Desempenho de Linhas Aéreas em Relação a Descargas Atmosféricas

Uma determinada unidade de mineração possui vários alimentadores de 13,8 kV que atendem ás diferentes áreas produtivas e administrativas,

 A linha de distribuição mais crítica é a que alimenta o terminal ferroviário, o qual opera continuamente e cuja paralisação pode impedir o cumprimento das metas de embarque estabelecidos pela mina. A indisponibilidade da referida rede por falta de energia elétrica em 2012 foi de 62 h, o que causou perda de produção durante o ano de aproximadamente 93,7 mil toneladas de minério de ferro.

Essa linha aérea é constituída basicamente por: estruturas típicas para distribuição, padrão ABNT normal N, beco B, meio beco M; estruturas de ancoragem do tipo HT com duplo poste; e estruturas metálicas especiais para trechos que exigem grandes vãos.

Tendo em vista que a maioria dos postes e cruzetas dessa linha é de concreto armado, considerado completamente condutivo em caso de descargas atmosféricas, sua isolação básica é de Tensão Suportável de Impulso (TSI) próxima de 100 kV. Tais estruturas possuem isoladores de pino simples de 15 kV (TSI de 95 kV). Estes isoladores podem estar presentes até mesmo nas estruturas HT, como suporte nas derivações e apoio de condutores de passagem, reduzindo a isolação. As estruturas de maior isolação têm ancoragem com cadeias de três ou quatro isoladores de porcelana ou vidro; recentemente, também têm sido adotados isoladores poliméricos.

A região onde se localiza a unidade possui alto nível ceráunico, com mais de 60 dias de trovoadas por ano (NBR 5419:2005) – fator que exerce grande impacto na operação de linhas de distribuição da mina. Em períodos de elevada atividade atmosférica, verificam-se muitos desligamentos e até mesmo queima de componentes do sistema elétrico.

As paralisações provocadas por descargas atmosféricas são atribuídas principalmente à baixa isolação e arranjo físico das linhas de distribuição e à especificação de componentes, cujo projeto não oferece alto desempenho.

Desempenho de linhas de distribuição

O desempenho de linhas de distribuição aéreas (LDA) frente a raios, além dos parâmetros da própria descarga atmosférica, depende basicamente de quatro fatores:

• tensão suportável de impulso (TSI) das estruturas;
• cabos para-raios na LDA;
• aterramento nas estruturas de suporte das cruzetas e isoladores; e
• para-raios de resistor não linear (ZnO) adequados, em locais apropriados.

Esses fatores podem ser combinados de diversas formas para se atingir determinado desempenho das estruturas. Vale destacar que existem vantagens e desvantagens decorrentes de sua aplicação.

Tensão suportável de impulso das estruturas (TSI)

Se o impulso de uma dada polaridade e forma de onda é ajustado de modo que o teste em uma amostra de isolador ou cadeia de isoladores ocasione descarga disruptiva na cauda da onda em 50% das aplicações e falha nos outros 50%, o valor de pico dessa tensão é chamado de “tensão crítica de descarga” ou TSI (Tensão Suportável de Impulso).

Para os isoladores de linhas aéreas, a suportabilidade frente a descargas atmosféricas é testada utilizando-se uma onda padrão de 1,2/50 μs.

A isolação das linhas aéreas pode ser superada através de surtos de tensão provocados por descargas atmosféricas ou transitórios de chaveamento do sistema elétrico. É sabido que a causa principal de desligamento de linhas aéreas de média tensão (menor ou igual a 69 kV) e alta tensão (maior que 69 kV e menor ou igual a 230 kV) é a descarga atmosférica. Para linhas de extra alta tensão (acima de 230 kV), a causa principal está relacionada com surtos devido a chaveamentos do sistema elétrico.

No caso aqui relatado, para LDA em 13,8 kV, com tensão suportável de impulso em torno de 100 kV, a causa principal de desligamento é a descarga atmosférica, seja incidente diretamente sobre a linha ou dentro de uma faixa lateral a ela (descargas laterais).

Em linhas de 13,8 kV sem cabos para-raios, toda descarga sobre um condutor fase certamente vai paralisá-las. Por exemplo, para uma linha de distribuição com impedância de surto de 500 Ω (valor típico), uma corrente de descarga de 30 kA [3] incidindo no meio do vão, sobre um condutor fase, produzirá uma onda viajante para cada lado do vão no valor de cerca de 750 kV, de fase para terra.

Portanto, para uma linha de 13,8 kV, com 100 kV de TSI, fatalmente ocorrerá um arco em torno do isolador, que se transformará em curto fase-terra logo após a passagem da descarga atmosférica, obrigando o desligamento da linha pelo sistema de proteção. Se a descarga atingir diretamente a fase no poste suporte dos isoladores, as tensões desenvolvidas poderão atingir até o dobro do valor citado.

As linhas de distribuição também podem ser paralisadas por descargas laterais que, mesmo não as atingindo, provocam induções nas fases suficientes para superar a isolação [2]. Na prática, as maiores causas de desligamentos das linhas de distribuição não são descargas diretas, mas sim descargas laterais.

Em [4], estão disponíveis valores da tensão induzida, cálculo da distância lateral e da área de captação de descargas para os quais a linha é paralisada.A distância lateral em que uma descarga atmosférica provoca o desligamento da linha depende dos seguintes fatores:

• tensão suportável de impulso (TSI) das estruturas;
• altura da estrutura;
• impedância de surto do canal de descarga atmosférica (em torno de 30 W);
• intensidade de pico da descarga atmosférica; e
• densidade de descargas atmosféricas por km2, que se relaciona com o índice ceráunico da região.

A partir dos valores relacionados a seguir, são obtidos os resultados apresentados na tabela I:

• valores típicos de TSI de 100 kV (13,8 kV), 200 kV (34,5 kV), 300 kV e 400 kV (69kV);
• densidade de descargas atmosféricas de 60 dias/ano;
• corrente de pico da descarga de 30 kA – probabilidade de ocorrência de 50%, normalmente utilizada para cálculos de desempenho de linhas de distribuição [3]; e
• linha de distribuição de 10 metros de altura.

De acordo com a tabela I, apenas quando o TSI de uma linha de 13,8 kV atinge um valor próximo a 400 kV – ou seja, o quádruplo –, o número de desligamentos esperados por km de linha pode ser reduzido a 25%. Esta análise ilustra a dificuldade de se obter bom desempenho de linhas de 13,8 kV em regiões de alta incidência de descargas atmosféricas apenas com a isolação destas. O cabo para-raios ou cabo neutro, quando presentes, reduzem o percentual de desligamento devido às descargas laterais em torno de 20%.

Cabos para-raios

Admitindo a existência de cabos para-raios, os quais evitam a incidência de descarga atmosférica sobre os condutores fase, o desempenho da linha está sujeito a um fenômeno denominado backflashover, o qual depende essencialmente da resistência de aterramento da estrutura por onde escoa a descarga.

Na realidade, ao escoar para terra pelo cabo de aterramento da estrutura e, na sequência, pela resistência de aterramento, são desenvolvidas tensões da fase para terra nos isoladores, principalmente devido à queda de tensão na referida resistência. Se tal tensão desenvolvida for superior ao TSI da cadeia, haverá disrupção semelhante à queda de uma descarga sobre o condutor fase.

O estudo da correlação entre a tensão suportável de impulso e a resistência de aterramento conclui que, para não haver disrupção nos isoladores devido ao fenômeno de backflashover, a resistência de aterramento deve ser menor ou igual ao valor do TSI dividido por 20. Portanto, para linhas aéreas de 13,8 kV com TSI de 100 kV, a resistência de aterramento de cada estrutura deve ser menor ou igual a 5 Ω, para que a linha não desligue por incidência direta de descargas atmosféricas sobre o cabo para-raios.

Fig. 1 – Variação da tensão induzida à medida que se afasta da linha de distribuição para vários valores de resistividade do solo

Em minas de extração de minério deferro, a resistividade do solo é bastanteelevada, podendo atingir valores entre1500 e 5000 Ω.m. Nestas circunstân-cias, uma haste de 3 m (para 1500 Ω.mde resistividade do solo) apresentaráresistência de aterramento da ordem de500 Ω. A figura 1 ilustra como a tensãoinduzida nos condutores de fase variaà medida que se afasta perpendicular-mente da linha (método de Rusck). No-ta-se que o aumento da resistividade dosolo eleva a tensão induzida.

Verifica-se, portanto, que apenas o uso de cabo para-raios com o objetivo de atingir a resistência de aterramento necessária para evitar completamente os desligamentos devido a descargas laterais não é uma boa solução, sobretudo quando as linhas são de baixa isolação e os valores de resistividade altos.Desta forma, conclui-se que somente o uso de cabos para-raios para evitar o desligamento das linhas de distribuição por descargas atmosféricas em regiões de alta resistividade do solo e alto nível ceráunico não é um recurso viável.

Não obstante, os cabos para-raios reduzem a tensão induzida nas linhas aéreas devido a descargas laterais e com isto atenuam a paralisação destas devido a tais descargas. No entanto, essa função pode ser feita por um cabo neutro situado abaixo da linha de distribuição, o qual apresenta a vantagem de não cair sobre as fases e de servir para retorno das correntes fase-terra quando da ocorrência de falha para terra permanente nos isoladores, provocando a operação da proteção de falta para terra necessária nessas circunstâncias.

Aterramento nas estruturas de suporte dos isoladores

O aterramento das estruturas é necessário para escoar as descargas atmosféricas na formação do arco em torno dos isoladores. Com o uso do cabo neutro (ou cabo para-raios), que interliga os aterramentos das estruturas, forma-se um caminho de menor impedância de retorno para as correntes de fuga para terra permanentes, auxiliando a atuação da proteção de falta à terra para essas fugas.

Para-raios de resistor não linear (ZnO) nas cadeias de isoladores

A aplicação de para-raios em torno das cadeias de isoladores tem sido objeto de intensos estudos. Algumas companhias de transmissão de energia elétrica estão aplicando com sucesso esse método para reduzir os desligamentos das linhas devido a descargas atmosféricas.

Para aplicações em linhas de distribuição, em especial em áreas de alto nível ceráunico, vários aspectos devem ser considerados. Para ser efetiva a aplicação de para-raios nas linhas de distribuição de 13,8 kV, a distância entre estruturas deve ser no máximo de 200 m e isoladores precisam ser aplicados em todas as três fases. Os para-raios de menor nível de tensão e energia aplicáveis ao sistema de distribuição possuem maior taxa de falha. Um valor típico de taxa de falha é de 0,2%, o que corresponde à probabilidade de duas falhas em mil unidades. Portanto, o uso generalizado de para-raios associados aos isoladores em linhas de distribuição pode acarretar taxas de falha iguais ou até maiores às provocadas pelas descargas atmosféricas, ainda com o inconveniente de ser necessária a paralisação da linha para identificação e substituição do pararaios defeituoso.

Em linhas de distribuição aéreas alimentadas por transformadores cujo neutro é aterrado por meio de resistência, como o caso da referida instalação, a dificuldade pode ser maior devido ao baixo valor da corrente de falta à terra.

Um aspecto importante acerca do uso dos para-raios em linhas de distribuição diz respeito à sua energia. Em linhas sem cabos para-raios, a incidência de descargas atmosféricas diretamente sobre a estrutura, em geral, leva o para-raios (ZnO) ao colapso, mesmo que ele seja de alta capacidade. Portanto, não se recomenda generalizar o uso de para-raios de óxido de zinco em linha de distribuição sem cabos para-raios. Atualmente têm sido desenvolvidos para-raios especiais com gaps próprios para essa aplicação. Tais equipamentos já estão disponíveis para linhas de transmissão, mas não ainda para linhas de distribuição.

Outro aspecto a ser considerado na aplicação dos para-raios em linhas de distribuição refere-se ao aterramento das estruturas. Quando a resistência de aterramento é alta e não existem cabos para-raios, a vida útil dos para-raios de óxido de zinco é maior devido à baixa corrente que escoa pelo sistema de aterramento. Se esta resistência é baixa, a corrente que percorrerá através dos para-raios é alta, podendo danificá-los.

Quando há cabos para-raios, o escoamento da descarga através dos isoladores é indireto devido ao fenômeno de backflashover, e as energias requeridas pelos para-raios são menores, elevando sua vida útil. Portanto, caso sejam aplicados cabos para-raios, uma solução é utilizar para-raios de óxido de zinco associados aos isoladores, desde que os aspectos de substituição eventual sejam solucionados.

Simulação

A fim de verificar o desempenho dos para-raios diante de uma descarga atmosférica direta foi feita uma simulação em uma linha de distribuição aérea, que possui comprimento de 6 km, cabos condutores CAA 336MCM, cabo pararaios CAA 1/0 e resistência de aterramento de 30 Ω (figura 2).

Considerou-se apenas uma fase para essa análise. Para representar a linha, utilizou-se o modelo LCC (considerando efeito pelicular, metodologia J-Marti, r = 1500 Ω.m, L = 200 m). A fonte de tensão tem valor de 7960 V e os pararaios estão instalados a cada 200 m. No outro extremo da linha foi inserido um capacitor (C = 1 nF). Para representar a descarga atmosférica, incidente no centro da linha, foram considerados fonte em rampa (type 13), valor típico de 1,2/50 μs para a onda de corrente e valor de pico de 30 kA.

A figura 3 mostra os valores das tensões nos pontos 1, 2 e 3. Nota-se que o maior valor de tensão (80 kV) surge no ponto mais próximo à incidência da descarga (V1). Os valores de tensão nos pontos 2 e 3 são muito inferiores, na faixa de 15 kV, haja vista que a atuação dos para-raios reduz significativamente a sobretensão. Sem a inserção dos para-raios, os valores de sobretensão obtidos na simulação são da ordem de 5000 kV.

Proposta de melhoria no desempenho da linha aérea da unidade

Fig. 3 – Valores das tensões de surto nos pontos 1, 2 e 3 da linha de distribuição

Considerando que a linha da unidade mineradora que alimenta o terminal ferroviário de carregamento está em operação normal, e possui baixo nível de isolação (basicamente TSI de 100 kV) e cabo para-raios em toda sua extensão, uma solução possível para melhorar seu desempenho é aplicar para-raios de óxido de zinco ao longo da linha e derivações (nas três fases), mantendo espaçamento médio de 200 metros entre as estruturas onde estão instalados os para-raios.

Para utilização de para-raios de óxido de zinco como alternativa para melhoria de desempenho, é necessário considerar que a LDA em questão já possui cabo para-raios ao longo de sua extensão e, portanto, os para-raios de óxido de zinco não receberão descargas diretas, mas sim as devidas ao fenômeno de blackflashover.A energia dissipada será menor e, consequentemente, a vida útil será maior, com menor expectativa de falhas. Além disso, a resistência de aterramento dos postes onde serão instalados para-raios de óxido de zinco é supostamente alta, devido à alta resistividade do solo da mina (cerca de 1500 Ω.m). Esta situação, embora não seja a ideal para retorno da corrente de falta à terra, reduz a energia dissipada pelos para-raios de óxido de zinco, aumentando sua vida útil. Observa-se que, para retorno da corrente de falta à terra, as resistências de aterramento dos postes ficam em paralelo através do cabo para-raios; já para descargas atmosféricas, o paralelismo não é efetivo devido às indutâncias envolvidas.

Outra medida a ser adotada consiste em substituir os isoladores de 15 kV nominal para isoladores de 34,5 kV nominal, que possuem TSI da ordem de 200 kV. De acordo com a tabela I, essa iniciativa reduz a distância lateral para desligamento da linha.

Considerações práticas

Para a solução proposta, além dos para-raios instalados ao longo da linha, é necessária a aplicação de para-raios em pontos estratégicos, a saber:

• em todos os transformadores ligados na LDA;
• em todos os religadores, disjuntores, cubículos e demais equipamentos aplicados em qualquer ponto da LDA;
• nas derivações da LDA; e
• no início e no final da LDA.

Conclusão

Observa-se que para aumentar o de-sempenho de uma linha de distribuiçãoaérea frente às descargas atmosféricas, énecessário analisar muitos fatores: índi-ce ceráunico da região, resistividade dosolo, características da descarga, presen-ça ou não de cabos para-raios, TSI dasestruturas e isoladores e presença ou nãode para-raios nas fases.

Para o caso apresentado nesse trabalho, a proposta foi eficaz. Após a implantação das melhorias, houve redução de aproximadamente 50 h nas interrupções da rede por falta de energia elétrica (veja tabela II).

Um possível estudo a ser feito e que não foi aqui considerado é o isolamento da linha através de um transformador (estrela-triângulo) com neutro isolado, a fim de eliminar a ocorrência falta-terra subsequente a uma descarga atmosférica.

Referências

NBR 5419. Proteção de estruturas contra descargas atmosféricas, 2005.

Eriksson, A. J.: Lightning induced overvoltage on overhead distribution lines. IEEE PAS 101, 1982.

Eriksson, A. J.: Lightning parameters for engineering applications. Cigre – Electra, 1980.

Rusck, S.: Protection of distribution lines. Lightning Protection, 1958.

Arivaldo Bispo

Capacidade de condução de corrente dos condutores elétricos

 Acapacidade de condução de corrente de um cabo elétrico é definida como corrente máxima que este pode conduzir continuamente, em condições especificadas, sem que sua temperatura em regime permanente ultrapasse um valor determinado. Por essa definição, pode-se concluir que a corrente que circula pelo cabo deve ser igual ou inferior à capacidade de condução de corrente do seu(s) condutor(es), para que seja garantida durabilidade satisfatória a este(s) e à isolação, em face dos efeitos térmicos produzidos pela circulação de correntes.

Como a capacidade de corrente do cabo está relacionada com a temperatura que seus componentes podem atingir em regime permanente, então as condições para sua instalação (tais como tipo de linha elétrica, número de condutores no mesmo conduto e temperatura ambiente) influenciarão essa capacidade.
Este artigo discute os efeitos térmicos da corrente elétrica nos cabos, sem, no entanto, apresentar a física do fenômeno, uma vez que a apresentação adequada desta só poderia feita em um livro — o que, a propósito, não vem ocorrendo nas obras de instalações elétricas no Brasil, com exceção dos livros de Ademaro Cotrim.

A maioria dos livros dessa área publicadas no País tem partido das normas de instalações elétricas, a NBR 5410 para cabos de baixa tensão [1] e a NBR 14039 para cabos de média tensão [2], para tratar do assunto capacidade de corrente dos cabos. As tabelas de capacidade que constam dessas normas são determinadas a partir de modelos matemáticos e procedimentos estabelecidos na norma brasileira de cálculo de capacidade de corrente de cabos, a NBR 11301 [3], que é baseada na IEC 60287 [4].

Fig. 1 – Condutor isolado de BT

Deixar de abordar os aspectos apresentados na NBR 11301 dá ao assunto uma simplicidade maior, mas retira o sentido físico do problema. A limitação da corrente circulante em um cabo se dá pela elevação de temperatura, e não tem relação direta com a corrente elétrica, em si, como pode transparecer pela leitura desses livros. E o mesmo acontece com a maioria dos componentes e equipamentos elétricos. Por exemplo, a pergunta “Qual a potência elétrica máxima que pode ser retirada de um transformador de 1000 kVA?” soa estranha, numa primeira abordagem. Mas aqui também a limitação da potência acontece devido à limitação da temperatura no isolante do equipamento. Exatamente a mesma pergunta pode ser feita para um motor ou para um barramento. Essa falta de conhecimento da física que está por trás do problema pode levar a um conhecimento limitado do fenômeno ou mesmo a aplicações equivocadas.

Neste artigo não se defende que sejam abolidas as tabelas de capacidade de corrente e de fatores de correção das normas de instalações elétricas, nem que os cálculos sejam feitos sempre usando os modelos matemáticos e procedimentos da NBR 11301, até porque estes são modelos complexos, que utilizam conceitos termodinâmicos, e, para aplicações rotineiras, resultariam em trabalho totalmente desnecessário. O que se enfoca aqui é a importância de conhecer os princípios físicos envolvidos na circulação de corrente nos cabos elétricos, infelizmente esquecidos na literatura técnica nacional.

Relembrando Conceitos

A circulação de corrente gera calor, devido ao efeito Joule, o qual provoca a elevação de temperatura no condutor de maneira muito rápida, pois este é metálico. Em seguida, mais lentamente, o calor gerado no interior do cabo atravessa todos os componentes deste, até alcançar o ambiente externo. Esse processo de dissipação é resultado da diferença de temperatura e da resistência térmica dos componentes do material. O equilíbrio se dá quando a geração de calor por efeito Joule for igual ao calor dissipado; neste caso há uma estabilização da temperatura do condutor. Para cada valor de corrente, há uma temperatura de equilíbrio. O calor gerado no condutor depende do valor eficaz da corrente, incluindo os harmônicos, se houver.

A elevação da temperatura provoca deterioração dos materiais que compõem o cabo e, sendo os isolantes os materiais mais sensíveis, estes determinam o limite de temperatura. Como, em funcionamento normal, a temperatura é maior no interior do cabo do que no exterior, a temperatura máxima se dá no condutor e é igual à da primeira camada de material isolante. Portanto, pode-se dizer que a temperatura do condutor é que determina a temperatura máxima do cabo

Os componentes do cabo são definidos em função da aplicação deste. O condutor isolado de baixa tensão é o mais simples que existe, pois dotado apenas da camada de isolação, conforme mostra a figura 1. Outros cabos, como os de média tensão (figura 2), possuem camadas adicionais com funções de blindagem e cobertura.

A vida útil de um cabo está diretamente relacionada com sua temperatura de trabalho. Visando a uma vida útil satisfatória, as normas de condutores isolados e de cabos uni ou multipolares definem três temperaturas características, em função do tipo de isolação, consideradas na superfície externa do condutor, propriamente dito (interface condutor-isolação) — vide tabela I:

• Temperatura máxima para serviço contínuo, θZ , utilizada para definir a capacidade de condução de corrente do condutor I ;
• Temperatura limite de sobrecarga, qS , na qual o condutor pode permanecer por até 100 h, a cada 12 meses, e um máximo de 500 horas ao longo de sua vida útil; e
• Temperatura de curto-circuito, θK, na qual o condutos não pode permanecer por mais do que 5 s

Um condutor sem circulação de corrente tem a temperatura ambiente. Quando por ele circula uma corrente I = IZ constante após o transiente, sua temperatura se estabiliza no valor de θR = θZ. Se, após o transiente, a corrente aumenta para 1,45IZ, então a temperatura do condutor estabiliza-se no valor θR = θS. Tanto no regime nominal quanto em sobrecargas, há um regime transitório e uma dissipação do calor para o ambiente. No caso de curto-circuito, o tempo é muito curto, menor que 5 segundos, e nes te caso não há tempo para a dissipação do calor para o ambiente, e, consequentemente, para o transitório. Neste caso, o regime térmico é o adiabático, ou seja, o calor gerado pelo efeito Joule é integralmente consumido no aquecimento do condutor e, assim, não se pode relacionar a temperatura limite de curto-circuito a um valor de corrente. O modelo matemático usado é, então, o balanço energético, descrito pela integral de Joule. Todo o calor produzido durante o curto-circuito (do instante inicial até o instante de sua interrupção) tem de ser inferior ao necessário para elevar a temperatura do condutor de θZ para θK.

Fig. 2 – Cabo de média tensão

Neste momento aparece um problema de ordem prática: o calor é a grandeza que interfere na vida útil do cabo, mas não é aquela que os profissionais da área elétrica utilizam usualmente. Portanto, é necessário relacionar o calor com a corrente elétrica, grandeza de maior familiaridade entre esses profissionais. A metodologia para se estabelecer essa relação é a apresentada na norma brasileira NBR 11301, que determina a capacidade de condução de corrente de um cabo elétrico em funções das suas características termodinâmicas. Ela, no entanto, não é de fácil aplicação, devido aos modelos matemáticos e ao grande número de parâmetros termodinâmicos exigidos. Para simplificar a utilização, as normas brasileiras, assim como suas congêneres estrangeiras, adotam o conceito de métodos de referências. Estes métodos de instalação, para os quais a capacidade de condução de corrente foi determinada por cálculos segundo a NBR 11301, são os mais usados em instalações prediais e industriais.

Para instalações elétricas de baixa tensão, a NBR 5410 adotou os seguintes métodos: u

• A1: Condutores isolados em eletroduto de seção circular embutido em arede termicamente isolante;
• A2: Cabo multipolar em eletroduto de seção circular embutido em parede ermicamente isolante;
• B1: Condutores isolados em eletroduto de seção circular sobre parede de madeira;
• B2: Cabo multipolar em eletroduto de seção circular sobre parede de maeira;
• C: Cabos unipolares ou cabo multipolar sobre parede de madeira;
• D: Cabo multipolar em eletroduto enterrada no solo;
• E: Cabo multipolar ao ar livre;
• F: Cabos unipolares justapostos(na horizontal, na vertical ou em trifólio) ao ar livre; e
• G: Cabos unipolares espaçados ao ar livre

Para instalações de média tensão, a NBR 14039 adotou os métodos:

• A: Três cabos unipolares justapostos (na horizontal ou em trifólio) e um cabo ripolar ao ar livre;
• B: Três cabos unipolares espaçados ao ar livre;
• C: Três cabos unipolares justapostos (na horizontal ou em trifólio) e um cabo tripolar em canaleta fechada no solo;
• D: Três cabos unipolares espaçados em canaleta fechado ao solo;
• E: Três cabos unipolares justapostos(na horizontal ou em trifólio) e um cabo tripolar em eletrudo ao ar livre
• F: Três cabos unipolares justapostos (na horizontal ou em trifólio) e um cabo tripolar em banco de dutos ou eletroduto enterrado no solo;
• G: Três cabos unipolares em banco de dutos ou eletrodutos enterrados e espaçados — um cabo por duto ou eletroduto não condutor;

• H: Três cabos unipolares justapostos (na horizontal ou em trifólio) e um cabo tripolar, diretamente enterrados; e
• I: Três cabos unipolares espaçados diretamente enterrados

Para cada método de instalação, seja em baixa ou em média tensão, a respectiva norma apresenta tabelas com a capacidade de condução de corrente em função da seção nominal do cabo, para cada tipo de material usado como condutor (cobre e alumínio) e para cada temperatura máxima de material usado como isolante (70, 90 e 105 graus). Um aspecto extremamente importante a ser ressaltado é que este valor de capacidade de corrente só vale para a condição calculada. Qualquer alteração nas características termodinâmicas utilizadas na definição do método de referência faz com que a tabela perca o seu valor. Ainda visando facilitar o trabalho do profissional de instalações elétricas, a norma NBR 5410 apresenta várias tabelas com fatores de correção, que podem ser aplicados ao valor original para se obter um número mais próximo à realidade da instalação considerada. Estes fatores dizem respeito a:

• Correção da temperatura ambiente ou solo
• Correção da resistividade térmica ao solo; e
• Agrupamento de circuitos

No caso da correção de temperatura, como orientação geral, considerando o interior de edificações em diferentes regiões do país, sugere-se adotar os seguintes valores de temperatura ambiente:

• Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste: 30°C;
• Regiões Nordeste e Norte: 40°C

O fator mais difícil de aplicar é o relativo à resistividade térmica do solo. O valor adotado como referência pelas normas brasileiras é de 2,5 K.m/W, que é o valor recomendado pela IEC 60364 quando o tipo de solo e a localização geográfica não são especificados, sendo este um número médio para os solos encontrados no entorno da maioria das edificações urbanas. Quando a resistividade térmica for superior a 2,5 K.m/W, caso de solos muito secos, os valores indicados nas tabelas devem ser adequadamente reduzidos, a menos que o solo na vizinhança imediata dos condutores seja substituído por terra ou material equivalente com dissipação térmica mais favorável.

Já o fator de agrupamento é de fácil aplicação, pois o número de circuitos em uma linha elétrica é conhecido na fase de projeto.

Conclusão

A exemplo de outros componentes, os cabos elétricos são sensíveis ao calor e isto se deve principalmente aos isolantes, cujas propriedades são fortemente afetadas pela elevação de temperatura. Porém, se todos os projetos se baseassem unicamente nas temperaturas, a atividade do profissional de eletricidade se tornaria extremamente difícil. Por isso, as normas apresentam critérios que convertem a elevação de temperatura em corrente. Mas o profissional de instalações elétricas sempre deve ter presentes os princípios físicos por trás dos números apresentados nas tabelas. Bem como estar atento para que, se em alguma situação os critérios que basearam os cálculos que resultaram nessas tabelas são desrespeitados, a conversão de elevação de temperatura em corrente deixa de ser válida e isto vai refletir-se em problemas na instalação.

Referências

1. ABNT: NBR 5410 (2004) – Instalações elétricas de baixa tensão.
2. ABNT: NBR 14039 (2005) – Instalações elétricas de média tensão de 1,0 kV a 36,2 kV.
3. ABNT: NBR 11301 (1990) – Cálculo da capacidade de condução de corrente de cabos isolados em regime permanente (fator de carga 100%) – Procedimento.
4. IEC 60287 – Electric cables Calculation of the current rating.

Arivaldo Bispo 

COMPLEXO EÓLICO TERRESTRE DE OITIS

 O grupo Iberdrola constrói no Brasil o complexo eólico terrestre de Oitis. Composto por 12 parques, o novo desenvolvimento terá uma capacidade instalada total de 566,5 MW, o que o converte no maior projeto eólico terrestre da companhia na América Latina e o segundo no mundo.

A Iberdrola reforça sua presença no setor das energias renováveis brasileiro com um novo desenvolvimento. Por meio de sua filial Neoenergia*, está construindo no Brasil seu maior complexo eólico terrestre na América Latina até a data presente: Oitis. Localizado entre os estados do Piauí e Bahia, o projeto estará formado por 12 parques que juntos terão uma capacidade instalada de 566,5 MW após o término completo de sua colocação em funcionamento, prevista para 2023.

As obras foram iniciadas em novembro de 2020 — três meses antes do plano inicial — no parque Oitis 22, no município de Casa Nova (Bahia) e significarão a entrada da Iberdrola em um novo estado: Piauí (no qual estarão localizados 10 dos 12 parques). Também contribuirá para o desenvolvimento econômico e social tanto deste estado como do vizinho estado da Bahia, ambos no nordeste do Brasil, onde gerará mais de 1,500 empregos.

Os 12 parques ocuparão uma área de 2,1 milhões de m2 — seis vezes o tamanho do Maracaná — e terão 103 aerogeradores com capacidade unitária de 5,5 MW, um dos mais modernos e eficientes modelos do mercado global de energia. Cada um deles terá 126 metros de altura, o equivalente a um prédio de 25 andares e suas bases terão uma estrutura de 79 toneladas de aço e concreto composto por 22 toneladas de cimento e 1.000 t de cascalho e areia.

Serão construídas uma subestação com tensão em 500 KV e aproximadamente 71 quilômetros de linha de transmissão para garantir a conexão do novo complexo eólico com a subestação Queimada Nova II, no Piauí.

Com seus 566,5 MW de potência, Oitis galgará ao pódio mundial dos complexos eólicos onshore do grupo Iberdrola em capacidade instalada, atrás apenas da americana Peñascal, no estado do Texas (606 MW), e justo à frente do parque eólico escocês Whitelee (539 MW), localizado ao sul de Glasgow (Reino Unido).

Graças a ela, poderá abastecer cerca de quatro milhões de pessoas — população equivalente à do estado de Paraíba — e evitará a emissão de 1,2 milhão de toneladas de CO2 por 20 anos.

Além disso, 102 km de estradas de acesso serão construídos, que beneficiarão a população local.

O foco da energia gerada em Oitis será a comercialização no mercado livre de energia. Dois dos parques — Oitis 1 e 8 — já têm a venda garantida de 30 % da energia limpa que gerarão, depois do leilão organizado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) em junho de 2020. As outras 10 instalações — Oitis 2, 3, 4, 5, 6, 7, 9, 10, 21 e 22 — negociarão a venda de sua produção elétrica no mercado.

Considerando esse complexo e o de Chafariz, 67,6 % da energia já foi vendida para o ano de 2022.

A Neoenergia possui atualmente 516 MW de potência eólica operativa e, contando o complexo eólico Oitis, tem 1.038 MW eólicos em construção. Uma vez terminados todos os projetos, totalizará 1.600 MW eólicos em funcionamento, o que equivale a triplicar o número atual. Além disso, a venda de 51 % dessa energia já está pactuada através de contratos regulados e os outros 49 % serão colocados no mercado livre.

Fonte:Iberdrola S.A; iberdrola.com.

Arivaldo Bispo

Retificadores

 Esses circuitos são importantes na construção de conversores de energia.

 Para estudo  concentrei em  somente nestes cinco tipos de retificadores: meia onda, onda completa em ponto neutro (2 diodos) e onda completa em ponte (4 diodos). Todos esses circuitos retificadores são a diodo. Existe outros tipos...

O circuito retificador tem a função de converter uma corrente alternada, que varia o sentido de condução, para uma forma de corrente que não varia o sentido, ou seja, na forma de corrente retificada pulsante. Com a aplicação de outros elementos de circuito é possível estabilizar essa corrente até uma corrente contínua.

Esse circuito faz com a corrente o mesmo que o capacitor faz com a tensão, ajuda a na "filtragem" mas em termos mais simples ambos acumulam energia nos picos e fornecem a energia acumulada nos momentos entre picos.

Arivaldo Bispo

Como Funcionam As Turbinas Eólicas

 

Os moinhos de vento têm ajudado a humanidade a converter a energia contida no vento em muitas outras formas úteis nos últimos 2000 anos. As turbinas eólicas de hoje são capazes de converter uma grande quantidade de energia do vento em eletricidade. Isso se deve às lâminas, que são desenvolvidas usando análises aerodinâmicas de última geração e outros equipamentos para melhorar o desempenho. Neste vídeo, exploraremos esses diferentes conjuntos de tecnologia de maneira simples, porém científica.

Arivaldo Bispo

Fonte: https://www.fiverr.com/ldaniel

Estudante de Tecnologia

 

"É um momento fantástico para ser um estudante de tecnologia".

Alguns anos se passaram e hoje podemos dizer que essa frase continua fazendo ainda mais sentido. Você já imaginou passar um dia sem usar algo que envolva tecnologia? Acho que será um pouco complicado, concorda?

E já que começamos esse bate-papo com a frase do CEO da Microsoft, vamos aproveitar para falar um pouco mais sobre a área de Desenvolvimento de Software, que tem se popularizado no mercado de trabalho devido a esse avanço tecnológico.

O que faz um desenvolvedor? Quais são as áreas de atuação?

Conhecidos também como "devops", os Desenvolvedores de Softwares são os responsáveis  pela programação de sistemas, a partir da escrita de códigos digitais.

Dentro dessa área, o profissional ainda pode optar por diferentes frentes de atuação, como  Front-end, Full Stack e Mobile.

Como é o mercado para desenvolvedores?

 Não é novidade que o mercado de tecnologia tem escassez de mão de obra qualificada e isso faz com que as empresas ofereçam boas ofertas para conseguirem atrair talentos para essa área.

Em dezembro de 2020, a Você S/A listou as 10 profissões com os maiores aumentos de salário do ano e, entre elas, estavam os desenvolvedores, arquitetos de softwares, gerente de TI e engenheiros de software.

E não para por aí. Segundo matéria divulgada pela Computerworld, as profissões que requerem habilidades em tecnologia continuarão em alta em 2021. Segundo a matéria, os profissionais de TI estão entre as 5 profissões que devem ter os seus profissionais mais buscados e valorizados pelas empresas durante o ano.

"A escassez de oferta de pessoas especializadas na área, em destaque os Desenvolvedores, vem gerando uma luta por talentos por parte das empresas", explica Leonardo de Souza, Country Manager da consultoria de recrutamento Robert Walters Brasil à Computerworld.

Qual o salário de desenvolvedor(a)?

Salários na área de TI costumam ser bons até mesmo para iniciantes e com os desenvolvedores não é diferente. Há espaços para diversos profissionais e os rendimentos variam de acordo com a especialidade, tempo de experiência e até região do país.

Segundo o site ITFórum, os salários podem variar de R$8.000 a R$17.000 nos casos de Desenvolvedor Mobile Sênior. Para o Pleno, pode ir de R$5.000 a R$11.000 e para profissional Júnior de R$4.000 a R$7.000. E a remuneração de gerente de produto pode chegar a R$25.000.

Ainda resta alguma dúvida de que a carreira de desenvolvedor continua em alta? Acho que não! Por isso, vem com a gente e participe do nosso evento voltado para esse tema.

Alerta imperdível: evento online e gratuito sobre desenvolvimento

O mercado pede e o IGTI faz.

Antenado com a demanda por profissionais de desenvolvimento, o IGTI promoverá entre

08 e 11 de fevereiro a segunda edição do Dev Summit. Um evento hands on, online e gratuito, com as principais tecnologias, ferramentas e práticas em Desenvolvimento de Software.

Em sua primeira edição, em julho de 2020, o seminário contou com a participação de mais de oito mil inscritos.

A segunda edição promete ser ainda melhor, com mais de 20 horas de sessões interativas em três trilhas temáticas: Full Stack, Mobile & Front End e Arquitetura de Software. Em todas elas, a certeza de que você terá o melhor conteúdo ministrado por especialistas que são referência no mercado nacional e internacional. E os assuntos abordados vão de API e PIX a Recrutamento Tech, passando por Google Assistente, Javascript, entre tantos outros temas.

 

Não importa se você é iniciante ou especialista, as sessões do Dev Summit vão surpreendê-lo(a).

Seja protagonista da sua carreira de desenvolvedor(a) de Software!

Inscrições abertas, garanta a sua: https://www.igti.com.br/custom/dev-summit/

 

 

 Arivaldo Bispo

Fonte: ITFórum; Equipe de Eventos IGTI

Nuvem Híbrida

 

Nuvem Híbrida

Um estudo recente elaborado pela IDC mostra que os investimentos em nuvem na Espanha podem triplicar em uma projeção realizada até 2023. Nesse sentido, espera-se que até essa data 90% das empresas espanholas tenham optado por usar nuvens multicloud ou híbridas como a principal tecnologia para a salvaguarda de seus bancos de dados e tarefas relacionadas.

Assim, uma das tendências da tecnologia da informação é a utilização de nuvens híbridas, cujos benefícios já começam a ser percebidos nas grandes empresas que optaram por utilizá-las.

Por isso, antes de investir em uma nova tecnologia para sua empresa, você precisa saber exatamente como funciona uma nuvem híbrida, as principais características que a diferenciam e para quais casos específicos são mais recomendadas.

Definição de nuvem híbrida

É a combinação de uma nuvem privada com outros tipos de serviços de uma nuvem pública gerenciada a partir de um software especialmente criado para unificar os dois serviços e responder em um único painel de controle. Desta forma, a empresa tem acesso a um armazenamento em nuvem híbrida que oferecerá flexibilidade superior que atenderá a diferentes demandas específicas.

Neste sentido, a definição de nuvem híbrida dá conta da segurança que oferece às empresas em relação aos seus dados privados, enquanto em paralelo usufrui dos recursos tecnológicos oferecidos por uma nuvem pública, conseguindo-a simultaneamente.

O armazenamento em nuvem híbrida tem certas características que expressam claramente como funciona e de que forma podem ajudá-lo a gerenciar seus dados de negócios:

Adaptabilidade ou escalabilidade: uma das características mais marcantes é que sua flexibilidade pode responder a qualquer necessidade da empresa de forma automática.

Compatibilidade e integração com os sistemas existentes: qualquer nuvem híbrida deve ter uma arquitetura que possa ser combinada com as facilidades e serviços da nuvem privada que você possui em sua empresa.

Alta segurança: sendo totalmente adaptável, oferece também a possibilidade de responder a qualquer exigência de segurança integrando protocolos complexos típicos de nuvens privadas e servidores especializados.

Poupança: outra das características mais importantes é que não requer tanto investimento em infraestruturas, aplicações, extensões ou equipamentos.

Como funcionam as nuvens híbridas?

Em essência, a operação é muito semelhante a como as nuvens públicas e privadas são gerenciadas de forma independente, já que seus protocolos permanecem os mesmos. Porém, você o perceberá como se fosse um único sistema com um único painel de controle. 

Isso porque as nuvens híbridas incorporam sua própria API e software de automação que combina duas opções entre interfaces de programação de aplicativos, redes virtuais privadas ou redes de longa distância, de forma eficiente e satisfatória. Essa conexão entre os dois serviços é o que distingue as nuvens privadas, públicas e multicloud das híbridas. 

É necessário enfatizar que a qualidade da conexão é muito importante no desempenho das funções da nuvem híbrida, portanto as tecnologias que interconectam os serviços devem ser totalmente estáveis.

Quando uma nuvem híbrida é necessária?

Embora uma nuvem híbrida seja um salto tecnológico ideal para obter o melhor de duas grandes infraestruturas, é aconselhável desenvolver um plano de avaliação que deixe claro porque a implementação de uma nuvem híbrida é necessária na empresa. 

A melhor maneira de começar a avaliação é baseada na situação da nuvem atual: quando você percebe que a nuvem ou servidor que você tem atualmente não está atendendo a todas as suas necessidades, e você teve que recorrer a soluções pouco práticas que expandem seu funcionalidade.

Se você precisa salvar dados importantes, confidenciais ou privados e, ao mesmo tempo, precisa ter bancos de dados públicos posicionados na rede, é hora de considerar o uso de uma nuvem híbrida.

FlexSITE e nuvens híbridas

Como você pode ver, as nuvens híbridas oferecem maior adaptabilidade, segurança e agilidade ao enviar seus dados, protegendo e usando seus dados neles. Nesse sentido, a Telefónica desenhou um serviço denominado flexSITE, que facilita a conexão do seu dispositivo entre filiais e oferece uma infra-estrutura de rede cabeada e sem fio que pode ser administrada manual ou automaticamente desde qualquer uma de suas filiais.

 Este serviço irá permitir-lhe a possibilidade de analisar a informação, personalizando a rede WiFi para limitar o acesso dos hóspedes aos seus dados e gráficos corporativos, informação sobre a experiência de conectividade dos seus utilizadores. Além disso, oferece monitoramento das redes LAN e WiFi e configurações avançadas de segurança que irão controlar todo o acesso e tráfego da rede, seja por aplicativo ou páginas da web. Isso o torna o armazenamento em nuvem híbrido perfeito para gerenciar dados online de grandes empresas.

Fonte: Think Big / Empresas.

 

Arivaldo Bispo

Governo do Estado assina protocolo de apoio institucional com Omega Energia

 

Foto: Divulgação

Perspectiva é que empresa invista R$ 2,3 bilhões nas fases A e B do para implantação de projeto eólico

A Omega Desenvolvimento firmou, nessa segunda-feira (14), protocolo de intenções de apoio institucional com o Governo do Estado, por meio da Secretaria de Desenvolvimento Econômico (SDE), para implantação de um complexo eólico nos municípios de Xique-Xique e Gentio do Ouro. A perspectiva da empresa é investir R$ 2,3 bilhões nas fases A e B do projeto, promovendo a geração de aproximadamente 950 empregos diretos na construção e 55 na operação das duas fases.

“Decidimos pelo Estado da Bahia por um conjunto de fatores. Os ventos são maravilhosos, a mão de obra é muito boa e o apoio institucional do governo é excepcional. Para nós esse acordo é importante porque vai definir os maiores investimentos da nossa companhia para o próximo ano”, diz Rogerio Zampronha, CEO da Omega Desenvolvimento.

De acordo com Gustavo Mattos, co-fundador e diretor da Omega Desenvolvimento, o projeto eólico será comercializado no mercado livre. O licenciamento está previsto para o início do próximo ano, com início das obras para o mês de abril. A projeção é que o empreendimento tenha 450 Megawatts (MW) de capacidade instalada.

Sobre a Omega Energia

Fundada em 2008, a Omega Energia é uma plataforma de energia renovável e digital. A companhia é referência em investimentos no setor de geração de energia limpa e a maior detentora de ativos operacionais renováveis do país – hoje presente em sete estados brasileiros, com capacidade contratada de 1.869 MW.

Ao longo do tempo a Omega inovou e fez da tecnologia uma grande aliada para resolver problemas de seus clientes e mercados. Em 2020, a companhia lança a primeira plataforma 100% digital para compra e gestão de energia no mercado livre, dando mais um passo em direção a seu propósito de transformar o mundo por meio da energia limpa, barata e simples.

Fonte: Secretaria de Desenvolvimento Econômico (SDE).

Arivaldo Bispo

Enel Green Power inicia construção de 1,3 GW de nova capacidade renovável no Brasil

 

Um dos parques está sendo construído na Bahia, nos municípios de Morro do Chapéu e Cafarnaum

A subsidiária brasileira de energia renovável do Grupo Enel, Enel Green Power Brasil Participações Ltda. (“EGPB”), iniciou a construção, no Nordeste, de cinco novos empreendimentos, quatro eólicos e um solar, que somam 1,3 Gigawatts (GW) de nova capacidade. Na Bahia, a empresa está construindo parque eólico Morro do Chapéu Sul II (353 MW). No Piauí, a empresa está construindo o parque eólico Lagoa dos Ventos III (396 MW) e o parque solar São Gonçalo III (256 MW). Os outros dois projetos movidos pelos ventos –Cumaru (206 MW) e Fontes dos Ventos II (99 MW) – estão sendo construídos, respectivamente, no Rio Grande do Norte e em Pernambuco. Anúncio foi feito, nesta segunda-feira (14), durante evento on-line, que contou com a participação do vice-governador da Bahia, João Leão, secretário de Desenvolvimento Econômico (SDE).

“O início da construção de 1,3 GW de nova capacidade renovável é um marco sem precedentes na história da nossa empresa no Brasil, especialmente diante dos desafios impostos pelo cenário atual”, comenta Salvatore Bernabei, CEO da Enel Green Power. “Esses novos projetos fortalecem ainda mais nossa posição como líderes nos mercados de geração solar e eólica no país, ao mesmo tempo em que destacam nosso compromisso com o desenvolvimento do setor brasileiro de energia renovável, a fim de diversificar a matriz energética do país, bem como contribuir para o desenvolvimento econômico e social das comunidades em que estamos presentes”.

O Grupo Enel investirá ao todo cerca de R$ 5,6 bilhões na construção dos empreendimentos, o equivalente a aproximadamente 1,1 bilhão de dólares à taxa atual de câmbio. Os novos parques serão apoiados principalmente por contratos de fornecimento de energia negociados com clientes corporativos no mercado livre de energia brasileiro e deverão começar a operar em 2021, com exceção de Lagoa dos Ventos III, que deverá entrar em operação comercial em 2022. Quando estiverem em plena operação, os cinco novos parques serão capazes de gerar mais de 5,5 Terawatt/hora de energia por ano, evitando a emissão de aproximadamente 3 milhões de toneladas de CO2 na atmosfera anualmente.

Na Bahia, serão investidos aproximadamente 340 milhões de dólares no parque Morro do Chapéu Sul II (353 MW), localizado nos municípios de Morro do Chapéu e Cafarnaum, mesma região do empreendimento Morro do Chapéu Sul (172 MW), cuja operação começou em janeiro de 2018. Atualmente, a Bahia concentra 82% da capacidade eólica e 42% da capacidade solar da EGP no país.

Diversas soluções inovadoras estão sendo implementadas nos canteiros de obras desses empreendimentos para melhorar a segurança, qualidade e eficiência das obras, incluindo dispositivos de segurança ativa, máquinas automatizadas, drones, assistência remota e ferramentas digitais para apoiar as atividades diárias dos canteiros.

No Brasil, o Grupo Enel, por meio de suas subsidiárias EGPB e Enel Brasil, tem uma capacidade total instalada renovável de cerca de 3,4 GW, dos quais 1.210 MW são de fonte eólica, 979 MW de solar e 1.269 MW de hidro.

Fonte: Enel / SDE

 Arivaldo Bispo

Siemens Gamesa e Essentia Energia no Complexo São Vítor, na Bahia

 

Mais um grande acordo firmado no Brasil. A Siemens Gamesa irá fornecer aerogeradores para o Complexo São Vítor, da Essentia Energia , a ser construído na Bahia.

O acordo envolve 75 turbinas do modelo 5.8-170, totalizando 465 MW para entrar em operação ao final de 2022, o tornando um dos maiores projetos eólicos do Brasil.

A Essentia Energia é uma empresa controladora pela gestora Pátria Investimentos e que fornecerá energia através de um contrato privado firmado com a Cemig - Companhia Energética de Minas Gerais.

Safra dos Ventos

 No Brasil, a “safra dos ventos” ocorre durante o segundo semestre. Esse aumento na produção é impulsionado pelo Nordeste, que abriga cerca de 80% dos parques eólicos do país. Nesse período, a intensificação de sistemas de alta pressão transientes ou semi-permanentes sobre o oceano Atlântico Sul faz com que a borda desses sistemas também se intensifique e sopre ventos do mar em direção à costa.

Arivaldo Bispo

Curso Impactos do PLD Horário na Comercialização de Energia

CCEE lança PLD Horário Mercado Livre 7 de jul. de 2020 - Videoaula 2 – Impactos do PLD horário na Comercialização de Energia: Efeitos do PLD horário nas Regras de Comercialização.

O PLD Horário

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) é calculado para valorar a energia liquidada no Mercado de Curto Prazo (MCP). Quando um agente tem mais energia elétrica disponível do que a já negociada em seus contratos de venda, é por essa precificação que vai ser valorado este excedente. Da mesma forma, uma usina que não gerou o suficiente para cobrir tudo o que seus clientes contrataram irá pagar esse déficit valorado ao PLD.

Atualmente, o PLD é divulgado toda sexta-feira, considerando três patamares de carga, o leve, o médio e o pesado, que agrupam horários com perfis de consumo semelhantes. Este preço vale para a semana operacional seguinte. Com a entrada do PLD horário, haverá uma mudança significativa nesta dinâmica, pois diariamente serão calculados valores para cada hora do dia seguinte, para cada um dos submercados. O grande benefício é que esta metodologia torna o modelo de precificação da energia mais próximo da operação física do sistema.

https://ccee.micropower.com.br/Performa/Web/Portal/Main/Home.aspx

Por: Arivaldo Bispo

Como Funciona Parque Eólico Offshore

Roadmap Eólica Offshore Brasil

Offshore é o nome comum dado às empresas e contas bancárias abertas em territórios onde há menor tributação (em comparação ao país de origem dos seus proprietários, e geralmente referidos como paraíso fiscal) para fins lícitos (mas, por vezes, ilícitos, quando estas ocultam a origem do dinheiro seja por crime ou corrupção). Essas empresas offshore (em inglês: offshore company) também são chamadas de sociedade extraterritorial ou empresa extraterritorial.

Dado que a grande maioria dos países que permitem a criação desse tipo de empresa anônima — ou a abertura desse tipo de contas bancárias anônimas — fica em ilhas (tais como as Bahamas, as Bermudas, a ilha de Nevis, a ilha de Jersey, as ilhas Caimão, as ilhas Virgens Britânicas, as Seicheles, etc.), por extensão de sentido, esse tipo de empresa anônima ou de conta bancária anônima passou a ser chamado de offshore, embora alguns países continentais chamados de onshore, tais como Andorra, o Belize, o Grão-Ducado do Luxemburgo,[6] o Panamá ou mesmo o Mónaco, também as permitam, usando esquemas legais diferentes, porém de resultados equivalentes. O termo vem dos tempos dos corsários que saqueavam os mares e depositavam a pilhagem offshore (fora da costa).

EPE espera que o Roadmap Eólica Offshore Brasil possa contribuir para o amadurecimento do debate a respeito da fonte eólica offshore no país. Além disso, tendo em vista a dinâmica do mercado internacional, espera-se que o presente estudo possa auxiliar na identificação de oportunidades para o mercado brasileiro e, no contexto da modernização do setor elétrico e das muitas transformações em curso na indústria de energia, apontar caminhos para que essa fonte possa se apresentar de forma competitiva para o atendimento às necessidades de desenvolvimento do Brasil (https://www.epe.gov.br/sites-pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/PublicacoesArquivos/publicacao-456/Roadmap_Eolica_Offshore_EPE_versao_R2.pdf).

Referências

APRESENTAÇÃO

GWEC. Global Wind Energy Council. Global wind report 2018. 2019a.

NREL. National Renewable Energy Laboratory. 2016 Offshore wind technologies market report. 2017.

Omega Geração anuncia compra de fatia em eólicas da EDF e negociação por mais projetos

 A empresa de energia renovável Omega Geração anunciou neste domingo um acordo vinculante para aquisição de fatia de 50% em parques eólicos da francesa EDF Renewables na Bahia, além de negociações para possível compra de novos projetos.

O negócio pelos complexos Ventos da Bahia 1 e 2, que totalizam 182,6 megawatts em capacidade, foi avaliado em 661,7 milhões de reais, incluindo dívidas, sendo que a Omega pagará 55% do valor em caixa e o restante envolve assunção do endividamento de longo prazo dos ativos, disse a empresa em comunicado.

Em paralelo, a companhia informou que tem realizado due diligence com exclusividade de um portfólio de projetos eólicos com 265 megawatts em capacidade, em avaliação com prazo até dezembro, período durante o qual pode apresentar uma oferta vinculante pelos ativos.

Essa eventual nova operação ocorreria “após a entrada em operação dos projetos a atingimento de marcos relacionados à conclusão das atividades de construção”, acrescentou a Omega.

A empresa também disse que sua parceira Omega Desenvolvimento está “em negociações avançadas que podem levar à implantação de projetos eólicos de aproximadamente 200 megawatts de capacidade”.

As companhias pertencem ao mesmo grupo, e a Omega Geração tem acordo para avaliar a possível aquisição dos ativos do braço de desenvolvimento à medida que estes vão entrando em operação.

Os movimentos da Omega vêm na sequência da compra de parques eólicos operacionais da Eletrobras por 1,5 bilhão de reais, incluindo dívidas, anunciada no fim de julho. As usinas, no Rio Grande do Sul, somam 582,8 megawatts em capacidade.

Além da transação recém informada, a Omega já havia fechado negócio antes por uma fatia da EDF no complexo solar Pirapora.

“A transação confirma o sucesso da nossa parceria com a EDF Renewables, que tem tudo para prosperar nos próximos anos e criar valor às empresas”, disse o CEO da Omega Geração, Antonio Bastos Filho, em nota.

A Omega possui atualmente usinas eólicas, solares e pequenas hidrelétricas com cerca de 1,19 gigawatt em capacidade. Com a compra das usinas da Eletrobras, que deve ser concluída até o final do ano, chegará a 1,7 gigawatt.

Com a compra anunciada neste domingo a companhia se aproxima de 1,8 gigawatt, enquanto os negócios no radar poderiam eventualmente levá-la a ultrapassar 2 gigawatts.

Fonte: SÃO PAULO (Reuters)

Montagem do Boeing 787-9 Dreamliner e Personalização de Pintura British Airlines em 4 Minutos

 

Boeing 787-9

O extraordinário novo Boeing 787-9 Dreamliner é uma aeronave revolucionária, com foco no conforto da cabine.

 

Interessante conhecer: Processo de Montagem e pintura do Boeing 787-9 Dreamliner da empresa British Airways

A tecnologia e a inovação marcam presença fortíssima nas indústrias automotivas e aeronáuticas. É impressionante como o processo de montagem é super avançado.

Um avião moderníssimo como esse, é viajar com muito conforto e segurança...

Maravilha!

 

 

Arivaldo Bispo

 

Fonte: British Airways