínea "e" do subitem 10.6.4 da NR-10 entrará em vigor 1 (um) ano após a vigência desta Portaria em relação às instalações elétricas existentes nessa data.

O texto publicado ratifica significativas mudanças aguardadas pela sociedade, onde, “em gênero”, destacam-se:

 A integração com a NR-1 e o Plano de Gerenciamento de Perigos e Riscos Elétricos;

 Reconhecimento de forma explícita da interface das atividades de telecomunicações como Trabalho em Proximidade “conforme NR10;

 Foco na construção de instalações elétricas seguras com requisitos específicos para Projetos Elétricos;

 Ratificação de quesitos técnicos específicos de Normas Técnicas, especialmente para choque elétrico por contato direto e indireto, sobretensões, SPDA , área classificada, e Perigos Externos;

 Reconhecimento e tratamento do risco de arco elétrico de forma intrínseca e explícita, incluindo obrigatoriedade do Estudo de Energia Incidente e da distância de segurança para exposição ao arco elétrico, sendo uma lacuna na Norma vigente;

 A nova organização dos treinamentos, customizados por tipo de instalação, nível de tensão e setor;

 Requisitos específicos para capacitação operacional para “Trabalhador Capacitado” conforme a NR10;

 Os caminhos para uma implementação segura do ponto de vista jurídico.

A modernização da NR-10 representa um avanço na proteção da saúde e da vida dos trabalhadores, oferecendo maior clareza e segurança jurídica para as empresas na implementação das medidas previstas na norma.

O novo texto é um avanço no processo de Gerenciamento de Perigos e Riscos Elétricos, trazendo novos conceitos, acompanhando a evolução tecnológica, e o atual modelo de gestão de riscos conforme Normas Internacionais.

Corrosão em aterramentos

*Paulo Edmundo da Fonseca Freire é engenheiro eletricista e Mestre em Sistemas de Potência (PUCRJ). Doutor em Geociências (Unicamp), membro do Cigre e do Cobei e sócio na Paiol Engenharia.

Um colega me perguntou no LinkedIn: a IEC prevê o uso de anéis de aterramento no interior das fundações de torres de aerogeradores? E por que não ocorre corrosão do aço? Minha resposta: esse padrão não é definido pela IEC, mas sim pelos fabricantes de aerogeradores. Normalmente, são previstos dois ou três anéis de cabo de cobre embutidos na fundação da torre e conectados às armaduras de aço, além de um anel de equipotencialização externo enterrado no solo.

Na fundação, o cobre está em contato direto com o aço estrutural. O entendimento é que o aço sofre passivação devido à elevada alcalinidade do concreto, formando uma camada protetora com potencial eletroquímico mais próximo ao do cobre, o que reduz o risco de corrosão galvânica. Além disso, a relação entre as áreas superficiais de cobre e de aço é muito pequena (< 5%), o que também limita a corrosão. Situação semelhante ocorre em usinas fotovoltaicas, nas quais a malha dos arranjos fotovoltaicos é de aço cobreado, interligada às estacas dos trackers, de aço zincado.

A IEC 62305-3, no item E.5.6.2.2 do Anexo E (informativo sobre corrosão em SPDA), aborda a compatibilidade eletroquímica entre os materiais utilizados em captores, descidas e aterramentos. A norma explica que o embutimento de aço ou de aço galvanizado no concreto estabiliza o potencial natural do metal devido ao ambiente uniformemente alcalino. O concreto também possui resistividade relativamente elevada e homogênea, tipicamente acima de 200 Ωm, o que reduz a circulação de correntes galvânicas.

Como consequência, armaduras embutidas no concreto tornam-se muito mais resistentes à corrosão do que quando enterradas diretamente no solo, mesmo quando conectadas a materiais mais catódicos. Por isso, a norma aceita o uso das armaduras como descidas naturais do SPDA e permite conexões diretas entre armaduras de aço, aço galvanizado, cobre e aço inoxidável no interior do concreto, desde que os pontos de conexão estejam adequadamente protegidos.

Esse comportamento difere substancialmente do observado no solo. Em contato direto com o solo, as conexões entre cobre, aço galvanizado e aço carbono exigem cuidados especiais devido às diferenças de potencial eletroquímico. Já no concreto, o pH elevado — tipicamente entre 12 e 13 — promove a formação de uma camada passiva estável sobre o aço, tornando seu potencial mais nobre e reduzindo significativamente a tendência à corrosão galvânica.

Entretanto, essa condição depende da integridade do concreto e da

manutenção de sua alcalinidade. Carbonatação, penetração de cloretos, fissuração e infiltração de água podem romper a camada passiva do aço e reativar mecanismos corrosivos. Da mesma forma, quando partes metálicas deixam o concreto e passam a estar em contato direto com o solo, o comportamento eletroquímico muda significativamente.

A IEC também recomenda evitar conexões diretas entre materiais diferentes sempre que possível. Quando inevitáveis, essas conexões devem ser protegidas contra corrosão galvânica. A norma destaca especialmente o caso do cobre em contato com o aço galvanizado ou com o alumínio. Partículas provenientes da oxidação superficial do cobre podem ser transportadas pela água da chuva e depositadas sobre superfícies galvanizadas ou de alumínio, induzindo corrosão localizada mesmo sem contato elétrico direto entre os metais.

A norma ainda adverte que condutores de alumínio não devem ser instalados diretamente sobre concreto, argamassa ou superfícies calcárias, nem enterrados no solo. Embora o alumínio apresente boa resistência à atmosfera, sua camada passiva torna-se instável em meios fortemente alcalinos ou quando enterrado, o que favorece a corrosão acelerada. Por isso, o alumínio não deve ser utilizado como eletrodo de aterramento.

Essas recomendações mostram que a durabilidade de sistemas de aterramento e de SPDA depende não apenas da capacidade de conduzir correntes elevadas, mas também da estabilidade eletroquímica dos materiais ao longo de décadas de operação. Um material eletricamente adequado pode apresentar desempenho insatisfatório quando instalado em ambiente corrosivo. Por isso, a seleção dos materiais deve considerar simultaneamente aspectos elétricos, mecânicos, ambientais e eletroquímicos.

CIGRE-Brasil: 55 anos de conhecimento, cooperação e desenvolvimento do setor elétrico

Uma trajetória construída pela troca de experiências, pela excelência técnica e pela colaboração entre profissionais e organizações do setor de energia

*Por Diretoria Executiva do CIGRE-Brasil

OComitê Nacional Brasileiro de Produção e Transmissão de Energia Elétrica (CIGRE-Brasil) exerce, há 55 anos, papel de destaque na promoção, no compartilhamento e na disseminação de conhecimento técnico entre profissionais, empresas, instituições de ensino, centros de pesquisa e demais agentes do setor elétrico.

Fundado em 1971, o CIGRE-Brasil se consolida como um dos mais relevantes fóruns técnicos do país. A entidade acompanha e apoia a evolução do sistema elétrico brasileiro por meio de estudos, debates e análises sobre desafios presentes e futuros da energia. Ao longo de sua trajetória, participa de discussões estratégicas sobre geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, planejamento energético, operação dos sistemas interligados, telecomunicações, proteção e controle, regulação, mercado de energia, geração distribuída, meio ambiente e inovação tecnológica.

Essa atuação se fortalece com a integração à comunidade internacional do CIGRE, organização fundada em 1921 e reconhecida como um dos principais think tanks mundiais do setor elétrico. Presente em mais de 90 países, reúne especialistas que compartilham experiências, desenvolvem estudos e elaboram recomendações técnicas voltadas ao aprimoramento dos sistemas elétricos em escala global, com base em independência técnica, colaboração internacional e produção de conhecimento especializado.

O CIGRE-Brasil mantém uma ampla rede de profissionais, estudantes, pesquisadores, empresas, instituições de ensino e organizações comprometidas com a excelência técnica e o desenvolvimento do setor. A participação nessa comunidade oferece acesso a publicações e acervos especializados, além da integração a Comitês de Estudo e grupos de trabalho nacionais e internacionais. Os associados também contam com condições especiais em eventos e apoio à produção e divulgação de conteúdos técnicos.

No Brasil, o CIGRE se organiza por meio de 16 Comitês de Estudo, responsáveis pela análise de tendências, desafios e oportunidades ligados à expansão e à operação dos sistemas elétricos. Os resultados desse trabalho chegam ao setor por meio de publicações, grupos de trabalho, recomendações e fóruns especializados que contribuem para o aprimoramento contínuo de profissionais e organizações.

A formação de novas lideranças também integra sua atuação. O

Next Generation Network (NGN), voltado a profissionais com menos de 35 anos, amplia oportunidades de capacitação técnica, integração com especialistas e participação em discussões estratégicas sobre o futuro da energia. Já a iniciativa Women in Energy (WiE) incentiva a participação e o reconhecimento das mulheres no setor elétrico, promovendo diversidade e novas perspectivas técnicas.

Ao celebrar 55 anos de história, o CIGRE-Brasil reafirma sua missão de promover a produção, o compartilhamento e a disseminação do conhecimento técnico. Mais do que acompanhar as transformações do setor elétrico no país, a entidade participa ativamente de sua evolução e mantém o compromisso com um sistema cada vez mais seguro, eficiente, resiliente e sustentável.

*João Carlos de Oliveira Mello (diretor-presidente), Antonio Carlos Barbosa Martins (diretor técnico), Maria Alzira Noli Silveira (diretora de assuntos corporativos) e Joyce Meireles Siqueira (diretora financeira).

Cigre-Brasil

Abradee lança manifesto pela aprovação integral do PL sobre uso compartilhado de postes

AAssociação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee) divulgou um manifesto pela aprovação do Projeto de Lei (PL) 3220/2019, defendendo a manutenção de um consenso regulatório inédito sobre o uso compartilhado de infraestruturas de distribuição de energia, popularmente conhecidas como postes. Com mais de 53 milhões de postes espalhados pelo Brasil, que levam energia elétrica a 99,8% dos lares brasileiros, a ocupação desordenada, informal e à revelia por cabos de equipamentos de telecomunicações tornou-se um gargalo histórico e crítico nos grandes centros urbanos.

O manifesto da Abradee apoia integralmente o texto aprovado no Senado Federal, construído sob a relatoria do senador Esperidião Amin. O projeto, em análise pela Câmara dos Deputados, traz uma proposta para a retirada de cabos irregulares e sem uso, além de facilitar a regularização de provedores de internet clandestinos. A proposta mitiga riscos concretos e diários à população, como queda de fiações, incêndios, sobrecarga e comprometimento estrutural das estruturas, além de apoiar diretamente o combate ao furto de cabos e à criminalidade associada.

Um dos pilares fundamentais defendidos pelo segmento é a garantia legal para que as distribuidoras, como titulares e proprietárias dos ativos, decidam livremente se a gestão desses postes será realizada de maneira direta ou mediante contratação de empresas terceirizadas, na figura conhecida como o “posteiro”. “O projeto tem pontos que não são os ideais nem para o setor elétrico nem para o de telecom, mas aponta para um caminho de consenso, que busca solucionar um problema que já se arrasta por muitos anos”, aponta Patricia Audi, presidente da Abradee.

Um dos pontos mais problemáticos da figura do posteiro, na visão das distribuidoras, é que a introdução compulsória de um terceiro agente responsável apenas pela exploração comercial do poste pode gerar ineficiências na organização das cidades, aumentar custos de transação para os usuários dos serviços e criar um problema de governança dos postes. O PL 3220/2019, por sua vez, propõe uma solução estrutural economicamente eficiente.

O texto garante isonomia no tratamento aos provedores de telecomunicações com base no uso efetivo do espaço e estabelece um período transitório de regularização que deve ser

concluído no prazo máximo de cinco anos, com a possibilidade de prorrogação por igual período. Essa flexibilidade é justificada por desafios práticos listados na lei, como a alta densidade de redes em certas regiões, a necessidade de substituição estrutural de postes, eventuais conflitos urbanísticos ou a ocorrência de eventos climáticos excepcionais que atrasem os reparos.

A legislação que tramita no Congresso Nacional prevê que as agências considerem as indicações dos próprios municípios na definição das áreas prioritárias para adequação, permitindo, inclusive, a celebração de convênios com as prefeituras para apoiar a fiscalização local. A proposta legislativa prevê, ainda, o repasse de parte das receitas geradas pelo compartilhamento para a modicidade tarifária na prestação do serviço de energia elétrica, vedando expressamente qualquer subsídio cruzado entre os dois setores.

Com diretrizes claras, que posteriormente deverão ser detalhadas de forma conjunta pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e pela Agência Nacional de Telecomunicações (Anatel), as distribuidoras defendem que a lei buscará garantir preços mais justos, o que ajuda a reduzir os impactos na conta de luz dos brasileiros. Atualmente, cerca de 60% dos valores arrecadados com o compartilhamento já vai para a redução da conta de energia.

REGRAS VÃO OTIMIZAR RESPONSABILIDADES

Para além da questão do "posteiro", o PL 3220/2019 traz um arcabouço regulatório claro que define as responsabilidades das agências envolvidas. O texto determina que caberá à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) fixar o valor máximo cobrado das empresas de telecomunicações e definir o percentual do excedente econômico que será revertido para a modicidade tarifária. Já a Agência Nacional de Telecomunicações (Anatel) ficará responsável por garantir a isonomia no acesso e fomentar a concorrência entre as prestadoras de serviços. Por fim, a nova legislação endurece as regras contra a informalidade, estabelecendo o combate à ocupação clandestina. A instalação irregular de cabos, feita à revelia das concessionárias de energia, passa a configurar infração grave e que poderá levar a penalidades severas, desde multas até o cancelamento da outorga para a prestação do serviço.

DISTRIBUIDORAS INVESTEM EM MICRORREDES PARA

AUMENTAR CONFIABILIDADE DO FORNECIMENTO

Com a integração entre armazenamento, renováveis e inteligência de dados, distribuidoras aceleram a transição para o modelo de gestão ativa (DSO), mas esbarram em gargalos normativos, tecnológicos e econômicos

Com pouco mais de 800 habitantes, Serra da Saudade é a menor cidade de Minas Gerais e também o cenário de um dos projetos mais avançados de microrrede do Brasil. Inaugurado em 2026 pela Cemig, o sistema combina baterias de grande porte e geração solar para garantir até 48 horas de autonomia energética para toda a cidade. Em situações de falha no fornecimento ou de manutenção programada, o município desliga-se temporariamente do Sistema Interligado Nacional (SIN) e opera de forma 100% isolada, sem que os consumidores percebam qualquer interrupção no fornecimento.

O caso mineiro não é isolado, outras distribuidoras adotaram também esse modelo que muda a forma como as concessionárias de energia elétrica se comportam no setor. As microrredes são sistemas que integram recursos energéticos distribuídos (REDs), como geração renovável e armazenamento, a soluções de monitoramento, automação e controle de cargas, permitindo que operem conectadas à rede principal ou de forma independente, quando necessário.

Para Wagner Veloso, Gerente de Engenharia, Automação e Sistemas da Cemig, as microrredes se tornaram um modelo concreto para a distribuidora e que transformaram a forma como a companhia realiza suas operações no município. "Já houve eventos em que a microrrede foi acionada. As principais situações ocorreram durante a realização de manutenções programadas na rede. Nesses casos, a microrrede sustentou o abastecimento da cidade por aproximadamente 5 a 6 horas, permitindo a execução das intervenções sem interrupção do fornecimento de energia — uma das principais vantagens operacionais desse tipo de solução", afirma o executivo.

Apesar dos resultados já observados em campo, a ampliação das microrredes em larga escala ainda depende de planejamento estratégico e de uma análise criteriosa da viabilidade econômica dos projetos. "Neste primeiro momento, o foco está em aplicações semelhantes ao caso de Serra da Saudade: regiões menores, com limitações no fornecimento e onde as soluções convencionais apresentam custos elevados. Além disso, também estão sendo avaliados novos cenários, incluindo aplicações em áreas urbanas e atendimento a cargas específicas, ampliando o escopo de uso da tecnologia", projeta Wagner Veloso.

A consolidação desse modelo em larga escala, no entanto, ainda depende de avanços regulatórios que ofereçam maior previsibilidade para os investimentos. "Do ponto de vista regulatório, iniciativas como

a inclusão de diretrizes específicas para armazenamento no MCPSE (Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico da ANEEL) trazem maior clareza e segurança jurídica para essas aplicações", pontua o Gerente de Engenharia, Automação e Sistemas da Cemig.

O Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico (MCPSE) é uma norma e manual de procedimentos da ANEEL que padroniza o controle dos ativos imobilizados das empresas de energia elétrica (geração, transmissão e distribuição). Faz parte da Resolução Normativa nº 674/2015.

OUTRAS EXPERIÊNCIAS

Embora o avanço de microrredes no Brasil ainda seja apontado como incipiente, algumas iniciativas já demonstram, na prática, o potencial da tecnologia para ampliar o acesso à energia e promover o desenvolvimento socioeconômico em regiões remotas. Um dos exemplos é o projeto implantado pela Neoenergia na comunidade de Xique-Xique, no município de Remanso (BA).

Inaugurada em 2023, a iniciativa é considerada a primeira microrrede do país operando com energia 100% renovável. O sistema atende cerca de 400 moradores, distribuídos em 100 residências, além de uma escola, um poço artesiano comunitário e uma associação de moradores.

“Com energia disponível 24 horas por dia, a comunidade passou a contar com um nível de serviço significativamente superior ao das soluções tradicionalmente utilizadas em regiões isoladas. A escola passou a oferecer aulas noturnas e os estabelecimentos comerciais ampliaram seus horários de funcionamento, criando novas oportunidades econômicas para a população local”, explica Gustavo Travassos, especialista de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação da Neoenergia.

Microrrede de Xique-Xique, na Bahia | Foto: Neoenergia

A solução é composta por uma usina fotovoltaica de 243 kWp e um sistema de armazenamento em baterias com capacidade total de 928 kWh. A infraestrutura inclui uma rede de distribuição em 13,8 kV com aproximadamente 30 quilômetros de extensão, responsável pelo atendimento de 113 unidades consumidoras.

De acordo com Travassos, todos os equipamentos operam de forma integrada por meio de sistemas avançados de monitoramento e automação. As informações da usina solar e das baterias são transmitidas em tempo real ao Centro de Operações da Neoenergia Coelba, permitindo acompanhamento contínuo da operação, maior confiabilidade do fornecimento e resposta rápida a eventuais ocorrências.“Em determinadas situações, a microrrede pode oferecer um fornecimento de energia com elevada qualidade e confiabilidade. O conhecimento adquirido nesse projeto amplia as possibilidades de aplicação dessa solução e contribui para a modernização e a resiliência do setor elétrico”, conclui o especialista.

SISTEMAS DE MICRORREDES EM OPERAÇÃO DA COPEL

Mais ao Sul do país, a Copel, distribuidora do estado do Paraná, tem atualmente cerca de 20 microrredes em sua área de concessão, além de aproximadamente 200 sistemas isolados de atendimento com armazenamento de energia e outros projetos em fase de testes.

Para o diretor comercial da distribuidora, Júlio Omori, uma das prerrogativas para a adoção de sistemas de microrredes é que eles sejam totalmente integrados aos sistemas de automação, sensoriamento e monitoramento em tempo real. “A instalação de uma microrrede ou de um sistema de armazenamento tem que estar totalmente integrada a um sistema de automação e controle. No nosso entendimento, mesmo em áreas isoladas, você não pode abrir mão de ter todas as informações chegando para alguém capaz de avaliar a situação e, se necessário, tomar uma ação de controle", afirma o executivo.

A fronteira de testes da Copel vai além das baterias químicas tradicionais e chega a usar o biogás como "estoque" de energia. O laboratório prático para essa premissa foi São Miguel do Iguaçu, no oeste paranaense, em que a forte atividade suinícola transformou o que seria um passivo ambiental em um reforço para o sistema elétrico.

“Eu diria que talvez a primeira microrrede que usa a instalação do próprio cliente para ajudar o sistema elétrico tenha sido feita por nós, numa instalação de baixa tensão, só para mostrar o conceito. Os dejetos dos suínos geram gás metano e, sempre que há uma interrupção no fornecimento de energia, esse sistema de geração é usado para atender tanto a parte interna da propriedade quanto, eventualmente, a rede", relata o diretor.

A não utilização de combustíveis fósseis também dita o ritmo de operação na Ilha das Cobras. Isolada no litoral, a localidade abriga a Escola do Mar, um centro de ensino de gastronomia, turismo e preservação ambiental, e centros de treinamentos do governo estadual paranaense. A microrrede local foi desenhada com 250 kWp (quilowatt-pico) de geração solar e baterias de lítio capazes de suportar até dois inteiros sem sol.

Para garantir o funcionamento das operações, a distribuidora manteve um motogerador a diesel para recarregar a bateria de forma rápida, sendo desligado assim que o banco de lítio recuperasse a estabilidade. “Durante o dia, a energia solar carrega as baterias; quando o sol deixa de estar presente, as baterias passam a fornecer energia. Se elas caem a um nível mínimo, o gerador entra — mas entra justamente para recarregar a bateria. Quando a bateria se restabelece, o gerador sai novamente, e o ciclo se repete até o sol voltar”, explica o diretor.

O CAMINHO PARA O DSO

Embora as microrredes ainda avancem de forma gradual no Brasil, especialistas avaliam que a tecnologia já atingiu um estágio de maturidade suficiente para aplicações em larga escala. O principal desafio, porém, está em criar condições regulatórias e comerciais que viabilizem sua expansão. De acordo com Leonardo Melo da Silva, pesquisador e secretário do Comitê de Estudos do Cigre, o Brasil ainda está atrás de mercados mais maduros, mas os projetos demonstram que as barreiras tecnológicas já foram superadas. "No Brasil, as microrredes ainda avançam de forma incipiente quando comparadas a mercados maduros como Estados Unidos, Austrália e Alemanha. Contudo, a tecnologia já está consolidada e os projetos reais demonstram que o gargalo atual não é mais tecnológico, mas sim regulatório e comercial", aponta o especialista.

Nesse contexto, a evolução das microrredes impulsiona as distribuidoras a assumirem gradualmente o papel do Operador do Sistema de Distribuição (Distribution System Operator – DSO), marcando uma transformação em seus modelos de negócio. Na prática, a concessionária deixa de atuar apenas como transportadora de energia e passa a coordenar fluxos bidirecionais de geração, armazenamento e consumo de forma dinâmica, conforme as necessidades da rede.

A transição para a era das microrredes impulsiona as distribuidoras a assumirem o papel de Operador do Sistema de Distribuição (Distribution System Operator - DSO), marcando uma virada histórica em seus modelos de negócios. Na prática, a concessionária deixa de ser uma entregadora passiva de energia e passa a orquestrar fluxos bidirecionais, despachando geração, armazenamento e consumo de forma ativa conforme a necessidade da rede.

Para exercer esse novo papel, a coleta de dados na ponta exige um "cérebro" central robusto capaz de processá-los. Com investimento superior a R$ 100 milhões, a Cemig conclui, ainda em 2026, a implantação de seu ADMS (Advanced Distribution Management System), plataforma que permite o monitoramento, a análise e o controle em tempo real de toda a malha mineira, integrando de forma inteligente as novas fontes renováveis e descentralizadas conectadas ao sistema.

“A automação avançada é fundamental para a operação da microrrede, pois viabiliza sua integração com o sistema ADMS da Cemig, permitindo a supervisão e o controle remoto da planta”, afirma Wagner Veloso, Gerente de Engenharia, Automação e Sistemas da Cemig.

A materialização dessa infraestrutura conectada já ganha escala comercial na Copel. Apoiada em uma base de 2 milhões de medidores inteligentes, a empresa utiliza sua malha digital para monitorar remotamente a carga das baterias de seus clientes, abrangendo desde residências urbanas até estufas de produtores rurais.

"Essa capacidade de despacho ativo pavimenta o mercado de serviços ancilares que ainda esbarra no vácuo normativo brasileiro", aponta o diretor comercial Júlio Omori. Serviços ancilares são ações do setor elétrico que auxiliam e garantem a estabilidade, a segurança e a qualidade da transmissão e distribuição de energia.

"Nos Estados Unidos, os consumidores recebem descontos na tarifa ao permitirem o controle remoto de seus ares-condicionados pelas concessionárias para aliviar o sistema nos horários de pico. É esse tipo de flexibilidade que precisamos viabilizar aqui", defende Omori.

O desafio, porém, não é apenas operacional, mas também contábil. Omori alerta que a expansão comercial esbarra em critérios de depreciação defasados pela ANEEL. Atualmente, a regra exige que um ativo de bateria autônoma tenha uma vida útil regulatória de 18 anos na base de remuneração das distribuidoras. "Isso é irreal, ninguém investe nessas condições. Seria necessária uma atualização regulatória, semelhante ao que ocorreu com os medidores, estabelecendo regras mais claras sobre esse tipo de investimento na distribuição", alerta o executivo.

MICRORREDES VERSUS GERADORES A DIESEL

Enquanto distribuidoras buscam utilizar microrredes para aumentar a confiabilidade do fornecimento e flexibilizar a operação da rede elétrica, na Amazônia a tecnologia atende a uma necessidade ainda mais fundamental: garantir energia a comunidades que permanecem fora do Sistema Interligado Nacional (SIN). Segundo dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), o Brasil conta atualmente com cerca de 200 sistemas isolados de geração de energia, concentrados principalmente na região Norte. Nessas áreas, o fornecimento de eletricidade depende majoritariamente de usinas termelétricas movidas a diesel.

Nesse contexto, a Huawei e a Aggreko estruturaram um projeto para a implantação de 24 microrredes híbridas na região amazônica, combinando geração solar fotovoltaica, sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) e geração convencional.

Segundo Bárbara Pizzolatto, diretora de Off-Grid da Huawei no Brasil, a proposta é inverter a lógica tradicional de operação desses sistemas. Em vez de atuar como principal fonte de energia, o gerador passa a exercer uma função complementar, entrando em operação apenas quando necessário.

“A ideia é que o gerador entre como backup, e não como fonte primária. O sistema conta com um controlador inteligente. Em determinados momentos, a geração fotovoltaica consegue atender a carga da cidade e, ao mesmo tempo, carregar as baterias. Como a demanda varia ao longo do dia, o BESS absorve essas oscilações e permite que o gerador opere, quando necessário, na sua faixa de maior eficiência, entre 60% e 80%”, explica.

A implantação das microrredes, entretanto, exigiu adaptações específicas para a realidade amazônica. O principal desafio foi a logística de transporte dos equipamentos pelos rios da região.

“O BESS é um equipamento robusto e pesado. Durante os períodos de seca severa, as embarcações conseguem transportar apenas cerca de 10 toneladas por viagem. Um contêiner Utility para uma demanda de 2 MW pesa aproximadamente 28 toneladas, o que inviabiliza sua movimentação em boa parte do ano”, relata a executiva.

Para contornar essa limitação, o projeto foi modularizado. “Optamos por equipamentos da linha Commercial and Industrial (C&I), com capacidades entre 215 kW e 241 kW. Eles pesam cerca de 2,8 toneladas e podem ser transportados durante todo o ano. Os contêineres maiores ficam restritos às localidades onde as condições de navegação permitem esse tipo de operação”, afirma.

Diferentemente dos projetos conectados à rede, as microrredes instaladas em sistemas isolados contam com uma equação econômica mais direta. A substituição parcial do diesel reduz custos operacionais e minimiza a dependência de uma cadeia logística complexa, especialmente em períodos de estiagem, quando o transporte fluvial é comprometido. “A monetização é muito mais clara. O retorno sobre o investimento é bastante atrativo porque substitui diretamente o diesel, um combustível caro e cuja logística é extremamente complexa. Em períodos de seca, o abastecimento pode levar até 45 dias. Nesse segmento, o desafio já não é comprovar a viabilidade da tecnologia, mas ampliar sua escala de aplicação”, conclui Bárbara Pizzolatto.

Equipamentos para T&D de Energia

Equipamentos para Distribuição de Energia

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NORMATIVA ELÉTRICA

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PRODENGE REPRESENTAÇÕES

PROLUX ENGENHARIA DE SISTEMAS

RITZ FERRAMENTAS

RMS REGISTRADORES DE ENERGIA

ROMAGNOLE PRODUTOS ELÉTRICOS

SCHNEIDER ELECTRIC

STRAHL

SYNERGIA COMERCIAL AGJ

TAMURA BRASIL

THS CHAVES E FUSÍVEIS

TRAEL TRANSFORMADORES

TRAMONTINA ELETRIK

UP ENERGY

ZILOCCHI ELETRÔNICA

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Distribuidora de produtos para distribuição de energia

Fabricante de produtos para transmissão de energia

Distribuidora de produtos para transmissão de energia

Distribuidores de materiais elétricos Revendas de materiais elétricos Venda direta ao cliente final Internet Distribuição de energia elétrica Transmissão de energia elétrica Montagem de redes de distribuição Montagem de redes de transmissão Engenharia Manutenção de redes Montagem de equipamentos Possui serviço de atendimento ao cliente por telefone e/ou internet Tem corpo técnico especializado para oferecer suporte ao cliente Oferece treinamento técnico para os clientes Possui programas na área de responsabilidade social Exporta produtos acabados Importa produtos acabados

Nesta edição, apresentamos uma relação completa dos principais fabricantes, distribuidores e fornecedores de equipamentos para redes de distribuição e transmissão de energia. Responsável por garantir a expansão, modernização e confiabilidade do sistema elétrico, esse segmento reúne soluções essenciais para a construção, operação e manutenção da infraestrutura que leva energia aos consumidores. De postes, cabos e transformadores a chaves, isoladores e demais componentes de rede, os equipamentos desempenham papel fundamental na segurança, eficiência e continuidade do fornecimento de energia elétrica em todo o país.

Uso interno Uso externo Anunciador de alarme Automação de estações Proteção contra arco Transdutores Relés de estado sólido Relés eletromecânicos Instrumentos para

Equipamentos para T&D de Energia

Equipamentos para Transmissão de Energia

EMPRESA

AMPERA

ARTE ENGENHARIA

BAUR DO BRASIL

BCM AUTOMAÇÃO

CABELAUTO

CARGILL

CMR CONDUTORES ELÉTRICOS

CS SERVIÇOS MARÍTIMOS

DEWES PROJETOS

D'LIGHT

EATON

ELECTRISA SOLUÇÕES EM ENERGIA

ELOS ELETROTÉCNICA

FIRETECH

FLUKE BRASIL

GERMER ISOLADORES

GIGACLIMA

GM TECNOLOGIA

GPAT ENGENHARIA

GRUPO GIMI

GRUPO SETTA

HB HOLEC BARRAS

HIDROELÉTRICA CENTER

HIGHMED SOL. EM TEC. DE MEDIÇÃO

ITAIPU TRANSFORMADORES

JOSEMIR REDERD PONTES JUNIOR

KRON MEDIDORES

LOJA ELÉTRICA

MÉDIA TENSÃO

MEGABARRE

NORMATIVA ELÉTRICA

ONIX DIST. DE PROD. ELÉTRICOS

PEXTRON

PLP - PROD. PARA LINHAS PREF.

POWEROPTICKS

PRODENGE REPRESENTAÇÕES

PROLUX ENGENHARIA DE SISTEMAS

RITZ FERRAMENTAS

RMS REGISTRADORES DE ENERGIA

ROMAGNOLE PRODUTOS ELÉTRICOS

SCHNEIDER ELECTRIC

STRAHL

SYNERGIA COMERCIAL AGJ

TAMURA BRASIL

THS CHAVES E FUSÍVEIS

TRAEL TRANSFORMADORES

TRAMONTINA ELETRIK

UP ENERGY

ZILOCCHI ELETRÔNICA

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Transformar o setor energético com excelência e inovação. Garantindo a qualidade da distribuição da energia com segurança e sustentabilidade para todos os mercados.

Macorin Energia, qualidade que impulsiona o futuro.

Inovação e Equidade no Setor Elétrico

Instalações elétricas, energia solar e esperança: o que vimos no Programa Asas para o Futuro

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.

Por Aline Pan e *Bibiana Ferraz

Na noite de 27 de maio, durante a aula inaugural do Curso de Extensão em Instalações Elétricas Básicas e Energia Solar Fotovoltaica do Programa Asas para o Futuro, vivemos um daqueles momentos que ajudam a lembrar porque seguimos insistindo tanto na educação, na extensão universitária e na construção de oportunidades para meninas e mulheres no setor energético.

O Programa Asas para o Futuro é uma ação do Ministério das Mulheres, desenvolvida em parceria com a Universidade Federal do Rio Grande do Sul (UFRGS) e a Escola Estadual Prudente de Morais, em Osório/RS, com o objetivo de promover formação técnica, inclusão social e equidade de gênero em áreas estratégicas da transição energética. Mais informações sobre a iniciativa podem ser encontradas em: https://www.ufrgs.br/asasparaofuturo/

Durante a aula inaugural, a coordenadora do Programa Mulher CREA-RS, Bruna Koppe, apresentou alguns dados que muitos de nós já conhecemos, mas que nunca deixam de causar impacto quando ditos em voz alta.

No Rio Grande do Sul, entre os profissionais associados ao CREA na área de Engenharia Elétrica, apenas cerca de 5% são mulheres. Quando olhamos para o setor de energia solar fotovoltaica, especialmente na parte técnica, de instalação e engenharia, as mulheres representam aproximadamente 6% da força de trabalho.

Os números são pequenos. Pequenos demais. E talvez, o mais duro seja perceber que, muitas vezes, nos acostumamos com eles. Naturalizamos ambientes técnicos ocupados quase exclusivamente por homens. Naturalizamos equipes, obras, eventos e espaços de decisão onde mulheres seguem sendo exceção.

Como engenheira eletricista, convivi em espaço masculinos, com uma ou outra colega ao longo do curso e duas docentes

com a mesma formação que eu estava buscando. Já na pósgraduação, foram apenas professores homens ministrando as aulas e compartilhando as suas experiências. A falta de representação feminina nesses espaços, nos faz questionar o nosso lugar e o sentimento de pertença enfraquece.

Mas, aos poucos, estamos transformando as salas de aula. No curso de extensão do Programa Asas para o Futuro, temos metade do corpo docente composto por mulheres. Toda a equipe gestora é feminina e a sala de aula será composta por 60 meninas e mulheres entre 15 e 29 anos.

Nesta noite memorável da aula inaugural observamos, juntas, que ali havia o futuro. Havia meninas periféricas ocupando a Universidade pública pela primeira vez. Havia jovens descobrindo que poderiam trabalhar com energia, tecnologia, engenharia e sustentabilidade. Havia mulheres começando a enxergar novas possibilidades de renda, autonomia e pertencimento.

A transição energética não será justa se continuarmos reproduzindo as mesmas desigualdades históricas dentro do setor. Não basta apenas descarbonizar a matriz energética. Precisamos democratizar oportunidades, ampliar acessos e transformar quem participa da construção desse futuro energético.

Talvez seja justamente esse o maior potencial do Programa Asas para o Futuro: mostrar que inclusão social, equidade de gênero e transição energética não são agendas separadas. São partes inseparáveis do mesmo futuro que desejamos construir.

Naquela noite, ao olhar para aquela turma composta somente por mulheres, sentimos esperança. Esperança de que os próximos números sejam diferentes. Esperança de que, no futuro, meninas não precisem mais se sentir visitantes em espaços técnicos e tecnológicos. E como professora, o sentimento de esperança é ainda maior, pois, como diria o Prof. Rubem Alves, “ensinar é um exercício de imortalidade. De alguma forma continuamos a viver naqueles cujos olhos aprenderam a ver o mundo pela magia da nossa palavra. O professor, assim, não morre jamais”. Estas sementes de esperança se espalharão por todas as pessoas envolvidas neste Programa, e assim, há de acontecer dias melhores para o setor elétrico e para a sociedade como um todo.

*Bibiana Ferraz possui graduação, mestrado e doutorado em Engenharia Elétrica. Atualmente coordena o LASEP) da UFRGS.

A fronteira da eletrificação industrial e os caminhos para o Brasil na era da transição

Frederico Boschin é Diretor Executivo da Noale Energia e Sócio da Ferrari Boschin Advogados. Advogado (UFRGS); MBA Gestão Empresarial (FGV/RS); Mestre em Direito Econômico pela Universidade de Lisboa; Pós-graduado em Engenharia de Energia (PUC/RS) e em Regulação do Setor Elétrico (UFRJ). Coordenador da ABSOLAR (Santa Catarina); Membro do Conselho de Infraestrutura da FIERGS; Conselheiro do SindienergiaRS; Professor da PUC/RS e PUC/MG;

Orelatório "High Voltage: The global potential for industrial electrification"1, publicado em abril de 2026 pela Universidade de Oxford2, mostra que até 90% da demanda total de energia industrial pode ser eletrificada a longo prazo, utilizando tecnologias já existentes e emergentes. Em um cenário marcado por constantes choques geopolíticos nos preços dos combustíveis fósseis, a dependência de insumos térmicos importados expõe as cadeias de suprimentos a vulnerabilidades estruturais.

A publicação do relatório desenvolvido pelo Environmental Change Institute da Universidade de Oxford, traz uma contribuição analítica sem precedentes sobre esse tema. Ao cruzar estudos de engenharia de base com um conjunto de mais de 1.600 cenários globais de mitigação climática, o relatório demonstra que o limite técnico e o potencial de mercado para a eletro-intensividade térmica na indústria são muito maiores do que o previamente estimado.

O estudo aponta que até 90% da procura de energia industrial pode ser eletrificada por meio de tecnologias comercialmente disponíveis ou em fase final de demonstração. Sob determinadas condições políticas e econômicas, as modelagens apontam para um limite superior de eletrificação de 84% até 2050, com uma mediana de 51% para cenários de alta ambição energética.

Para que esses números se traduzam em realidade de mercado, contudo, é preciso diferenciar os processos pelo que o relatório chama de "Gradiente de Temperatura de Calor":

• Calor de Baixa e Média Temperatura (< 200ºC): Representa o maior volume absoluto de demanda de calor térmico na indústria (comum em setores como alimentos e bebidas, papel e celulose, e química fina).

• Média-Alta Temperatura (200ºC a 600ºC): Setores químicos e de cerâmica já encontram soluções em tecnologias de transição e sistemas de armazenamento térmico acoplados a fornos elétricos de resistência.

• Alta Temperatura (> 600ºC): Soluções eletrotérmicas como fornos de indução, aquecimento por plasma e fornos a arco elétrico (EAF) estão redefinindo as rotas produtivas do aço verde e do clínquer eletrificado, embora exijam ciclos de capital mais longos e infraestrutura robusta de suporte.

Com mais de 85% de sua geração elétrica proveniente de fontes limpas, a eletrificação industrial em solo nacional resulta em descarbonização líquida e imediata. Essa vantagem competitiva ambiental pode posicionar o país como um dos destinos preferenciais para a "reindustrialização verde" global. Para suportar o crescimento destas novas cargas “eletrointensivas”, o setor elétrico nacional precisa superar barreiras críticas associadas à capacidade de rede, um desafio também mapeado como prioritário no relatório de Oxford. É nesse cenário que duas tecnologias ganham relevo estratégico:

(1) Sistemas Bess (Battery Energy Storage Systems). O crescimento acelerado de fontes intermitentes (eólica e solar) exige flexibilidade do sistema. A adoção de BESS atrás do medidor (behind-the-meter) em grandes plantas industriais permite gerir picos de demanda, otimizar custos com tarifas horárias (aproveitando os períodos de excesso de geração renovável) e garantir estabilidade operativa diante de flutuações de rede; e

(2) Consolidação Da Energia Solar. A autoprodução de energia e os modelos de Micro e Minigeração Distribuída (MMGD) oferecem às indústrias a capacidade de verticalizar o seu suprimento energético.

A eletrificação industrial em larga escala não ocorrerá por inércia do mercado; trata-se de uma consequência direta de políticas coordenadas, modernização regulatória e atração de investimento privado. E representa mais do que uma oportunidade de descarbonização, trata-se de vetor para o país alcançar força global na exportação de manufaturas sustentáveis e de baixo carbono.

1 High Voltage: The global potential for industrial electrification. Disponível em: https://www.eci.ox.ac.uk/sites/default/files/2026-04/High_Voltage_April2026_FINAL.pdf

2 Industrial electrification is becoming a matter of economic security as well as decarbonisation, according to new analysis from researchers at the Environmental Change Institute at the University of Oxford. Disponível em: https://www.ox.ac.uk/news/2026-04-22-industrial-electrification-is-now-a-security-imperative-finds-oxford-analysis

DPS: os erros que mais comprometem a proteção contra surtos

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

Em praticamente toda análise de sinistro envolvendo queima de equipamentos, a frase “o DPS não funcionou” aparece como diagnóstico rápido. Na maioria das vezes, porém, o problema não está no componente em si, mas sim no conjunto especificação + instalação + coordenação. O DPS é fundamental para reduzir falhas em equipamentos eletroeletrônicos e mitigar riscos de incêndio, mas só entrega o que promete quando aplicado com critério técnico e alinhamento normativo.

A seguir, elenco os erros mais recorrentes que encontro em campo e em projetos, com comentários práticos para quem projeta, instala, fiscaliza ou mantém instalações.

A necessidade e a especificação de DPS, em instalações sujeitas a descargas atmosféricas, devem ser consequência da análise de risco conforme a ABNT NBR 5419-2. Instalar sem coerência com o risco calculado é o erro mais grave. Além de contrariar a lógica da norma, isso costuma gerar soluções inconsistentes: ora superdimensionadas e caras, ora subdimensionadas e ineficazes.

É comum ver projetos que adotam apenas DPS Classe II por serem mais acessíveis e amplamente disponíveis. Ocorre que a análise de risco pode tornar obrigatório o DPS Classe I nos pontos de entrada. Em termos de ensaio, a diferença é objetiva: se a instalação exige Classe I e se instala Classe II, o DPS pode ser submetido a uma solicitação que não suporta, o que pode, inclusive, estar na origem do sinistro.

Mesmo com a classe correta, ainda falta “acertar a mão” na especificação. Entre os parâmetros mais importantes:

• Uc: deve ser compatível com o sistema. Regra prática e normativa, para sistemas TN: Uc deve ser maior ou igual a 10% acima da tensão faseneutro, para evitar atuação indevida e dano ao DPS.

• Up: não basta o “Up de catálogo”. Para o equipamento, importa o Up efetivo no ponto de instalação, que é o Up do DPS somado à parcela adicional provocada pelos condutores de ligação.

• Iimp (Classe I) e In (Classe II): precisam ser coerentes com o cenário de corrente esperado e com as orientações da NBR 5419, especialmente nas Partes 1 e 4.

A queda de tensão nos condutores de ligação do DPS é, frequentemente, o fator que mais compromete a suportabilidade a

surtos dos equipamentos. Por isso, as normas insistem na mesma premissa: instalar o DPS com condutores o mais curtos possível. A ABNT NBR 5410 e as boas práticas buscam, sempre que viável, comprimentos muito reduzidos (tipicamente da ordem de 0,5 m).

Quando isso não é possível, não basta “aceitar”. É necessário avaliar o efeito do comprimento e selecionar o Up e a arquitetura de proteção de modo a manter a tensão no ponto de instalação abaixo da suportabilidade (Uw) do equipamento.

Outro erro recorrente é a proteção de sobrecorrente do DPS. As normas atribuem ao fabricante a definição dessa proteção. Assim, deve-se verificar se a proteção a montante (disjuntor ou fusível) está compatível com a recomendação do fabricante e coordenada com as proteções existentes.

Proteção efetiva contra surtos raramente é obtida com DPS instalado em um único ponto. O usual é a coordenação em etapas: entrada, quadros subsequentes e, quando necessário, no ponto de utilização. Misturar DPS de fabricantes diferentes pode dificultar essa coordenação, porque ensaios e premissas não são, em geral, intercambiáveis.

Há outros aspectos importantes que merecem atenção e serão tratados em outra oportunidade. Com a nova NBR 5419, ao incorporar o conceito de frequência de dano, a tendência é que o uso de DPS coordenados se torne ainda mais frequente. Isso aumenta a necessidade de entendimento técnico na especificação e na instalação, para que os danos em equipamentos, críticos e não críticos, permaneçam dentro de limites toleráveis.

básicas – Parte 1 Análise de sistemas elétricos

Estamos especificando os transformadores secos corretamente?

Noções

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

1 - OBJETIVO

Nos últimos 4 meses, analisamos aqui na EngePower, 6 casos de queimas de transformadores secos. Pesquisamos aqui, há anos, o comportamento transitório destes transformadores frente a surtos de tensão de manobra e de chaveamento. Diversas soluções vêm sendo propostas pelos fabricantes, que dizem garantir que o transformador não irá queimar. Precisamos aprender a especificar certo o que estes transformadores realmente precisam suportar, ou seja, a maneira de suportar os surtos.

2 – POR QUAIS CAUSAS UM TRANSFORMADOR PODE QUEIMAR RELATIVAMENTE A SURTOS?

Do ponto de vista de surto, um transformador pode queimar por:

a) Magnitude do surto de tensão

b) dv/dt (taxa de subida da tensão durante o surto)

c) Ressonância

d) Efeito Hammer

e) Ring wave

A seguir iremos discorrer sobre cada um desses pontos mencionados acima.

Magnitude da tensão

Toda vez que o surto de tensão ultrapassa o valor da tensão nominal suportável do equipamento ele irá queimar.

A Figura 1 seguinte ilustra a queima por superação da tensão suportável do transformador.

Figura 1 - queima por superação da tensão suportável do transformador

dv/dt

A isolação para nós engenheiros eletricistas é representada por uma capacitância. Toda vez que uma capacitância é sujeita a um aumento de tensão, ela tem que se recarregar para aquele nível de tensão e ela é capaz de suportar tal nível de tensão depois que se recarregou e o nível de tensão está dentro da TSNIA do equipamento. Entretanto, se a taxa de crescimento da tensão for maior do que aquela que a isolação admite, o dielétrico vai perder suas características e a isolação vai “furar”.

A Figura 2 seguinte ilustra a queima por dv/dt.

2

Ressonância

Todo transformador tem uma curva de resposta de sua impedância em função da frequência. Esta curva é conhecida como SFRA (Sweep Frequency Response Analysis). É um Scan da Impedância versus a frequência. Às vezes pode ser fornecido um Scan da Admitância versus a frequência. No caso da impedância versus a frequência, os picos de impedância representam os pontos de ressonâncias paralelas. Os vales de impedância (valores mínimos) representam as ressonâncias série.

Se durante um chaveamento a frequência atingir um ponto de máxima impedância, ou próxima dela, o transformador irá queimar por sobretensão. Se atingir um ponto de mínima impedância ou próximo dela, irá queimar por sobrecorrente.

A Figura 3 seguinte mostra uma curva típica de SFRA de um transformador.

3 – Curva SRA de um transformador

Efeito Hammer

Sabe-se que o transformador suporta o ensaio de impulso atmosférico pouquíssimas vezes (ninguém fala quantas vezes). Mas se o transformador ficar sujeito a vários chaveamentos com 60%, 70%, 80%, 90% da TSNIA (NBI) estaremos envelhecendo o dielétrico do transformador e ele terá sua vida útil reduzida drasticamente.

O valor limite nominal de dv/dt é o de ensaio de impulso dado por:

O valor limite para minimizar o envelhecimento precoce é Exemplo

Considere um transformador de 13.8 kV, com um BIL de 110 kV que foi ensaiado com uma onda de impulso de 1.2/50 ms. Calcule o dv/dt de Ensaio e o Limite para minimizar o envelhecimento precoce da isolação.

O dv/dt aceitável para que não haja o envelhecimento precoce do transformador será:

Ring Wave

A norma IEC 61000-4-4 - Electromagnetic compatibility (EMC) – Part 4-12: Testing and measurement techniques – Ring wave immunity test -Non-repetitive damped oscillatory transients (ring waves) define as ring waves.

A ring wave (mostrada na Figura 4 abaixo) é um transitório oscilatório típico que surgem devidos a chaveamentos de sistemas e de cargas reativas, faltas e na falha de isolações e também devido a descargas atmosféricas. Podem ocorrer em sistemas desde a baixa tensão até a ultra-alta tensão.

Na Figura 5 determina-se a frequência.

Na Figura 6 é mostrado que para esta frequência estamos bem próximo de uma ressonância série (o SFRA é de Admitância).

6 – Análise do impacto da frequência na curva SFRA.

Continuamos na próxima edição.

Confiabilidade e resiliência: o que cada conceito revela sobre o desempenho das redes

Daniel Bento, PMP, é Eng. Eletricista e atua com redes subterrâneas de média tensão desde 1989. Coordenou o Comitê de Estudos B1 do CIGRE. Foi responsável técnico pela rede de distribuição subterrânea de SP. 4 vezes na lista dos 100+ Influentes da Energia. Atualmente é CEO da BAUR do Brasil e da BAUR USA Corp, e conselheiro do CIGRE-Brasil.

Há pelo menos 20 anos, defendo no debate sobre redes elétricas que a falha não deve ser tratada como hipótese distante. A pergunta não é se a rede vai falhar, mas quando vai falhar, e se o sistema estará preparado para restabelecer o fornecimento com eficiência e segurança. Diante da maior frequência de eventos climáticos severos, essa mesma questão precisa orientar o planejamento da infraestrutura elétrica. O próximo evento extremo virá. A capacidade da rede de atravessá-lo com menor impacto depende de decisões tomadas muito antes do alerta climático.

Segundo o banco de dados internacional de desastres naturais da Université Catholique de Louvain, desde 2000, o número global de inundações aumentou 134%. Tempestades, vendavais, incêndios, secas prolongadas e outros eventos climáticos extremos ampliam os riscos sobre infraestruturas projetadas em contextos climáticos mais estáveis. Mas, antes de discutir quais soluções tornam a rede mais preparada para esses eventos, é preciso diferenciar dois conceitos que vêm sendo usados com frequência no debate setorial: confiabilidade e resiliência. Eles se relacionam com a continuidade do fornecimento, mas descrevem desempenhos distintos da rede.

A confiabilidade está associada ao desempenho da rede em condições normais de operação, à capacidade do sistema de manter o fornecimento com poucas interrupções em condições típicas. No Brasil,

essa leitura aparece nos indicadores DEC e FEC, que medem duração e frequência das interrupções. Uma rede confiável é aquela que, ao longo do tempo, falha pouco e restaura o serviço em tempo razoável.

A resiliência avalia a rede quando ela é submetida a perturbações severas, aquelas que estão além do que o sistema foi projetado para suportar. Um circuito pode ter bom desempenho médio ao longo do ano e se mostrar muito vulnerável durante uma tempestade intensa, com queda massiva de árvores, alagamentos, ventos extremos ou perda simultânea de componentes. Nesse caso, a análise considera a extensão do impacto, as cargas críticas afetadas, o tempo de recomposição e a preservação de funções essenciais.

As redes subterrâneas entram nessa discussão como parte do pacote de estratégias para aumentar a resiliência, não como solução universal. Elas podem ser decisivas quando a exposição da rede aérea cria risco recorrente para áreas críticas, reduzindo a vulnerabilidade a ventos e interferências externas.

A confiabilidade segue como medida indispensável da qualidade do fornecimento em condições normais de operação. A resiliência amplia essa análise para os momentos em que a rede é levada ao limite, e a REN ANEEL 1.137/2025 formalizou essa exigência no marco regulatório brasileiro.

A pergunta já não é quanto custa tornar a rede mais resiliente. A pergunta é quanto custa não torná-la.

A linha laranja representa o desempenho de uma rede confiável que colapsa diante do evento extremo. A linha verde representa uma rede resiliente: absorve o impacto, opera degradada e se recupera.

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

Por *Wild Freitas e Luciano Rosito

Neste artigo abordaremos um tema bastante sensível, mas pouco tratado no âmbito da iluminação pública no Brasil, e embora seja um erro recorrente, não aparece nos memoriais descritivos, não é percebido nos relatórios e raramente entra nas discussões contratuais. Ainda assim, ele impacta diretamente o consumo de energia, a conformidade normativa e o desempenho real dos sistemas. Esse erro começa no projeto.

No dia 28 de abril de 2026, durante o Painel Especial sobre Iluminação Pública realizado no CINASE Salvador 2026, esse tema foi discutido de forma direta, em conjunto com o especialista em iluminação pública, Wild Freitas. O ponto central da discussão foi um conceito técnico que deveria estar no centro das decisões, mas ainda é tratado como detalhe: a granularidade dos projetos luminotécnicos. A questão é simples. Estamos projetando cidades reais ou versões simplificadas delas através de trechos típicos?

Grande parte dos projetos ainda se baseia em modelos padronizados. Define-se uma rua tipo, um espaçamento médio e aplica-se a mesma solução em diferentes cenários. É uma abordagem prática, rápida e aparentemente eficaz. O problema é que ela parte de uma premissa que não se sustenta na prática: a ideia de que a cidade é homogênea. Não é.

Quando essa simplificação entra no projeto, ela influencia diretamente o dimensionamento da potência instalada, os cálculos de economia de energia e a verificação de conformidade com a ABNT NBR 5101. O resultado aparece na operação: pontos com iluminação excessiva, outros com deficiência e um consumo energético maior do que o necessário. Análises recentes de projetos mostram que a metodologia de projeto tem impacto direto no desempenho do sistema. Projetos com maior nível de detalhamento geométrico tendem a reduzir a potência instalada, aumentar a aderência à norma e evitar desvios fotométricos sistemáticos. Já modelos simplificados podem comprometer a economia e, em alguns casos, elevar a potência instalada, mesmo com a tecnologia LED.

Um exemplo claro dessa abordagem foi reconhecido no Prêmio OSE, na categoria Projeto Luminotécnico. O projeto

O erro invisível da iluminação pública Iluminação pública

Ilumina Patos, desenvolvido por Wild Freitas e Lorrane Rezende, adotou como premissa o tratamento individual de cada ponto de iluminação, considerando suas características específicas. O resultado reforça um ponto essencial: eficiência energética não é apenas uma questão de tecnologia, mas de projeto realizado de forma correta e detalhada.

Esse aspecto se torna ainda mais crítico em contratos de Parcerias Público-Privadas. Nessas PPPs, decisões são tomadas com base em projeções de consumo e desempenho desde o projeto básico/modelagem da PPP. Se o modelo de projeto incorpora simplificações inadequadas, essas distorções passam a fazer parte do contrato. Com o tempo, isso se traduz em metas difíceis de cumprir, necessidade de reequilíbrio econômico-financeiro e questionamentos técnicos recorrentes. Em ambientes competitivos, como leilões realizados na B3, pequenas diferenças podem definir o vencedor. No entanto, essas diferenças podem estar associadas mais à metodologia adotada do que à eficiência real da solução.

Se a maior granularidade traz melhores resultados, por que ainda predominam modelos simplificados? A resposta está na escala. Projetar sistemas urbanos considerando cada poste individualmente sempre representou um desafio em termos de tempo e capacidade computacional. No entanto, esse cenário começa a mudar. O avanço de ferramentas computacionais e o uso de modelos baseados em dados têm ampliado a capacidade de simulação permitindo um maior nível de detalhamento, sem inviabilizar prazos. Isso abre espaço para uma mudança de paradigma.

A iluminação pública não precisa apenas de novas tecnologias. Precisa de novos critérios de projeto efetivo. Precisa sair da lógica da média e avançar para uma abordagem mais aderente à realidade urbana. Porque, no fim, o erro invisível não está na luminária. Está na forma como decidimos projetar a cidade.

*Wild Freitas é Engenheiro Eletricista com sólida experiência em projetos de Iluminação Pública, atuando na interface entre infraestrutura urbana, eficiência energética e tecnologias inteligentes.

Quadros e painéis

Manutenção do grau de proteção IP em invólucros de quadros elétricos

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

Existe alguma periodicidade declarada de se realizar manutenção em invólucros de quadros elétricos prevista na NBR-IEC-60529? A resposta direta é: não. A ABNT NBR IEC 60529 não estabelece nenhuma periodicidade de manutenção nem obriga a realização de manutenção periódica em invólucros de quadros elétricos. O que a NBR IEC 60529 realmente trata é a classificação dos graus de proteção IP (ex: IP54, IP65, IP66), com a definição dos ensaios para verificar a proteção contra o ingresso de corpos sólidos (poeira) e Ingresso de água. Ou seja: ela certifica o desempenho do invólucro, mas não trata de operação, manutenção ou inspeção em campo.

A necessidade de manutenção não vem da 60529, mas de outras normas e boas práticas. Para instalações de baixa tensão, as normas que tratam (direta ou indiretamente) de manutenção são:

- ABNT NBR IEC 61439  Exige que o fabricante forneça instruções de operação e manutenção

- ABNT NBR 5410  Determina que as instalações devem ser mantidas em condições seguras

- NR-10  Obriga a manutenção para garantir segurança operacional e instalações elétricas seguras.

Na prática (engenharia aplicada), mesmo sem obrigação declarada na 60529, há necessidade técnica clara de manutenção, porque o grau IP pode se degradar com o tempo. Os principais fatores de degradação são: ressecamento de gaxetas (vedações); deformação de portas e tampas; corrosão; afrouxamento de fixações;

e perfurações / adaptações em campo (furos, prensa-cabos mal instalados).

A obrigatoriedade e as diretrizes para a realização de manutenções periódicas em instalações e painéis elétricos estão integradas no Capítulo 8 (Manutenção) da ABNT NBR 5410. Os itens específicos que regem essa prática são:

- Item 8.1 (Periodicidade da manutenção): Determina que as instalações devem ser submetidas a manutenções com frequências adaptadas à sua complexidade, uso e influências externas.

- Item 8.3 (Verificações de rotina – Manutenção preventiva): Especifica os procedimentos práticos obrigatórios nos painéis, como a inspeção visual da estrutura dos quadros (avaliando fixação, integridade, corrosão) e o estado dos condutores e conexões.

Com base nas cláusulas acima elencadas, vejamos as principais exigências do capítulo 8 da NBR-5410:

- Avaliação da Estrutura: Exige checar a integridade mecânica, pintura, fechaduras e dobradiças dos painéis.

- Condição dos Componentes: Obriga a busca por sinais de aquecimento excessivo, rachaduras ou ressecamento nos isolamentos.

- Aterramento e Conexões: Exige a verificação periódica do estado geral de conservação de cordoalhas e condutores de proteção.

- Intervenção Imediata: O item 8.2 (Manutenção corretiva) obriga a desenergização imediata de qualquer painel que apresenta condições inseguras.

Assim sendo, conclui-se que, embora a NBR IEC 60529 não exija manutenção nem defina sua periodicidade, a responsabilidade pela manutenção vem de outras normas como a de construção de Conjuntos de manobra e comando de baixa tensão (NBRIEC-61439), da norma de Instalações Elétricas de baixa tensão (NBR-5410) e da engenharia de confiabilidade, pois a manutenção é essencial para garantir que o grau IP declarado continue válido ao longo da vida útil do painel e mantendo a instalação elétrica segura conforme a NR 10.

AProjetos de instalações elétricas

na NR10 e NR 1

GRO\PGR – Como interpretar

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.

NR10 vigente, estabelece requisitos de projetos de instalações elétricas onde destacam-se os requisitos de segurança obrigatórios no Memorial Descritivo, sendo essa uma das principais vulnerabilidades nos documentos existentes, especialmente, quanto ao quesito precauções aplicáveis, em face das influências externas, uma vez que predominam documentos “genéricos”, que não evidenciam, de forma estratificada, quais influências externas (A,B,e C) foram consideradas para a definição das características construtivas considerando o Perigo Eletricidade.

Na “nova NR10”, publicada no dia 01/06/2026 no Diário Oficial da União conforme Portaria MTE Nº 737, DE 29 de maio de 2026, esse requisito de projeto foi mantido, sendo que outros requisitos foram inseridos, onde destacam-se:

- Os projetos de instalações elétricas devem considerar o espaço seguro, quanto ao dimensionamento e a localização de seus componentes e as influências externas, quando da operação e da realização de serviços de construção e manutenção;

- O projeto deve definir a configuração do esquema de aterramento, a obrigatoriedade ou não da interligação entre o condutor neutro e o condutor de proteção, bem como a conexão à terra das partes condutoras não destinadas à condução da eletricidade;

- Sempre que for tecnicamente viável e necessário, devem ser projetados dispositivos de seccionamento que incorporem recursos fixos de equipotencialização e aterramento do circuito seccionado;

- O projeto elétrico deve estar em conformidade com as Normas Regulamentadoras de Saúde e Segurança no Trabalho, com as regulamentações técnicas oficiais estabelecidas, e sob responsabilidade de profissional legalmente habilitado;

- Os projetos devem assegurar que as instalações elétricas proporcionem aos trabalhadores iluminação adequada e uma posição de trabalho segura, de acordo com a NR 17 - Ergonomia;

- O projeto deve contemplar, quando aplicável, os requisitos de segurança para áreas classificadas em conformidade com as normas técnicas oficiais considerando o risco de atmosfera explosiva;

- O projeto deve considerar, quando aplicável, o estudo de energia incidente, com vistas às definições das medidas de proteção contra os efeitos térmicos do arco elétrico;

- O projeto elétrico deve ser mantido atualizado de forma a corresponder ao executado.

A nova NR10 estabelece os requisitos e diretrizes mínimos, objetivando a implementação e o acompanhamento do controle dos riscos ocupacionais e das medidas de prevenção, de forma a assegurar a segurança e a saúde dos trabalhadores expostos aos perigos decorrentes do emprego da energia elétrica, observando o Gerenciamento de Riscos Ocupacionais (GRO), nos termos da NR-1.

A Norma define que no processo de Identificação de Perigos e Avaliação de Riscos, a Organização deve levar em consideração, além do previsto na NR-1, as seguintes premissas: as características das exposições ocupacionais quanto ao choque elétrico e arco elétrico; os métodos e processos de trabalho; a entrada em operação de novas instalações ou equipamentos elétricos; e as necessidades das medidas de prevenção e controle dos riscos decorrentes da exposição ao choque e/ou arco elétrico.

Dessa forma, os profissionais que atuam na elaboração de Projetos Elétricos, e os Profissionais Legalmente Habilitados nas Organizações, responsáveis pelo PIE – Prontuário das Instalações Elétricas, devem ser “capacitados adequadamente” na correta interpretação da NR10 e NR1, para que, efetivamente, possam elaborar e aprovar Projetos Elétricos adequados às premissas estabelecidas na NR10, e, consequentemente, subsidiar a elaboração do PGR – Programa de Gerenciamento de Riscos na NR1.

A

eletrificação

dos usos finais: estamos substituindo o gás?

Dr. Danilo de Souza é professor na Universidade Federal de Mato Grosso, sendo Coordenador do Núcleo Interdisciplinar de Estudos em Planejamento Energético – NIEPE, Presidente da Abracopel 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

Durante centenas de milhares de anos, o fogo representou uma das tecnologias mais importantes da humanidade.

Muito antes da existência de fósforos ou de sistemas de ignição, os primeiros hominídeos provavelmente tiveram contato com as chamas, observando incêndios naturais provocados por descargas atmosféricas. Raios atingiam árvores e vegetação seca, provocando incêndios que, inicialmente, eram preservados e transportados pelos grupos humanos. Em algum momento da préhistória, nossa espécie aprendeu a produzir e controlar as chamas, inaugurando uma das maiores revoluções energéticas da história.

O domínio do fogo transformou profundamente a relação humana com a energia. A cocção dos alimentos ampliou a disponibilidade energética da dieta, favoreceu o desenvolvimento da espécie e permitiu a ocupação de regiões mais frias. Durante milênios, aquecer significou acender uma chama. Lenha, carvão vegetal, carvão mineral, GLP, gás natural e derivados de petróleo foram, em diferentes momentos históricos, os principais responsáveis por essa tarefa.

Entretanto, uma transformação silenciosa está em curso. Após milhares de anos de uso da combustão para produzir calor, a humanidade começa a retornar à eletricidade para desempenhar exatamente essa mesma função. Em residências de todo o mundo, a chama vem sendo gradualmente substituída por equipamentos elétricos. Air Fryers, panelas elétricas, chaleiras elétricas, sanduicheiras e cooktops de indução representam manifestações visíveis de um fenômeno muito mais amplo: a eletrificação crescente dos usos finais da energia.

Essa mudança possui fundamentos técnicos importantes. A eletricidade é um dos vetores energéticos mais versáteis já empregados pela humanidade. Diferentemente do gás natural ou dos derivados de petróleo, que possuem aplicações relativamente específicas, a eletricidade pode ser convertida em luz, movimento, calor, refrigeração, comunicação e processamento de dados. A mesma rede elétrica que alimenta uma geladeira também pode alimentar um computador, um motor industrial ou um veículo elétrico.

Tal característica ajuda a explicar por que a eletrificação ocupa posição central nos cenários globais de transição energética. A

Agência Internacional de Energia (IEA) projeta um crescimento expressivo da participação da eletricidade no consumo final de energia nas próximas décadas, impulsionado principalmente pela substituição de equipamentos que utilizam combustíveis fósseis por alternativas elétricas mais eficientes.

O setor de transportes oferece um exemplo emblemático desse processo. Durante muitos anos acreditou-se que a principal alternativa à gasolina e ao diesel seria o gás natural veicular. Entretanto, a rápida evolução das baterias e da eletrônica de potência alterou profundamente esse cenário. Em vez de uma transição ampla para o gás, a indústria automobilística iniciou uma migração direta para os veículos elétricos.

Um fenômeno semelhante ocorre nas edificações. Durante grande parte do século XX, cozinhar a gás era considerado sinônimo de modernidade. A substituição dos fogões a lenha por fogões a gás representou um avanço significativo em termos de conforto e praticidade. Contudo, a própria ideia de modernidade continuou em transformação.

Hoje (2026), uma parcela crescente dos consumidores prefere equipamentos elétricos para tarefas que antes dependiam da combustão. Essa preferência não é um debate sobre a eficiência. Está associada à praticidade, à automação, à segurança e à percepção de limpeza.

Na cozinha residencial, a eletrificação permite aquecer diretamente os equipamentos, sem necessidade de chama. Não há combustão local, não há armazenamento de combustível e não há produção direta dos gases resultantes da queima no ambiente. Para muitos consumidores, isso significa uma cozinha mais limpa, organizada e segura. Além disso, os equipamentos elétricos permitem um elevado grau de automação, incorporando sensores, temporizadores e sistemas inteligentes de controle.

Outro fator importante é a crescente integração entre a geração e o consumo de energia nas próprias residências. À medida que os sistemas fotovoltaicos se tornam mais comuns, os equipamentos elétricos passam a aproveitar diretamente a energia produzida durante o dia. Uma Air Fryer utilizada no horário do almoço, uma máquina de lavar roupas ou um aquecedor elétrico de água pode ser parcialmente alimentados pela geração solar instalada no

próprio telhado. Quanto maior o grau de eletrificação dos usos finais, maior tende a ser a capacidade de aproveitamento local da energia renovável produzida.

Mas isso significa que o gás natural está condenado ao desaparecimento? Provavelmente não. A história da energia mostra que novas tecnologias raramente eliminam completamente as tecnologias anteriores. A lenha continuou a ser utilizada após a popularização do carvão. O carvão permaneceu relevante após a ascensão do petróleo. O petróleo continua essencial mesmo diante do crescimento das energias renováveis. Desta forma, o gás natural não tende a ser superado nas próximas décadas, mas sim a reposição de suas funções com foco nos usos industriais.

Existem diversos setores nos quais a eletrificação ainda enfrenta limitações significativas. A indústria do cimento constitui um exemplo clássico. A produção de clínquer exige temperaturas próximas de 1450 °C e demanda enormes quantidades de energia térmica. Além disso, uma parte significativa das emissões de dióxido de carbono decorre das próprias reações químicas do processo produtivo.

Desafios semelhantes são encontrados em setores como a siderurgia, a fabricação de vidro, a cerâmica e a indústria química pesada. Em muitos desses casos, não basta produzir calor. É necessário fornecer calor a altas temperaturas, de forma contínua, confiável e economicamente competitiva.

O gás natural também desempenha um papel importante como matéria-prima industrial. Fertilizantes nitrogenados, amônia, metanol e diversos produtos petroquímicos dependem diretamente de moléculas derivadas do gás. Nesses casos, a substituição por eletricidade é muito mais complexa do que simplesmente trocar uma tecnologia por outra.

As evidências atuais indicam que a mobilidade leve, as edificações e grande parte dos equipamentos domésticos caminham rumo a

uma eletrificação crescente. Em contrapartida, setores industriais de alta temperatura e determinados processos químicos ainda deverão depender de combustíveis gasosos por muitas décadas.

Talvez este seja o aspecto mais interessante dessa transformação. Ao contrário do que muitos imaginam, a transição energética, que ainda está longe de se consolidar, só tem alguma chance de sucesso se não se resumir à substituição de um combustível por outro.

Nas nossas casas, essa mudança já pode ser observada diariamente. A substituição gradual das chamas pelos elétrons talvez pareça apenas uma evolução dos eletrodomésticos. Entretanto, analisada sob a perspectiva histórica, ela representa mais um capítulo da longa trajetória humana de busca por formas cada vez mais eficientes, flexíveis e convenientes de apropriação e uso dos recursos energéticos.

Curiosamente, depois de milhares de anos utilizando o fogo para produzir calor, estamos voltando à eletricidade. E talvez essa seja uma das mais silenciosas e profundas revoluções energéticas do nosso tempo.

Requisitos sobre Permissão de Trabalhos a quente em áreas classificadas contendo poeiras combustíveis

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

Em áreas classificadas contendo poeiras combustíveis devem ser evitados, sempre que possível, a execução de trabalhos a quente, assim como métodos inerentemente seguros devem ser sempre considerados. Por exemplo, peças de metal podem ser unidas por meio de parafusos ao invés de serem soldadas, ou então cortes manuais podem ser executados com serra ao invés utilização de maçarico de corte. Sempre que possível, os equipamentos a serem reparados devem ser removidos de locais em áreas classificadas, de forma que os serviços de trabalho a quente sejam realizados ao ar livre, longe de operações críticas e de materiais combustíveis (áreas classificadas).

Regra dos 11 m para PTQ em áreas classificadas contendo poeiras combustíveis

Para a execução de trabalhos a quente em áreas contendo poeiras combustíveis, devem ser previamente executadas as seguintes atividades, dentro de um raio de 11 m ao redor do local de realização do trabalho a quente:

1 - Eliminação da presença de atmosferas explosivas formadas por gases inflamáveis ou poeiras combustíveis

2. - Remoção dos materiais inflamáveis e combustíveis num raio mínimo de 11m, e efetuar a proteção daqueles que eventualmente não puderem ser removidos;

3 - Remoção de líquidos inflamáveis, poeiras combustíveis, tintas , óleos e vernizes, fiapos, trapos e depósitos oleosos

4 - Mantenha o piso limpo, removendo inclusive graxa e óleo,

poeiras combustíveis, óleos vegetais, óleo diesel, papelão, plásticos ou outros materiais similares

5 - Manter a área totalmente desimpedida durante o período de execução do trabalho a quente, inclusive durante o período de vigilância após o trabalho. Isso deve assegurar que poeiras combustíveis fiquem longe de respingos, escórias ou carepas de solda ou fagulhas geradas mecanicamente por esmerilhamento.

6 - Os pisos devem ser molhados ou cobertos com areia úmida ou com materiais resistentes ao fogo ou não combustíveis

7 - Tampar todas as aberturas no piso em um raio de 11m, onde o trabalho a quente será realizado;

8 - Devem ser removidos outros materiais de armazenamento combustíveis ou cobertos com proteções de metal ou por materiais não combustíveis ou cobertos com materiais aprovados para trabalhos a quente (por exemplo mantas, lonas, cortinas, coberturas, casulos, abrigos, habitáculos, biombos ou almofadas de soldagem resistentes ao fogo)

9 - Retirar ou proteger ou cobrir de forma apropriada todos os materiais combustíveis dentro do raio de segurança de área de trabalho

10 - Devem ser cobertas todas as aberturas e frestas de paredes e pisos

11 - Dutos, esteiras transportadoras e moegas que possam propagar respingos, escórias ou carepas de solda ou fagulhas a camadas de poeiras combustíveis que estejam em locais distantes daquele no qual o trabalho a quente esteja sendo executado devem estar cobertos, protegidos, desligados e interditados

12 - Os espaços confinados devem ser limpos e estarem isentos de poeiras combustíveis e devem estar livres da presença de níveis de concentração de gases inflamáveis

13 - Executar uma Análise de Risco (AR) e verificar se um raio de 11m são suficientes para a segurança contra a ignição de poeiras combustíveis. Por exemplo, em trabalhos a quente em dias de vento ou trabalhos em altura, a regra de 11m pode ser considerada como o mínimo, mas uma Análise de Risco pode indicar eventualmente a necessidade de uma distância de segurança maior que 11m.

A nova corrida pela energia: a confiabilidade como fator crítico para a expansão dos data centers

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.

Durante décadas, o crescimento da demanda por energia esteve associado principalmente à expansão industrial, ao aumento da população e ao desenvolvimento econômico. Hoje, um novo vetor de crescimento surge em escala global: os data centers.

A rápida expansão da inteligência artificial, da computação em nuvem, do processamento de dados e dos serviços digitais está impulsionando investimentos bilionários em infraestrutura digital ao redor do mundo. Nesse contexto, por trás dessa transformação tecnológica, há um desafio essencialmente elétrico.

A Agência Internacional de Energia (AIE) estima que o consumo global de energia dos data centers poderá mais do que dobrar nos próximos anos. Em alguns países, já existem empreendimentos individuais que demandam centenas de megawatts de potência instalada.

Para fins de comparação, um data center hyperscale pode demandar entre 100 MW e 500 MW de carga conectada. Em determinados casos, a potência demandada por uma única instalação se aproxima do consumo de cidades inteiras.

Essa nova realidade altera completamente a forma como planejamos, operamos e mantemos os ativos do sistema elétrico.

Diferentemente dos consumidores convencionais, data centers operam sob requisitos muito rigorosos de disponibilidade. Interrupções de poucos segundos podem resultar em perdas financeiras milionárias, indisponibilidade de serviços digitais e impactos globais nas operações empresariais.

Por esse motivo, o sistema elétrico que alimenta essas instalações é concebido através de critérios de infraestrutura crítica.

São comuns arquiteturas compostas por dupla alimentação em alta tensão, subestações redundantes, sistemas de proteção independentes, bancos de UPS, geração de emergência, sistemas de

armazenamento por baterias e sofisticadas plataformas de supervisão e monitoramento.

Entretanto, mesmo diante de elevados níveis de redundância, a confiabilidade continua sendo o principal desafio.

Falhas em sistemas de proteção, erros de parametrização, degradação de conexões, problemas em sistemas de aterramento, defeitos em transformadores, falhas de automação ou eventos associados à qualidade da energia permanecem entre os principais riscos operacionais dessas instalações.

Em um ambiente em que a disponibilidade é medida em níveis superiores a 99,99%, pequenas vulnerabilidades podem assumir proporções significativas.

Esse cenário reforça uma mudança importante na engenharia de manutenção. O foco deixa de estar exclusivamente na recuperação de falhas e passa a concentrar esforços na identificação antecipada de potenciais falhas, agregando monitoramento contínuo e gestão do ciclo de vida dos ativos.

Normas como a IEC 60300, a ISO 55001 e as recomendações do Uptime Institute têm direcionado o mercado para modelos cada vez mais focados em confiabilidade, gestão de riscos e tomada de decisão baseada em dados.

Monitoramento online, sistemas de análise preditiva, inteligência artificial aplicada à manutenção e centros de monitoramento de ativos passam a exercer um papel central nas estratégias de operação.

A expansão dos data centers representa o crescimento de uma nova classe de consumidores, evidenciando o surgimento de uma nova infraestrutura cuja disponibilidade se tornou fundamental para a economia digital.

Nesse contexto, garantir a confiabilidade dos ativos elétricos deixa de ser apenas uma atividade de manutenção. Torna-se um elemento estratégico para sustentar a próxima onda de crescimento tecnológico do país.

com qualidade

As VTCD’s –Interrupções, afundamentos e elevações de tensão – Parte 3/3

Por: Eng José Starosta – Diretor da Ação Engenharia e Instalações Ltda jose.starosta@acaoengenharia.com.br

Amitigação do distúrbio de origem externa pode ser efetuada com soluções com tempo de resposta muito rápido, de forma a não impactar a operação de carga eletrônica sensível. A imunidade da carga com controle eletrônico é definida normalmente pela curva ITIC [5].

Algumas soluções clássicas para a mitigação das VTCD’s são os UPS estáticos ou rotativos, DRUPS, mais recentemente os fornecedores de BESS tem se apresentado como tal.

Soluções eletrônicas dedicadas exclusivamente à mitigação de afundamentos, elevações e micro interrupções [6] também são disponíveis. A figura 5 apresenta as zonas de mitigação na curva ITIC com equipamentos de compensação de afundamentos (VSCvoltage sag compensator) que através de dispositivos eletrônicos estáticos utilizam a energia remanescente na adequação da tensão em período de até 1 minuto e tensão mínima de 0,5 pu.

Na mesma figura 5 observa-se a faixa de mitigação de equipamento aplicável em “micro interrupções” (VMI - voltage microinterruptions) ou seja, em situações em que a tensão de alimentação atinge valores menores que 0,1 pu. Nesse caso, o equipamento utiliza supercapacitores para adequação da tensão de alimentação a carga em períodos de até um segundo. Os equipamentos têm capacidade de atender valores de carga da ordem de 1000kVA a 2000kVA.

afundamento e micro-interrupções

A figura 6 apresenta o comportamento das tensões na rede e na carga considerando a atuação de compensadores de micro interrupção (VMI).

Figura 6: Tensões na rede e na carga durante o afundamento monofásico de tensão

O sistema controla a cada instante a amplitude e o ângulo de fase em cada uma das fases, pois não se pode admitir desequilíbrios de tensão ou mesmo sobretensões.

Custos de perda de produção por conta de afundamentos de tensão são cada vez mais recorrentes e as soluções devem ser especificadas após o total entendimento de cada situação, sob o risco de implantação de solução sem resultado efetivo.

REFERÊNCIAS:

[1] ANEEL – Prodist – modulo 8

[2] J. M. de Carvalho Filho, R. C. Leborgne, T. C. de Oliveira, J. F. de Oliveira and G. T. Watanabe, "Voltage sag cost assessment based on power flow reduction and non supplied energy," 2009 IEEE Power & Energy Society General Meeting, Calgary, AB, Canada, 2009, pp. 1-5, doi: 10.1109/PES.2009.5275238. keywords: {Voltage fluctuations;Costs;Load flow;Power quality;Frequency estimation;Load forecasting;Load management;Substations;Phase estimation;Fault location;power quality;voltage sags;cost;non supplied energy},

[3] Ação Engenharia e Instalações – relatórios técnicos

[4] Ação Engenharia e Instalações – relatórios técnicos

[5] CBEMA- ITIC (CBEMA) CURVE APPLICATION NOTE

[6] Elspec technology – EQ-VSC/ EQ-VMI

AInovação Aberta e Ecossistema no Setor Elétrico

Tenorio Barreto é Mestre pela PUC-Rio em Metrologia, Inovação e Qualidade, Engenheiro Eletricista. É Sócio-Diretor da B&S Consultoria em Projetos.

crescente complexidade do setor elétrico, impulsionada pela transformação digital, transição energética e necessidade de maior eficiência operacional, tem levado concessionárias a buscar modelos mais colaborativos de inovação. Nesse contexto, a inovação aberta surge como estratégia capaz de integrar empresas, startups, universidades e Centros de Pesquisa na construção de soluções tecnológicas mais ágeis e eficientes. Entretanto, apesar das oportunidades, o modelo também apresenta desafios relacionados a governança, propriedade intelectual, alinhamento estratégico e aplicabilidade prática dos projetos de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (PDI) regulados pela ANEEL.

As parcerias com startups oferecem vantagens importantes, como rapidez no desenvolvimento, flexibilidade, cultura experimental e domínio de tecnologias emergentes. Já universidades e Centros de Pesquisa contribuem com conhecimento científico, infraestrutura laboratorial e capacidade técnica especializada. Quando bem estruturadas, essas parcerias permitem integrações de diferentes visões podendo acelerar o processo de inovação e desenvolver soluções customizadas.

Por outro lado, existem riscos relevantes nos 2 lados que devem gerar atenção. Muitas startups ainda possuem baixa maturidade operacional e fragilidade financeira, o que pode comprometer entregas e continuidade dos projetos. Já nas universidades, há frequentemente maior foco em produção acadêmica e publicações científicas do que em soluções aplicáveis ao negócio. Esse desalinhamento entre objetivos empresariais e acadêmicos pode resultar em projetos pouco aderentes à realidade operacional das concessionárias.

Para reduzir esses riscos e tornar essas parcerias viáveis, é fundamental estabelecer uma governança clara, com definição de papéis, metas, indicadores, cronogramas e critérios de aceitação de entregas do projeto por cada um dos parceiros envolvidos. A realização de provas de conceito (PoCs), contratos comerciais vinculados a entregas ao final do projeto e participação ativa das áreas operacionais também aumentam a efetividade dos resultados dos projetos.

Nesse cenário, o papel dos Centros de Pesquisa também vem evoluindo. Tradicionalmente vistos apenas como executores técnicos responsáveis por pesquisas, essas instituições passaram a atuar cada vez mais como indutoras da inovação, fortalecendo

integrações importantes com o Setor Fabril que também faz parte desse contexto.

Além das startups, universidades e Centros de Pesquisa, o setor fabril e os agentes metrológicos exercem papel estratégico nesse ecossistema de inovação aberta do setor elétrico. Enquanto o setor fabril contribui para transformar pesquisas e protótipos em produtos escaláveis, industrializáveis e aptos para aplicação em larga escala, os organismos de metrologia, ensaios e certificação garantem conformidade técnica, segurança, confiabilidade e aderência regulatória das soluções desenvolvidas. Essa integração é fundamental para reduzir a distância entre pesquisa e mercado, aumentar a maturidade tecnológica dos projetos de PDI e viabilizar a inserção efetiva de novos produtos e tecnologias no ambiente operacional das concessionárias.

Entretanto, essa atuação ampla e colaborativa, amplia os desafios relacionados à propriedade intelectual. Nos projetos de PDI ANEEL, é comum surgirem conflitos sobre titularidade de tecnologias, exploração comercial, publicação científica e divisão de receitas futuras. Muitas vezes, os projetos são iniciados sem regras claras sobre patentes, licenciamento e compartilhamento de resultados.

Além disso, existe dificuldade em mensurar a contrapartida efetiva de cada parceiro, especialmente em projetos colaborativos com múltiplos atores e a definição de uma regra clara nesse tópico, é fator importante para o estabelecimento de parcerias e fortalecimento desse ecossistema de inovação. Para mitigar esses problemas, é essencial também, definir previamente a estratégia de propriedade intelectual, estabelecendo regras de titularidade e licenciamento.

A adoção de metodologias ágeis, MVPs, sprints e validações contínuas, contribuem para aumentar a aderência das soluções, num ambiente de incerteza da melhor solução onde as técnicas preditivas de projetos, perdem espaço para essas técnicas adaptativas.

Conclui-se que a inovação aberta representa uma oportunidade estratégica para o setor elétrico, mas seu sucesso depende de governança eficiente, alinhamento entre os parceiros, gestão adequada da propriedade intelectual e foco em resultados práticos.

O desafio não é apenas produzir conhecimento, mas transformar inovação em valor operacional, competitividade e benefícios concretos para a sociedade.