Os Arranjos Fotovoltaicos e As Instalações Elétricas (1/2)

Uma norma que trata de detalhes das instalações fotovoltaicas vem sendo desenvolvida por grupo de trabalho específico e será lançada como norma complementar da ABNT NBR 5410. O tema foi colocado como demanda de normalização e será baseado nas normas internacionais existentes ou em desenvolvimento. A perspectiva do aumento significativo das instalações fotovoltaicas já mostrou a necessidade de norma específica. A seguir apresentamos os conceitos mais importantes do projeto de norma em desenvolvimento.

A norma irá definir os requisitos de projeto das instalações elétricas de arranjos fotovoltaicos, incluindo disposições sobre o cabeamento em corrente contínua, os dispositivos de proteção elétrica, os dispositivos de chaveamento, o aterramento e a equipotencialização do arranjo fotovoltaico. O escopo desta norma inclui todas as partes do arranjo fotovoltaico até, mas não incluindo, os dispositivos de armazenamento de energia, as unidades de condicionamento de potência ou as cargas. Uma exceção é a de que disposições relativas às unidades de condicionamento de potência são abordadas apenas onde a segurança das instalações em corrente contínua está envolvida. A interligação de pequenas unidades de condicionamento de potência em corrente contínua para conexão a um ou dois módulos fotovoltaicos também está incluída no escopo desta norma. O objetivo do novo documento é especificar os requisitos de segurança que surgem das características particulares dos sistemas fotovoltaicos. Sistemas em corrente contínua e arranjos fotovoltaicos em particular trazem riscos, além daqueles originados de sistemas de potência convencionais em corrente alternada, incluindo a capacidade de produzir e sustentar arcos elétricos com correntes que não são maiores do que as correntes de operação normais.

Em sistemas fotovoltaicos conectados à rede, os requisitos de segurança descritos nesta norma são criticamente dependentes dos inversores associados com o arranjo fotovoltaico, os quais devem estar em conformidade com os requisitos da IEC 62109-1 e da IEC 62109-2.

Os requisitos de instalação são, também, dependentes da conformidade com a ABNT NBR 5410. Esta norma possui a mesma estrutura da ABNT NBR 5410, permitindo uma leitura em paralelo. Dessa forma, esta norma completa, reafirma ou substitui os requisitos presentes na ABNT NBR 5410, considerando as particularidades dos arranjos fotovoltaicos.

A norma abrange arranjos fotovoltaicos maiores que 100 Wp com tensão de circuito aberto maior que 35 Vcc e menor que 1.500 Vcc.

Com o intuito de melhor ambientação com a nova norma, apresentamos os 5 seguintes termos e definições, em artigo a ser apresentado no próximo mês, apresentaremos mais detalhes do teor da norma.

Arranjo Fotovoltaico

Conjunto de módulos fotovoltaicos ou subarranjos fotovoltaicos mecânica e eletricamente integrados, incluindo a estrutura de suporte. Um arranjo fotovoltaico não inclui sua fundação, aparato de rastreamento, controle térmico e outros elementos similares.

Nota 1: Para os fins desta norma, um arranjo fotovoltaico compreende todos os componentes até os terminais de entrada em corrente contínua da UCP, das baterias ou das cargas.

Nota 2: Um arranjo fotovoltaico pode ser constituído por um único módulo fotovoltaico, uma única série fotovoltaica, ou várias séries ou subarranjos fotovoltaicos conectados em paralelo, e os demais componentes elétricos associados. Para os fins desta norma, a fronteira de um arranjo fotovoltaico é o lado de saída do dispositivo de seccionamento do arranjo fotovoltaico.

Arranjo Fotovoltaico Com Aterramento Funcional

Arranjo fotovoltaico que tem um condutor intencionalmente conectado à terra com o objetivo de garantir o correto funcionamento do sistema, ou seja, por propósitos não relacionados à segurança, por meios que não estejam em conformidade com os requisitos para equipotencialização de proteção.

Nota 1: Tal sistema não é considerado um arranjo fotovoltaico aterrado.

Nota 2: Exemplos de aterramento funcional de arranjos fotovoltaicos incluem ligação à terra de um condutor através de uma impedância, ou aterrar temporariamente o arranjo por razões funcionais ou de desempenho.

Nota 3: Em um inversor destinado a um arranjo fotovoltaico sem aterramento funcional e que utilize uma rede de medição resistiva para medir a impedância do arranjo fotovoltaico em relação à terra, essa rede de medição não é considerada uma forma de aterramento funcional.

Aterramento Para Proteção

Ligação à terra de um ponto de um equipamento ou de um sistema por razões relacionadas à segurança.

Baixa tensão

Tensão não superior a 1.000 Vca ou 1.500 Vcc.

Barramento de equipotencialização principal

Barramento destinado a servir de via de interligação de todos os elementos passíveis de serem incluídos na equipotencialização principal [Fonte: ABNT NBR 5410].

NOTA: Terminal ou barramento onde é feita a conexão do condutor principal de aterramento, dos condutores de equipotencialização e, caso existam, dos condutores de aterramento funcional.

Por Eduardo Daniel – O Setor Elétrico – Edição 122 – 2016

A importância do local da instalação dos Dispositivos de Proteção contra Surtos (DPSs)

Existem algumas dúvidas e práticas equivocadas sobre a aplicação dos Dispositivos de Proteção contra Surtos (DPSs). A leitura da parte 4 da norma ABNT NBR 5419:2015, que trata da proteção dos sistemas elétricos e eletrônicos internos na estrutura nos ajuda a proceder corretamente.

Muitas vezes quando tratamos de descargas atmosféricas, a disposição física dos elementos tem mais importância que suas próprias ordens de grandeza. O exemplo mais evidente seria o texto do item 5.1.3 da versão de 2005 da ABNT NBR 5419, que já afirmava:

“5.1.3.1.2- Para assegurar a dispersão da corrente de descarga atmosférica na terra sem causar sobretensões perigosas, o arranjo e as dimensões do subsistema de aterramento são mais importantes que o próprio valor da resistência de aterramento”.

A função dos DPSs é permitir a equipotencialização dos condutores normalmente energizados. É a equipotencialização que protege as instalações e seus equipamentos, cabendo ao DPS possibilitá-la onde não for possível através da conexão direta dos condutores. O objetivo é que a equipotencialização esteja dentro das Medidas de Proteção contra Surtos (MPS), utilizando ou não o artifício dos DPSs.

O princípio de que “onde se está é mais importante do que quanto se vale” também vale para os DPSs. Para especificar estes dispositivos precisamos da planta e do unifilar, uma vez que eles são divididos em 3 classes que indicam de forma precisa onde eles devem ser instalados.

O principal erro na especificação de um DPS é concentrar toda a atenção na corrente de surto que o DPS deve conduzir. Tal parâmetro é importante para garantir a integridade do DPS, mas outro parâmetro talvez mais importante, é garantir que a diferença de potencial nos terminais do DPS não ultrapasse o valor que cada ponto da instalação, incluindo os equipamentos, pode suportar durante o surto de tensão.

Cada ponto da instalação e cada equipamento instalado possuem a sua suportabilidade definida em norma. O DPS deve garantir, portanto, que a tensão residual em seus terminais não seja maior que a suportabilidade da instalação em que está inserido. O valor máximo da tensão residual ocorre quando o DPS conduz o maior valor da corrente de surto que ele foi fabricado para conduzir e se chama nível de proteção do DPS.

Ao definirmos o tipo do DPS, definimos o local da sua instalação, o BEP ou um BEL, e definimos também o seu nível de proteção. Por isso, o primeiro passo é definir qual o tipo do DPS que deve ser instalado naquele ponto da instalação.

Um profissional que conhece a norma ABNT NBR 5419:2015, ou versões anteriores, está familiarizado com as barras de equipotencialização, principal (BEP) ou local (BEL). Os DPS classe I realizam a equipotencialização nas fronteiras entre as ZPR 0A e 1, onde deve estar o BEP, os DPS classe II entre as ZPR 1 e 2 e os classe III entre as ZPR 2 e 3.

O conceito de classe também implica na definição da forma de onda da corrente que o DPS será capaz de conduzir. No caso dos DPSs classe I, a onda (10/350µS) corresponde à própria corrente da descarga atmosférica que o DPS conduzirá para o BEP. Para os DPSs classe II e III, a forma de onda é a 8/20µS, já que estes DPS não conduzem a própria corrente da descarga atmosférica e sim correntes induzidas por descargas atmosféricas indiretas ou surtos causados por chaveamentos, incluindo aí a atuação de um DPS à montante.

Assim, fica claro que especificar o DPS começa por definir sua classe e o passo seguinte é definir a intensidade da corrente de surto. Colocar dez descidas próximas uma da outra é menos eficiente do que cinco descidas equidistantes ao longo da edificação; uma malha de aterramento com dez hastes em linha reta pode ter a mesma resistência que outra com as mesmas dez em forma de anel, mas com impedâncias específicas diferentes. O mesmo raciocínio vale para os DPSs, que só serão eficazes se instalados num arranjo adequado.

A classe do DPS define o local da sua instalação, ou o local da instalação define sua classe, o seu nível de proteção e a sua forma de onda. Devemos nos habituar que os DPSs são parte do SPDA, tanto quanto as descidas, os captores ou as barras de equipotencialização. Existem poucas dúvidas sobre como e onde estes últimos elementos devem estar, o mesmo é desejável que aconteça com os DPSs.

Por Sergio R. Santos – O Setor Elétrico – Edição 118 – 2015

Proteção passiva contra incêndio nos projetos de instalações elétricas

Boa parte do que se faz em um projeto elétrico pretende evitar o surgimento de um incêndio. Dimensionar disjuntores para interromper um curto-circuito ou condutores para evitar um sobreaquecimento tem em comum este objetivo. No entanto, cada vez mais é necessária a consciência de que as instalações elétricas, além de causa de um incêndio, são um meio para a sua propagação e quanto maior a edificação, mais extensa e complexa são as suas instalações e maior será o desafio de evitar ou combater um incêndio que aconteça nela.

Ao compartimentar o fogo em seu local de origem, ela evita sua propagação, fornece estanqueidade, diminui as perdas financeiras, oferece segurança aos ocupantes do edifício e facilita os trabalhos dos bombeiros e brigadas de incêndio.

A proteção ativa está mais presente no nosso cotidiano e são sistemas já conhecidos pela maioria dos profissionais. São os extintores, sprinklers, hidrantes, alarmes e outros equipamentos que necessitam de um acionamento manual ou automático para seu funcionamento. Conforme a ABNT NBR 14432:2000, proteção passiva “é o conjunto de medidas incorporado ao sistema construtivo do edifício, sendo funcional durante o uso normal da edificação e que reage passivamente ao desenvolvimento do incêndio, não estabelecendo condições propícias ao seu crescimento e propagação, garantindo a resistência ao fogo, facilitando a fuga dos usuários e a aproximação e o ingresso no edifício para o desenvolvimento das ações de combate”.

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Além do isolamento térmico, a PPCI (Proteção Passiva Contra Incêndio) oferece estanqueidade, impedindo a passagem das chamas e da fumaça. Os gases tóxicos e aquecidos que são liberados na combustão são a principal causa de morte e de problemas respiratórios nesses eventos. A fumaça ainda causa pânico e dificulta a visibilidade (Figura 1), atrapalhando a evacuação dos ocupantes e a ação das brigadas de incêndio.

De acordo com a National Fire Protection Association Handbook (NFPA), a compartimentação nas edificações é qualquer barreira que impeça ou limite a propagação das chamas de um ambiente para outros adjacentes. Para a obtenção da compartimentação, é comum a utilização de vedadores corta-fogo que podem ser produtos, como espuma e blocos intumescentes, argamassas especiais, almofadas para isolamentos temporários, placa de fibra mineral com revestimento ablativo, entre outros produtos que devem atender a uma classe de resistência, o TRRF (Tempo Requerido de Resistência ao Fogo). Segundo a Instrução Técnica 03 dos bombeiros, TRRF é a duração de resistência ao fogo dos elementos construtivos de uma edificação, estabelecida em norma, que varia de 30 a 120 minutos, dependendo da norma de teste e do órgão certificador. É aplicada em aberturas nas quais passam instalações elétricas, hidráulicas e de comunicação.

Outro aspecto muito importante, e que deve ser considerado em projeto para a proteção de um edifício, é assegurar que os sistemas de segurança, como saída de emergência, detecção automática de incêndio, chuveiros automáticos, iluminação e sinalização de emergência mantenham-se operacionais durante o evento, para isso, utilizam-se de alguns sistemas de proteção passiva, como a proteção dos cabos para manter os respectivos circuitos funcionais, e materiais de bandejamento e fixação que suportem por um determinado período o fogo para manter as rotas de fuga desobstruídas. Os cabos que devem continuar conduzindo a corrente durante um incêndio podem ser colocados em dutos resistentes ao fogo por um determinado tempo, definido em projeto. Alternativamente existem dutos, que, ao contrário, evitam que o incêndio em seu interior contamine o ambiente em que eles estão instalados.

Existem vários produtos disponíveis para utilização que necessitam ser especificados em projeto e para isso devem ser conhecidos pelo projetista, como as almofadas intumescentes, a lã mineral, as placas pré revestidas, dentre outros. Os principais fabricantes de produtos para PPI disponibilizam suporte técnico, catálogos com as características de cada produto e softwares que auxiliam na especificação e quantificação do material que deve ser utilizado.

Após a sua instalação, o sistema de PPI deverá possuir uma dupla certificação, dos produtos e da sua instalação. Normalmente, o instalador é certificado pelo fabricante do produto, mas mesmo assim é aconselhável que o sistema possua a dupla certificação.

Depois de aplicado, toda a atenção deve ser dada às alterações nas características da edificação, como novas aberturas ou passagem de novos cabos pelas vedações já existentes. Por isso, o responsável pela edificação deverá manter documentado todo o projeto da PPI e cuidar para que ele seja continuamente atualizado.

A necessidade da utilização dos sistemas de proteção passiva contra incêndios acompanha o aumento das edificações em seu tamanho, fluxo diário de pessoas e complexidade. Ela está ligada diretamente às instalações elétricas e aos profissionais responsáveis por elas.

Por ser uma exigência relativamente nova e envolver engenheiros eletricistas, arquitetos e engenheiros civis, demandará um esforço considerável na sua divulgação, treinamento e normatização.

Por Tatiane Musardo e Sergio R. Santos – O Setor Elétrico – Edição 116 – 2015

Concessionárias temem o aumento de furtos e fraudes

Em razão dos sucessivos acréscimos nas contas de luz, distribuidoras de energia elétrica e especialistas estão preocupados com um possível crescimento da inadimplência e das ligações clandestinas. Para contornar essa possibilidade, as empresas já estão investindo em novas tecnologias de medição inteligente.

Como a maioria de nós já sabe, as contas de energia tiveram um aumento superior a 32% no último ano, o que representa grade impacto no bolso do consumidor. O engenheiro eletricista Luiz Fernando Arruda é um dos especialistas que temem o aumento das perdas, para Arruda, atualmente, em razão do preço da energia, muitas pessoas que não faziam o denominado “gato” podem se ver tentados a fazer.

De acordo com a Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee), em 2014, as perdas totais em relação à energia injetada no sistema global das 64 distribuidoras foram de aproximadamente 14%, sendo que mais de 8% são de perdas técnicas e cerca de 6% são de perdas não técnicas ou perdas comerciais (relativas a fraudes, roubos e perdas administrativas). As perdas técnicas são inerentes ao sistema elétrico.

Para combater estas perdas relacionadas a fraude e furto de energia, a concessionária paulista AES Eletropaulo adota dois tipos de medidas principais: as campanhas e o investimento em tecnologia. As campanhas relacionam-se a medidas como regularização de ligações em favelas através de oferta de serviços e produtos gratuitos. Já no tocante ao investimento em tecnologia, a empresa está há pelo menos cinco anos apostando em equipamentos inteligentes para combater furtos em alguns locais específicos.

“Trata-se de uma tecnologia bem mais cara que a convencional, mas que permite fazer a leitura de forma remota, cortar e religar a distância, com um simples comando”, diz o gestor Wagner Pimenta, destacando que, assim, é reduzido o risco relacionado à entrada de profissionais das concessionárias em áreas em que há ligações clandestinas. “O corte de energia não é uma prática muito querida pelos moradores”, conta o coordenador.

A concessionária utiliza ainda um sistema computacional de inteligência, data mining (prospecção de dados), que aponta desvios de comportamento no consumo do usuário, seja em relação ao seu histórico de consumo, seja em relação ao consumo do vizinho. Mas apesar de todos os aparatos tecnológicos, a visita de profissionais ainda é necessária para a detecção de problemas nos medidores. A distribuidora informa que conta com 300 equipes de inspeção, formadas por duplas, totalizando 600 profissionais só de campo. Ao todo, são investidos R$ 400 mil por ano para a busca e combate de irregularidades.

Desta forma, percebemos que, juntamente com a promoção de conscientização, melhoria de condições socioeconômicas, e ações policiais, a inovação tecnológica é um importante instrumento para reduzir e um dia, talvez eliminar os furtos de energia elétrica. Uma dessas inovações está sendo desenvolvida pela Silver Spring Networks, empresa da área de Smart Grid. Trata-se de uma tecnologia de medição inteligente externalizada em caixas nos postes, que está sendo implementada na área central da Cidade do México pela maior distribuidora de energia elétrica da América Latina, que atende a cerca de 38 milhões de consumidores em 16 regiões do México.

No Brasil a Siemens desenvolveu um software de automação de medição denominado MECE que, de acordo com o gerente geral da área de Smart Grids, Sergio Jacobsen, tem como função primordial acumular os dados oriundos dos medidores espalhados pelas áreas de concessão das distribuidoras. “Ele simplesmente concentra todas as medições, as organiza, valida e verifica a planilha de dados, e realiza uma estimativa, se necessário, conectando estas informações com o sistema de faturamento da concessionária. Tudo de maneira automática”, explica Jacobsen.

Ainda sobre as funcionalidades do software, Jacobsen comenta que, como o programa integraliza todas as medições de 15 em 15 minutos, na maioria dos casos, ele consegue verificar o comportamento de consumo do cliente, derivando dele alguns algoritmos de perdas. O software foi se desenvolvendo com o tempo e hoje já utiliza mais de 50 algoritmos. Segundo o gerente geral, o MECE tem inteligência para identificar comportamento de consumo que são considerados suspeitos. Diante dessa identificação, o sistema emite alarmes para a distribuidora que vai ao local para confirmar se o medidor está sendo fraudado. Além dessas funções, o software também permite o corte e religamento remoto.

Jacobsen conta que oito concessionárias brasileiras já utilizam o software e a Siemens projeta exportá-lo para outros dois países da América Latina: o México e a Colômbia. O software MECE foi desenvolvido no Brasil, no centro da Siemens de P&D, em Belo Horizonte (MG).

Para combater os fraudadores, a empresa financeira Serasa Experian também tem trabalhado em parceria com as distribuidoras de energia elétrica para disponibilizar uma lista mensal com os medidores com maior probabilidade de fraude. Esses medidores são detectados a partir da análise de comportamentos e características do domicílio e da pessoa física ou jurídica vinculada ao cadastro. A empresa se baseia em indicadores que identificam perfis diferenciados de queda no valor da conta de luz, levando em conta a sazonalidade e o perfil do cliente, com dados do banco de dados da Serasa e da distribuidora.

Por Bruno Moreira – O Setor Elétrico – Edição 114 – 2015

 

 

 

 

Zonas de proteção contra raios

Para a proteção dos equipamentos eletrônicos no interior das estruturas atingidas direta ou indiretamente por uma descarga atmosférica, a ABNT NBR 5419:2015 nos orienta a utilizarmos uma série de medidas chamadas de Medidas de Proteção contra Surtos (MPSs). A base destas medidas são o roteamento dos condutores, suas blindagens e a equipotencialização por meio dos Dispositivos de Proteção contra Surtos (DPSs), daqueles condutores normalmente energizados.

Blindagens e DPSs estão relacionadas na norma por meio das zonas de proteção contra raios (ZPRs), um conceito aparentemente abstrato, mas prático e eficaz.

A aplicação das ZPRs considera a redução gradual dos surtos de tensão até valores suportáveis, antes que eles alcancem os terminais dos equipamentos eletrônicos e comprometam a sua integridade.

Para utilizar este conceito, devemos dividir as redes de energia, sinal em ZPR e efetuar nas transições entre estas zonas, as fronteiras, a sua equipotencialização, que será a referência única de tensão nesse ambiente.

O que determina uma ZPR é a blindagem que a envolve, formada pelas suas estruturas metálicas, e que pode ser inerente à edificação, ao invólucro do equipamento ou projetada com este objetivo.

O conceito é o de redução do valor do campo eletromagnético ao passar de uma ZPR para outra de índice superior em função das medidas citadas. Um equipamento fica cada vez mais protegido, quanto mais “internamente” ele se encontrar dentro das respectivas ZPRs.

A criação de cinco ZRPs costuma ser suficiente para alcançar-se um bom nível de proteção (ZPR0A, ZPR0B, ZPR1, ZPR2 e ZPR3), mas outras ZPRs também podem ser criadas caso seja necessário.

Partindo de fora para dentro na edificação, a intensidade da indução criada pela corrente da descarga atmosférica é máxima nas ZPR0A e ZPR0B, se reduz na ZPR1, é mínima na ZPR2 e desprezível na ZPR3, para um valor determinado da corrente da descarga atmosférica.

O que diferencia as ZPRs 0A e 0B é que, na primeira, um objeto ou pessoa pode ser atingido por uma descarga atmosférica direta, enquanto na segunda esta possibilidade fica reduzida em função da proteção oferecida pelo SPDA. O que define a fronteira entre as ZPRs é a própria estrutura que constrói o ambiente, sejam as armaduras do concreto das vigas e pilares externos de uma edificação, ou as internas de um apartamento, sala, até chegar à caixa metálica de um quadro elétrico.

Desde que interligadas e com continuidade elétrica para a terra garantida, as armaduras de um prédio, por exemplo, constituem uma blindagem metálica que define o que chamamos de fronteiras entre as ZPRs. Os DPSs são utilizados justamente na transição de uma ZPR para outra, de modo a impedir que a totalidade da corrente provocada pela descarga atmosférica seja conduzida entre dois ambientes, já que a própria blindagem entre as ZPRs limita as tensões e correntes induzidas. Justamente a partir da proteção criada pela aplicação das ZPRs, resta então voltarmos para utilização dos DPSs para impedir que correntes elevadas, criadas por descargas atmosféricas, atinjam nossos equipamentos por meio de condutores que passem de uma ZPR para outra.

ZPRs externas (desprotegidas contra impactos diretos):

ZPR 0A – Zona desprotegida exterior à edificação, o impacto direto de uma descarga atmosférica é possível nesta região e não existe nenhuma blindagem contra o campo eletromagnético criado pela descarga atmosférica;

ZPR 0B – Zona protegida contra o impacto direto de uma descarga atmosférica pela presença do SPDA segundo a ABNT NBR 5419:2015, mas ainda sem nenhuma blindagem contra o campo eletromagnético criado pela descarga atmosférica.

ZPRs internas (protegidas contra efeitos diretos):

ZPR 1 – Zona interna à edificação. A blindagem entre esta zona e a anterior atenua o campo eletromagnético gerado pela descarga atmosférica, a indução em um condutor dentro desta zona é sensivelmente menor caso ele estivesse na ZPR 0B;

ZPR 2 – Zona interna à ZPR 1. A possibilidade de impacto direto da descarga atmosférica já não existia na ZPR 1 e o campo eletromagnético gerado pela descarga atmosférica sofre o efeito de uma segunda “camada de proteção”, neste caso a existente entre esta ZPR e a anterior;

ZPR 3 – Zona interna à ZPR 2. O campo eletromagnético gerado pela descarga atmosférica sofre o efeito de uma terceira blindagem e a sua intensidade é reduzia a um valor mínimo.

 

Por Sergio R.Santos – O Setor Elétrico – Edição 114 – 2015

Energia solar conectada à rede dobra em um ano

Micro e minigeração de energia solar fotovoltaica conectada à rede passou de 8 MW, em 2013, para 15 MW em 2014. O avanço é ainda mais significativo se levarmos em conta que, no final de 2012, apenas 0,8 MW proveniente desses sistemas estava integrado ao Sistema Interligado Nacional (SIN)

Parece haver chegado a hora da energia solar fotovoltaica no Brasil. Ações recentes do Governo Federal levam a crer que o mercado de energia solar passará por algo similar ao que vem ocorrendo com a energia eólica. Entre as atitudes que vêm sendo tomadas, podemos destacar os leilões específicos para a fonte e a Resolução nº 482 da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), que estabelece as condições gerais para o acesso da micro e minigeração distribuída aos sistemas de distribuição de energia elétrica e ao sistema de compensação de energia elétrica.

Vale lembrar que a energia solar já é empregada pelo Governo Federal há alguns anos, mas com o intuito de atender às comunidades isoladas, muito afastadas da rede de energia elétrica, dentro de programas de inclusão como o Luz para Todos. Nestas localidades, situadas principalmente na região Norte do país, é menos custoso do ponto de vista financeiro – mesmo a energia solar sendo mais cara que a energia convencional – utilizar sistemas off grid de energia solar, do que conectar estas comunidades à rede. Na atualidade, porém, a atenção do governo e dos demais agentes do setor se volta para esta fonte alternativa de energia na modalidade on grid, ou seja, por meio de sistemas fotovoltaicos conectados à rede. Tais ligações, podem se dar de duas maneiras: geração distribuída, com empreendimentos menores, e geração centralizada, por meio de grandes usinas produtoras de energia.

Conforme o presidente da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), Rodrigo Sauaia, o país apresenta hoje cerca de 48 MW de potência instalada proveniente da fonte solar. Tendo em vista que o país possui quase 137 mil MW de capacidade instalada em operação, segundo o Banco de Informações de Geração (BIG) da Aneel, a fonte solar representa apenas 0,03% da matriz elétrica brasileira, um número pouco expressivo. O cenário tende a adquirir tons ainda mais escuros se for levar em conta somente a energia solar fotovoltaica conectada ao Sistema Interligado Nacional (SIN). De acordo com o presidente da Absolar, são cerca de 18 MW de potência solar fotovoltaica conectada à rede. Números que se referem, obviamente, a pequenos empreendimentos de geração distribuída.

Não obstante os números baixos, a situação da energia solar já esteve em condições menos favoráveis, podendo ser considerada no momento até promissora. Para se ter uma ideia, pouco tempo após a publicação da Resolução nº 482, ainda em 2012, eram apenas três os sistemas de geração distribuída conectados ao SIN. Em 2013, este número saltou para 75. Em 2014, para 350. Segundo Sauaia, dados de maio de 2015 informam que já são 670 empreendimentos de micro e minigeração ligados à rede elétrica, sendo que deste montante 631 são plantas solares fotovoltaicas. A expectativa da Absolar é de que até o fim do ano seja ultrapassada a marca de mil sistemas fotovoltaicos conectados. Em relação ao número de conexões de geração distribuída por concessionárias, a Cemig é a que mais apresenta sistemas deste tipo ligados à sua rede. São 98; a grande maioria é de micro e miniusinas solares fotovoltaicas.

No que se refere à geração centralizada de energia solar fotovoltaica, ou seja, grandes usinas fotovoltaicas, o cenário é ainda mais incipiente, contudo, bem mais promissor, até por conta da maior quantidade de energia que pode ser produzida por estes empreendimentos. O principal instrumento impulsionador destes sistemas são os leilões de energia promovidos pela Aneel.

O primeiro leilão exclusivo para energia solar aconteceu no final de 2014. Na ocasião, foram ofertados cerca de 10 mil MW de energia solar, mas contratados 1048 MW a um preço médio de R$ 215 / MWh para iniciarem a operação em setembro/outubro de 2017. Para este ano, são esperados mais dois leilões específicos da fonte, em agosto e novembro. O leilão de agosto já finalizou suas inscrições e teve 382 projetos credenciados, totalizando uma capacidade instalada de mais 12.500 MW. A expectativa, no entanto, conforme o presidente da Absolar, é de que sejam contratados cerca de 1.000 MW em cada certame realizado em 2015.

 

Momento propício

Os incentivos do governo brasileiro ao mercado de energia solar fotovoltaica começaram a surgir com mais intensidade agora porque o momento se tornou propício com a queda vertiginosa – que ainda vem ocorrendo – do custo relacionado à tecnologia fotovoltaica e, consequentemente, do preço do megawatt da fonte.

O professor e chefe do Laboratório de Energia Solar (Labsol) da Escola de Engenharia da Universidade Federal do Rio Grande do Sul (UFRGS), Arno Krenzinger, explica que os custos dos materiais empregados na geração fotovoltaica baixaram em razão do aumento de produção. Conforme o professor, por causa da grande utilização em países da Europa – tais como Alemanha, Espanha, França e Itália – fortaleceu-se a indústria de energia solar no continente. Contudo, o aumento do consumo foi tão grande que os europeus não conseguiram produzir módulos fotovoltaicos em quantidade suficiente e a solução encontrada para suprir a demanda foi a importação de módulos da China. Segundo Krenzinger, a entrada da China e o consequente crescimento de produção acarretou em uma queda ainda maior do preço dos módulos. Mesmo após a crise econômica mais recente que assolou o mundo, inclusive a Europa, a produção de módulos fotovoltaicos por parte da China não arrefeceu, estimulada ainda pelo consumo no país asiático que cresceu bastante.

A entrada do Brasil com mais força neste mercado de energia solar deve ser encarada dentro deste quadro internacional de queda de preços, em razão da alta produção realizada pela China. Para se ter uma ideia de como o preço da energia solar fotovoltaica tem baixado no mundo, em meados dos anos 1990, o kWh custava 50 centavos de dólar, e atualmente custa em torno de 15 centavos de dólar por kWh, podendo chegar em 2020 a 5 centavos de dólar o kWh.

O custo de instalação do sistema solar fotovoltaico também teve uma queda vertiginosa nas últimas décadas. Conforme dados disponibilizados pelo engenheiro de tecnologia e normalização da superintendência de tecnologia e alternativas energéticas da Cemig, Bruno Marciano Lopes, no que se refere a sistemas fotovoltaicos menores, de 10 kW de potência, o preço da instalação do sistema solar caiu de 12 dólares por watt-pico em 1998 para cerca de 5 dólares o watt-pico em 2012. Já o preço (internacional) do módulo, que era de cerca de 6 dólares por watt-pico em 1998, decresceu para menos de um dólar por watt-pico em 2012.

Aproveitando a lacuna dada pela queda dos preços, o Governo Federal começou a investir em leilões específicos para as fontes, como vimos, que podem ser vistos como subsídios ao segmento, de acordo com o diretor do Instituto Nacional de Eficiência Energética (Inee), Pietro Erber. Isso porque, com estes certames específicos, permite-se que a fonte solar não entre em concorrência com fontes mais baratas, como a hídrica e a eólica, e que se pague um preço maior pelo MWh.

Em princípio, a ideia do Governo Federal, por meio da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), é investir na difusão da energia solar fotovoltaica como uma maneira de diversificar a matriz elétrica brasileira. “Diversificar é algo quase obrigatório atualmente”, sentencia o professor da UFRGS, Arno Krenzinger. Segundo ele, os leilões específicos de energia renovável refletem o aprendizado do governo em relação à questão da variedade das fontes, tendo em vista a crise hídrica que o país se encontra hoje, e a dependência das hidrelétricas e das térmicas (com altos preços de energia).

O desenvolvimento de uma cadeia produtiva solar fotovoltaica, nos moldes do que ocorreu com a energia eólica, porém, não pode ser descartada. O presidente da Absolar, Rodrigo Sauaia, acredita nisso. Para ele, os leilões têm como função contratar volumes mais expressivos de energia solar fotovoltaica no curto prazo e incentivar a vinda de fabricantes para o Brasil. O professor da UFRGS afirma que, uma vez criadas as condições no país para o desenvolvimento da energia solar em larga escala, cada agente que participa deste mercado terá interesse em “aproveitar a onda”, tais como empresas nacionais da área e bancos de investimentos. Krenzinger destaca também o interesse do Governo em criar regras para que a produção de energia solar seja capitaneada por empresas de capital nacional. Para ele, empresas estrangeiras não devem receber subsídios, como financiamentos com juros baixos para implantação de sistemas solares.

Por enquanto, são poucas as empresas nacionais na área. “O Brasil é emergente no que diz respeito à fabricação. Está começando agora”, afirma Sauaia, salientando que os primeiros anúncios de empresas que vão se instalar para a fabricação de módulos solares e inversores estão sendo realizados agora. O presidente da Absolar acredita que empresas deste segmento serão as primeiras a se instalar, seguidas por companhias que fabricam suporte e componentes elétricos específicos para energia solar fotovoltaica. O professor da UFRGS destaca a Tecnometal como uma das empresas nacionais que fabricam módulos solares, atualmente, mas em baixa escala, e recorda a Heliodinâmica, que chegou a produzir lâminas de silício.

 

Incentivos fiscais

Além da resolução nº 482 da Aneel, outros incentivos estão sendo dados e pensados pelo Governo para fomentar a produção de energia solar por meio de micro e mini usinas. Por exemplo, o Conselho Nacional de Política Fazendária (Confaz), do Ministério da Fazenda, editou novo Convênio (16/2015) para o Imposto Sobre a Circulação de Mercadorias e Prestação de Serviços (ICMS), que incide sobre a geração de eletricidade do mini e microgerador. Assim, desde 27 de abril, estados brasileiros interessados em incentivar a energia solar poderão isentar do referido imposto o cidadão que desejar gerar sua própria energia. Até o momento, três estados já aderiram: São Paulo, Pernambuco e Goiás.

Junto a este incentivo tramitam na Câmara dos Deputados e do Senado Federal, projetos de lei, que visam facilitar o caminho da energia solar no país tanto para pequenos quanto para grandes empreendimentos. O Projeto de Lei 8322/14, por exemplo, isenta do Imposto sobre Importação (II) os equipamentos e componentes de geração fotovoltaica. O texto diz, no entanto, que a isenção será aplicada somente quando não houver produto nacional similar. Para o autor do projeto, o senador Ataídes Oliveira (PSDB-TO), este incentivo se faz necessário porque apenas as forças do mercado brasileiro são insuficientes para a aceleração do desenvolvimento do setor. Atualmente, o PL 8322/14 está aguardando o parecer do relator na Comissão de Minas e Energia (CME) da Câmara dos Deputados. O documento ainda passará pelas comissões de Finanças e Tributação; e de Constituição e Justiça e de Cidade, para aprovação em caráter conclusivo.

O outro projeto de lei que tramita no Senado, o PLS 167/2013, quer isentar do Imposto sobre Produtos Industrializados (IPI), de PIS/Pasep e da Cofins, painéis fotovoltaicos e outros componentes dessa modalidade de energia renovável, fabricados no país. Este projeto, de autoria do senador Wilder Morais (DEM-GO), também prevê, nos mesmos moldes que o PL 8322/14, a isenção do II para componentes fabricados em outros países, até que haja similar nacional equivalente ao importado, em padrão de qualidade, conteúdo técnico, preço e capacidade produtiva. O PL 167/2013 foi aprovado recentemente na Comissão de Serviço de Infraestrutura (CI), de onde seguiu para a Comissão de Assuntos Econômicos do Senado Federal e no momento aguarda a designação do relator.

 

O problema do financiamento

Um dos gargalos existentes para a maior difusão da energia solar fotovoltaica no país tanto para a geração distribuída como para a geração centralizada é a falta de linha de financiamento. Gilberto Vieira Filho, diretor da Quantum Engenharia, empresa responsável pela viabilização de todo o projeto de desenvolvimento e instalação de equipamento fotovoltaico, destaca que o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), por exemplo, não apresenta um programa de financiamento para empresas que queiram investir em energia solar fotovoltaica, o que seria extremamente necessário para fomentar o mercado solar no país.

Se em âmbito federal não há iniciativas neste sentido, em âmbito estadual existem alguns programas em andamento, não por acaso, em Pernambuco, Goiás e São Paulo, os três estados brasileiros que já aderiram ao novo convênio do Confaz. O Estado de Pernambuco, por exemplo, apresenta o PE Solar, operado pela Agência de Fomento do Estado de Pernambuco (Agefepe), que financia projetos para pequenas e médias empresas pernambucanas, oferecendo prazos de amortização de até oito anos (96 meses), com seis meses de carência, e cobrança de juros de até 8,24% ao ano para micro, pequenas e médias empresas, e de 5,3% ao ano para cooperativas e cooperados do setor rural. São Paulo e Goiás apresentam opções de financiamento similar também para empresas.

“Na minha opinião, o Governo Federal deveria se envolver e disponibilizar opções de investimento, linhas de financiamento, também para pessoas físicas”, diz o presidente da Absolar, explicando que atualmente pessoas físicas devem procurar bancos privados para financiar projetos deste tipo, com o obstáculo de que estes não oferecem condições muito atrativas, como somente cinco anos de amortização e taxa de juros de mais de 6% ao ano. O empreendimento fotovoltaico tem um alto investimento inicial e necessita de um prazo maior do que cinco anos para se pagar. Neste sentido, a sugestão da Absolar, conforme Sauaia, é que os bancos privados tratem instalações de painéis fotovoltaicos em residência como investimentos em infraestrutura, como reforma do imóvel com condições de juros e amortização melhores.

 

O futuro da energia solar

O diretor da Quantum Engenharia acredita que ocorrerá com o mercado de energia solar o mesmo que vem acontecendo com o mercado de energia eólica, sendo que a energia fotovoltaica apresenta algumas vantagens em relação à energia eólica que podem contribuir ainda mais para o crescimento de instalações no país. “Os painéis solares podem ser instalados nos telhados das residências, não fazem barulho como as turbinas eólicas, não têm parte girante, que desgasta, o que faz com que tenham uma vida útil mais elevada e baixíssima manutenção”, explica Vieira Filho.

Vieira Filho vê ainda uma peculiaridade na difusão da energia solar fotovoltaica no Brasil. Para ele, a geração distribuída será mais forte nas regiões do país abaixo de São Paulo: “onde os terrenos são mais caros e o poder aquisitivo para bancar empreendimentos próprios é maior”. Já as usinas de geração serão mais profícuas nas regiões acima de São Paulo: “que contam com terrenos mais baratos, não têm o custo tão alto e apresentam a insolação maior”.

Não obstante, o presidente da Absolar acredita que em um cenário de curto prazo a geração centralizada terá um papel predominante para trazer massa crítica para desenvolver a cadeia produtiva no país. Mas, segundo ele, a médio e longo prazo, o papel fundamental será da geração distribuída, como já ocorre no mundo. Sauaia salienta que dos 138,9 mil MW de potência instalada de energia solar fotovoltaica no mundo inteiro, mais da metade, 80 mil MW, é de geração distribuída. No Brasil, conforme estudo da EPE sobre demanda de energia para 2050, a estimativa é de que o país tenha entre 78 mil MW e 118 mil MW instalados de energia solar fotovoltaica geradas por micro e miniusinas. O que seria, conforme Sauaia, mais ou menos 2/3 de toda a potência instalada que o país tem hoje.

Por sua vez, o diretor do Instituto Nacional de Eficiência Energética (Inee), Pietro Erber, afirma que, em curto prazo, os empreendimentos de micro e mini geração são mais viáveis. “Em longo prazo, é preciso colocar um imenso ponto de interrogação porque a tecnologia está evoluindo muito”, diz Erber. Para se ter uma ideia, atualmente a eficiência do painel solar fotovoltaico está entre 15% e 20%. Ou seja, há espaço para evolução, segundo ele. Erber vê a energia solar fotovoltaica como necessária e complementar aos grandes empreendimentos de energia elétrica, mas tem dúvidas se usinas solares poderão competir algum dia com usinas termelétricas movidas a gás.

O presidente do Fórum Latino-Americano de Smart Grid, Cyro Vicente Boccuzzi, prefere destacar as potencialidades da energia solar fotovoltaica como fonte de geração distribuída. Segundo ele, o momento das usinas centralizadas já passou e a tendência mundial é investir em geração distribuída como apoio e complemento a estes grandes empreendimentos. “A energia solar hoje tem grande vocação para ser a pioneira na área de recursos distribuídos em pequena escala porque o sol é universal e os sistemas fotovoltaicos estão ficando cada vez mais baratos, o que está tornando mais fácil sua aplicação”, afirma Boccuzzi, fazendo uma ressalva de que ela deve ser aplicada sempre de forma combinada com tecnologias de eficiência energética, gerenciamento de demanda e armazenamento de energia.

 

Por Bruno Moreira – O Setor Elétrico – Edição 113 – 2015

A inspeção e a manutenção em sistemas de para-raios (SPDA)

Neste artigo, abordamos o tema “inspeção e manutenção”, assunto tão importante para que um Sistema de Proteção contra Descargas Atmosféricas (SPDA) seja mantido em perfeitas condições de funcionamento e que essa situação esteja devidamente documentada.

Quando se trata da ABNT NBR 5419:2015, podemos dizer que não aconteceram grandes alterações no texto no que se refere a inspeção e manutenção. Na realidade, grande parte do texto da seção 6 da versão de 2005 foi incorporada ao texto da seção 7 da parte 3 da versão 2015, dessa forma, teremos várias prescrições, sempre com o objetivo principal de manter a operacionalidade do SPDA com consequente minimização do risco envolvido.

Os maiores vilões de um SPDA sempre foram a ignorância no assunto, a negligência no trato com o sistema e a corrosão. Tentando minimizar os efeitos gerados por esses aspectos, a norma traz uma lista do que deve ser feito para a preservação da proteção, como a importante manutenção da documentação de inspeção, do projeto (desenhos e memoriais) e dos relatórios/laudos de conformidade para que estejam sempre atualizados e disponíveis quando necessário.

 

Os prazos

 

Inspeções visuais, realizadas por pessoas minimamente orientadas para observar se alguma peça está solta, quebrada ou oxidada, devem ser realizadas de seis meses a um ano, dependendo das condições do local, ou se houver suspeita de que o SPDA foi atingido por raio.

Inspeções periódicas obrigatórias devem ser realizadas em intervalos de um a três anos, no máximo, dependendo da agressividade que o ambiente estiver impondo ao SPDA. Nesta etapa, é necessário que seja gerado um relatório técnico, acompanhado de ART do profissional executante, onde constará a situação do sistema e quais intervenções são necessárias, se existirem, para adequação.

 

Ensaios

 

É importante ressaltar que os 10 itens existentes no texto da versão 2005, que deveriam servir como fator limitante para a existência de tensões de toque e passo suportáveis por pessoas e instalações a que o eletrodo de aterramento servisse, foram extremamente mal interpretados ao longo desses anos. Os 10 itens acabaram sendo exigidos como parâmetro de verificação da sua integridade física, assim, esse valor foi suprimido do texto da versão 2015 e, em seu lugar, o relatório deve apresentar resultados de ensaios de continuidade elétrica dos eletrodos de aterramento, conforme o item 7.3.2. Cabe esclarecer que medidas adicionais para prevenir as tensões superficiais foram acrescentadas na seção 8.

Dessa maneira, por solicitação ou quando a situação for relevante, vamos apresentando mais alterações relacionadas à nova ABNT NBR 5419:2015. Inspeção e manutenção. Inspeção e manutenção.

 

Por Jobson Modena – O Setor Elétrico Edição 110 – 2015

Energia solar terá leilão superior ao que vai ser gerado por Belo Monte

Depois de décadas aparecendo apenas como uma promessa limpa de geração, a energia solar, também conhecida como fotovoltáica, finalmente se firma como mais uma alternativa a ser usada no Brasil. A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) anunciou o credenciamento de 382 projetos para o leilão que será realizado em 14 de agosto.

O total a ser ofertado é 12.528 megawatts (MW), valor superior ao que vai ser gerado pela Usina Hidrelétrica de Belo Monte, que está sendo construída no Pará, com produção prevista de 11.000 MW. O primeiro leilão de energia fotovoltáica, em outubro do ano passado, fechou contratos com preço médio de R$ 215,12 o megawatt-hora (MWh). Ao todo, foram contratados 890 MW de capacidade instalada de energia fotovoltáica em 2014.

O presidente da EPE, Mauricio Tolmasquim, disse que a maioria dos projetos dessa fonte está concentrada na Região Nordeste, pelo ótimo nível de exposição solar da região. A Bahia, mais uma vez, lidera em volume de projetos e potência, com 140 empreendimentos que somam capacidade instalada de 4,4 mil MW. Em seguida, vem o Piauí, com 61 projetos e potência de 2 mil MW.

O Rio Grande do Norte aparece em terceiro, com 39 projetos e 1.332 MW, seguido por Minas Gerais, com 36 projetos e 1.272 MW; e São Paulo, com 34 projetos e 1.250 MW.

Por Vladimir Platonow – Agência Brasil

A automação como tendência (Artigo)

Tudo indica que as alterações em curso no sistema elétrico devem motivar as empresas a aplicar a automação de processos de uma forma mais intensa visando à melhoria de qualidade de serviços e, principalmente, a redução de custos.

 

No setor de distribuição de energia a automação hoje aplicada é incipiente e as experiências em curso, considerando desde a automação de leitura até a aplicação de medidores inteligentes, pouco ou quase nada vão contribuir com dados relevantes além do que já se conhece de experiências no exterior.

 

No mês passado comentamos sobre termos novos vetores motivando a automação, mas hoje podemos identificar uma questão que assombra qualquer setor que apresenta as características de longo tempo de retorno: a insegurança institucional, já que a simples possibilidade de alterações contratuais costuma afastar a possibilidade de novos investimentos.

 

Na verdade a questão de “quebra de contrato” é um fantasma que ronda alguns países vizinhos e traz grandes prejuízos para a credibilidade da nação. Nesse sentido, a simples introdução de novas regras, as mudanças abruptas de práticas esperadas e, principalmente, o arroubo verbal de alguns compelindo à aceitação de novas regras e/ou ameaçando retaliar quem não se alinhar à nova ordem já são suficientes para acender a luz vermelha que indica maior risco no setor.

 

Nenhuma empresa vai iniciar investimentos pesados de modernização e que levem a mudança do seu patamar tecnológico sem a segurança de retorno do investimento.

 

Assim, parece que o setor ganhou tempo para nova reflexão e para planejar as ações de uma maneira organizada. Quem vem investindo em tecnologias antiquadas vai poder parar e repensar o curso de suas ações.

 

Aquelas empresas que ainda não iniciaram ações têm mais chance de acertar e de poder ter um novo momento para planejamento, elegendo tecnologias já consagradas, ou seja, evitar aventuras com tecnologias pioneiras, mas abundantes em problemas e limites operacionais.

De qualquer forma, neste momento, apenas e tão somente aquelas ações voltadas à diminuição de perdas não técnicas ainda podem ser consideradas seguras. E esta segurança somente será real se a empresa que as implementarem souber que apenas tecnologia de automação não resolve qualquer problema desta natureza em campo, tendo de se conjugar inovação com times de inspeção bem treinados e motivados e que no futuro não venham a voltar suas ações para o aumento das perdas. Este retrocesso é muito comum quando se usa mão de obra terceirizada de forma massiva e que depois de atingidos os índices é “jogada fora”.

 

Ou seja, teremos mais alguns meses de indefinição no mercado e isso definitivamente não combina com inovação, eficiência e novos investimentos.

 

Por Luiz Fernando Arruda – “abrael.com.br” – Fonte: O Setor Elétrico

ONS discute causas do apagão que deixou 11 estados e o DF sem luz

Operador Nacional do Sistema Elétrico diz que houve falha na transmissão.
Estados ficaram sem energia elétrica por quase uma hora.

 

Nesta terça-feira (20) o Operador Nacional do Sistema (ONS) vai fazer uma reunião técnica, no Rio de Janeiro, para discutir como aconteceu o apagão que afetou cerca de três milhões de unidades consumidoras, como casas e empresas em 11 estados e no Distrito Federal. Muita gente ficou a pé no metrô da maior cidade do país: São Paulo.

O calorão não deu trégua. Ar condicionado e ventiladores em potência máxima. Às 14h55, quase metade do país apagou. Todos estados da região Sul, Sudeste e Centro-Oeste mais o Distrito Federal e Rondônia ficaram sem energia.

Uma das linhas do metrô de São Paulo parou entre a Avenida Paulista e o Centro por uma hora e meia. Passageiros andaram pelo túnel para chegar às estações.

Uma mulher passou mal. Um ambulatório da Prefeitura de São Paulo suspendeu o atendimento.  O apagão de 50 minutos deu prejuízos a comerciantes.

O corte de energia no Distrito Federal atingiu 157 mil consumidores em oito cidades próximas à Brasília.

O Operador Nacional do Sistema informou que o corte foi causado por um problema na transferência de energia das regiões Norte e Nordeste para o Sudeste. O aumento do consumo no horário de pico também ajudou.

Na sequência, 11 usinas foram desligadas, entre elas Angra 1. O reator detectou uma frequência irregular no sistema e por segurança desarmou automaticamente.

Para evitar um problema ainda maior, o ONS determinou às distribuidoras de energia das cidades afetadas, o corte de 5% na rede para que o sistema voltasse ao normal.

O ministro de Minas e Energia disse que entre as possíveis causas do apagão, estão a falha de um equipamento chamado de banco capacitor, que regula a carga do sistema, o desequilíbrio entre o consumo e a geração de energia, e uma falha na subestação Gurupi, no Tocantins.

“Eu atribuo mais ao problema técnico que ao pico até porque na semana passada nós tivemos números de energia, de pico de energia muito similares ao dia de hoje. No entanto, nós precisaremos, como eu disse, avaliar todas as variáveis e, ao mesmo tempo fazer com que as nossas obras entrem cada vez mais no cronograma desejado e esperado pelo governo”, fala o ministro de Minas e Energia, Eduardo Braga.

Hoje à tarde, técnicos do Operador Nacional do Sistema, do Ministério de Minas e Energia e das empresas envolvidas no corte vão se reunir para apurar o que aconteceu. Depois um relatório vai ser encaminhado para Agência Nacional de Energia Elétrica, que poderá advertir ou multar os responsáveis pelo apagão.

O apagão de ontem (19) ocorreu em pleno horário de verão. Segundo o Ministério de Minas e Energia, não existe um cálculo parcial da economia já realizada neste verão. Nos últimos dez anos, a medida tem possibilitado uma redução média de 4,6% na demanda por energia no horário de maior consumo.

Amapá
Mais de 130 mil pessoas também sofreram com a falta de energia no Amapá. O problema afetou Santana e Mazagão, municípios vizinhos de Macapá, e alguns bairros da capital, desde a madrugada de segunda-feira, dia 19.

Os moradores tiveram de recorrer às velas e as geladeiras descongelaram. Segundo a Eletronorte, a estatal responsável pela geração de energia elétrica no Amapá, houve um curto-circuito nos cabos subterrâneos numa subestação. Em Santana, o fornecimento começou a se normalizar por volta das 8h.

Por Fred Ferreira – Jornal Hoje