UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARANÁ
Setor de Tecnologia
Departamento de Engenharia Elétrica
MARCOS ISSAO NAKAGUISHI
PAULO DIEGO HERMES
ESTUDO COMPARATIVO TÉCNICO/FINANCEIRO PARA IMPLANTAÇÃO DE
REDES DE DISTRIBUIÇÃO SUBTERRÂNEAS
CURITIBA
2011
MARCOS ISSAO NAKAGUISHI
PAULO DIEGO HERMES
ESTUDO COMPARATIVO TÉCNICO/FINANCEIRO PARA IMPLANTAÇÃO DE
REDES DE DISTRIBUIÇÃO SUBTERRÂNEAS
Trabalho de conclusão de curso apresentado à
disciplina TE105 – Projeto de Graduação, como
requisito parcial à conclusão do Curso de
Graduação de Engenharia Elétrica, Setor de
Tecnologia, Universidade Federal do Paraná.
Orientador: Prof.
Dalledone Neto
CURITIBA
2011
Eng.º
Joaquim
Antonio
TERMO DE APROVAÇÃO
MARCOS ISSAO NAKAGUISHI
PAULO DIEGO HERMES
Trabalho de Conclusão de Curso aprovado como requisito parcial para obtenção do
grau de Engenheiro Eletricista no Curso de Engenharia Elétrica, Departamento de
Engenharia Elétrica, Setor de Tecnologia, Universidade Federal do Paraná, pela
banca examinadora:
_____________________________________________________
PROF. ENG.º JOAQUIM ANTONIO DALLEDONE NETO – UFPR
_____________________________________________________
PROF. ENG.º JOÃO ROBERTO RICOBOM – UFPR
_____________________________________________________
ENG.º CARLOS NAKAGUISHI – LACTEC
Curitiba, 21 de dezembro de 2011.
AGRADECIMENTOS
Agradecemos a Deus pelas nossas vidas e oportunidade de vencermos mais
essa etapa. A nossas famílias que torcem pelo nosso sucesso e nos dão suporte
nesta caminhada, vivenciando junto cada dificuldade que nos são impostas.
Ao professor Joaquim Antonio Dalledone Neto, pelas orientações, amizade e
conhecimentos repassados durante esse período de realização do trabalho de
conclusão de curso. Aos engenheiros Fabrício Salmazo e Marcelo Alvares
Fernandes da Companhia Paranaense de Energia (Copel), pelo tempo dedicado a
nós, pelas informações atualizadas e materiais bibliográficos nos disponibilizados.
Aos nossos amigos pelos momentos de descontração e apoio nos
momentos mais difíceis ao longo desta jornada e a cada um em especial que
contribuiu para a realização deste trabalho.
RESUMO
A necessidade crescente de energia elétrica para um estilo de vida confortável tem
aumentado a pressão da sociedade a favor de um atendimento de energia sem
interrupções. Surge então a necessidade de uma rede confiável que possa atender a
essas novas demandas, e uma maneira de alcançar esse objetivo tranquilamente é
a instalação de redes subterrâneas de distribuição. Essa forma de estrutura possui
elevados índices de confiabilidade, porém seu investimento inicial é bem mais
elevado do que as redes aéreas convencionais. Este trabalho busca ratificar as
vantagens técnicas das redes enterradas, através de dados obtidos das
concessionárias, e realizar um comparativo financeiro a fim de se obter uma forma
de viabilizar a instalação de redes subterrâneas em detrimento das convencionais
redes aéreas.
Palavras chave: Energia elétrica, Sistema reticulado de distribuição subterrânea,
Índices de confiabilidade, Transformador tipo pedestal, Custos de implantação das
redes subterrâneas.
ABSTRACT
The growing need of electricity for a comfortable lifestyle has been increased the
public pressure in favor of a nonstop service of energy. Thus, comes the need of a
reliable network which meets these new demands, and this goal can be achieved
with underground network of energy. This form of structure has high levels of
reliability, however, the initial investment is much more expensive than conventional
aerial network. This paper aims to confirm technical vantages of undergrounded
networks through information obtained from power distribution companies, make a
financial comparative with the purpose of facilitate undergrounded network
installation and substitute conventional aerial networks.
Key words: Electric energy, Network system of electric energy distribution, Levels of
reliability, Pad mount transformers, Installation costs for underground network.
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 – Av. Visconde de Guarapuava com grande quantidade de condutores de
distribuição ................................................................................................................ 15
Figura 2 – Rua Oscar Freire em São Paulo antes e depois ...................................... 17
Figura 3 – Rede Convencional Aérea ....................................................................... 24
Figura 4 – Rede Convenciona Aérea Compacta ....................................................... 26
Figura 5 – Rede Convencional Aérea Isolada ........................................................... 27
Figura 6 – Rede Subterrânea .................................................................................... 28
Figura 7 – Sistema Radial Simples [6]....................................................................... 31
Figura 8 – Sistema Radial com Primário em Anel [7] ................................................ 32
Figura 9 – Sistema Radial com Primário Seletivo [6]................................................. 34
Figura 10 – Sistema Radial com Secundário Seletivo [6] .......................................... 35
Figura 11 – Sistema Reticulado Simples [6] .............................................................. 36
Figura 12 – Sistema Reticulado Dedicado [6] ........................................................... 37
Figura 13 – Sistema Reticulado com Primário Seletivo [6] ........................................ 38
Figura 14 – Sistema Híbrido [7] ................................................................................. 39
Figura 15 – Sistema de Distribuição Residencial Subterrânea [7]............................. 40
Figura 16 – Infraestrutura padrão da Rede Subterrânea [19] .................................... 43
Figura 17 – Condutores da rede subterrânea da Copel em Curitiba [20] .................. 44
Figura 18 – Banco de dutos típico [7] ........................................................................ 45
Figura 19 – Câmara transformadora em construção [12] .......................................... 46
Figura 20 – Caixa de Inspeção [12] ........................................................................... 47
Figura 21 – Transformador do tipo pedestal em meio a paisagem urbana [12] ........ 48
Figura 22 – Evolução da carga de energia elétrica no Brasil [21] ............................. 50
Figura 23 – Sistema Reticulado em Grade (Network) [16] ........................................ 59
Figura 24 – Sistema Reticulado Pontual (Spot) [16].................................................. 60
Figura 25 – Transformador de Distribuição Submersível [12] ................................... 62
Figura 26 – Transformador de Distribuição tipo pedestal [10] ................................... 62
Figura 27 – Protetor de Rede (Network Protector) [16] ............................................. 63
Figura 28 – Esquema de atuação de um Protetor de Rede [8] ................................. 65
Figura 29 – Acessórios Terminais [22] ...................................................................... 67
Figura 30 – Acessórios para Emendas [22]............................................................... 68
Figura 31 – Barramento Múltiplo Isolado [20] ............................................................ 69
Figura 32 – Cabine Metálica tipo pedesetal [13] ....................................................... 69
Figura 33 – Quadro de Distribuição tipo pedestal [14] .............................................. 70
Figura 34 – Ligações clandestinas [23] ..................................................................... 71
Figura 35 – Homens trabalhando próximos à rede de distribuição [12] .................... 72
Figura 36 – Evolução das multas e compensações pagas por transgressões dos
indicadores de continuidade de 2007 a 2010 [2] ....................................................... 77
Figura 37 – Montante pago em compensações pelas concessionárias no ano de
2010 dividido por região [2] ....................................................................................... 78
Figura 38 – Média brasileira do indicador FEC ao longo dos anos [1] ...................... 78
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 – Utilização das Redes de Distribuição [7] ................................................. 23
Tabela 2 – Níveis de Tensão utilizados no Brasil [18] ............................................... 29
Tabela 3 – Dados da rede subterrânea da LIGHT [19] ............................................. 75
Tabela 4 – Conjuntos e seus respectivos consumidores - LIGHT [1] ........................ 80
Tabela 5 – Conjuntos e seus respectivos consumidores - COPEL [1] ...................... 82
Tabela 6 – Custos das redes totalmente enterradas [12] .......................................... 84
Tabela 7 – Custos das redes parcialmente enterradas [12] ...................................... 85
Tabela 8 – Custos estimados para Rede Subterrânea Reticulada ............................ 86
Tabela 9 – Custos estimados para Rede Subterrânea Radial................................... 86
Tabela 10 – Custos estimados para Rede Subterrânea com Equipamentos em
Pedestal .................................................................................................................... 87
Tabela 11 – Custos Estimados para Rede Subterrânea com Equipamentos em Poste
.................................................................................................................................. 87
LISTA DE SIGLAS
AMFORP – American & Foreign Power Co.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica
CEMIG – Companhia Elétrica de Minas Gerais
CHESF – Companhia Hidroelétrica Do São Francisco
CA – Corrente Alternada
CC – Corrente Contínua
CI – Caixa de Inspeção
COPEL – Companhia Paranaense de Energia
CP – Caixa de Passagem
CT – Câmara Transformadora
DEC – Duração Equivalente de Interrupção por unidade Consumidora
DIC – Duração de Interrupção por Unidade Consumidora
DMIC – Duração Máxima de Interrupção por Unidade Consumidora
DNAEE – Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica
DRC – Duração Relativa da transgressão máxima de tensão Crítica
DRS – Distribuição Residencial Subterrânea
DRP – Duração Relativa da transgressão máxima de tensão Precária
ELETROBRÁS – Centrais Elétricas Brasileiras
ERP – Etilenopropileno
FEC – Frequência Equivalente de Interrupção por unidade Consumidora
FIC – Frequência de Interrupção por Unidade Consumidora
IEE – Institute of Electrical and Electronics Engineers
ICC – Índice de unidade Consumidoras com tensão Crítica
ONS – Operador Nacional do Sistema
PNIE – Percentual do Número de ocorrências emergenciais com Interrupção de
Energia
PPNEs – Pessoas Portadoras de Necessidades Especiais
PRODIST – Procedimentos de Distribuição de energia elétrica no sistema elétrico
nacional
SIN – Sistema Interligado Nacional
TMD – Tempo Médio de Deslocamento
TMP – Tempo Médio de Preparação
URD – Underground Residential Distribution
XLPE – Polietileno Termofixo
SUMÁRIO
1
2
INTRODUÇÃO ................................................................................................... 14
1.1
CONTEXTO ................................................................................................. 14
1.2
JUSTIFICATIVA ........................................................................................... 15
1.3
OBJETIVOS ................................................................................................. 17
1.4
METODOLOGIA........................................................................................... 18
REDES DE DISTRIBUIÇÃO .............................................................................. 20
2.1
HISTÓRICO ................................................................................................. 20
2.2
CLASSIFICAÇÃO ......................................................................................... 23
2.2.1
Redes Convencionais Aéreas................................................................ 23
2.2.2
Redes Convencionais Aéreas Compactas............................................. 25
2.2.3
Redes Convencionais Aéreas Isoladas ................................................. 27
2.2.4
Redes Subterrâneas .............................................................................. 27
2.3
2.3.1
Sistema Radial Simples ......................................................................... 31
2.3.2
Sistema Radial com Primário em Anel .................................................. 32
2.3.3
Sistema Radial com Primário Seletivo ................................................... 33
2.3.4
Sistema Radial com Secundário Seletivo .............................................. 34
2.3.5
Sistema Reticulado Simples .................................................................. 35
2.3.6
Sistema Reticulado com Primário Seletivo ............................................ 38
2.3.7
Sistema Híbrido ..................................................................................... 38
2.3.8
Sistema de Distribuição Residencial Subterrânea ................................. 39
2.4
INFRAESTRUTURA CIVIL ........................................................................... 40
2.4.1
Rede de distribuição aérea .................................................................... 40
2.4.2
Rede de distribuição subterrânea .......................................................... 42
2.5
QUALIDADE DA ENERGIA.......................................................................... 48
2.5.1
Histórico da avaliação da qualidade de energia no Brasil ..................... 48
2.5.2
Indicadores de qualidade ....................................................................... 50
2.6
3
CONFIGURAÇÃO ........................................................................................ 29
CUSTOS ...................................................................................................... 54
SISTEMA RETICULADO SUBTERRÂNEO DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA 56
3.1
HISTÓRICO ................................................................................................. 56
4
5
3.2
TOPOLOGIAS .............................................................................................. 58
3.3
EQUIPAMENTOS ........................................................................................ 60
3.3.1
Transformadores de Distribuição ........................................................... 61
3.3.2
Protetores de Rede (Network Protector)................................................ 63
3.3.3
Chaves primárias de média tensão ....................................................... 65
3.3.4
Cabos alimentadores de média e baixa tensão ..................................... 66
3.3.5
Caixas de derivação .............................................................................. 66
3.3.6
Acessórios para cabos .......................................................................... 67
3.3.7
Barramentos múltiplos isolados ............................................................. 68
3.3.8
Cabines metálicas de média tensão tipo pedestal ................................. 69
3.3.9
Quadro de distribuição de baixa tensão tipo pedestal ........................... 70
3.4
VANTAGENS ............................................................................................... 70
3.5
INCIDENTES E ACIDENTES ....................................................................... 72
3.6
REDE COPEL .............................................................................................. 74
3.7
REDE LIGHT ................................................................................................ 75
COMPARATIVO TÉCNICO ................................................................................ 76
4.1
O VALOR DA CONFIABILIDADE NA DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ......... 76
4.2
ESTUDO DE CASO – LIGHT ....................................................................... 79
4.3
ESTUDO DE CASO – COPEL ..................................................................... 82
COMPARATIVO FINANCEIRO .......................................................................... 84
5.1
6
ESTUDO DE CASO – COPEL ..................................................................... 84
5.1.1
Rede totalmente enterrada – Sistema Reticulado ................................. 86
5.1.2
Rede totalmente enterrada – Sistema Radial ........................................ 86
5.1.3
Rede parcialmente enterrada – Equipamentos tipo pedestal ................ 87
5.1.4
Rede parcialmente enterrada – Equipamentos em poste ...................... 87
5.1.5
Análise de Resultados ........................................................................... 88
CONCLUSÃO .................................................................................................... 90
REFERÊNCIAS ......................................................................................................... 92
ANEXOS ................................................................................................................... 94
14
1 INTRODUÇÃO
1.1 CONTEXTO
Devido ao constante crescimento das grandes cidades, e por consequência,
o acréscimo progressivo da demanda energética nesses centros urbanos, ao longo
dos anos será cada vez mais imprescindível um sistema de distribuição de energia
resistente e eficiente para estas circunstâncias.
Porém, como nestas regiões a densidade demográfica se torna altamente
elevada, a utilização de linhas de distribuição aérea se torna cada vez mais onerosa
e de difícil instalação e manutenção do ponto de vista técnico. É comum em muitos
lugares as concessionárias terem dificuldades em abrir caminhos para implantação
das linhas de distribuição.
Um visível problema atrelado à grande utilização da rede aérea é a questão
urbanística, como pode ser observado na figura 1 abaixo, que mostra a Av. Visconde
de Guarapuava, em Curitiba, com sua grande “teia” de condutores atravessando a
paisagem urbana. Os postes, cabos e demais equipamentos dividem espaço com
árvores, construções, fachadas de prédios e calçadas causando intensa poluição
visual e interferindo na mobilidade e acessibilidade urbana.
As improvisações e muitas vezes precárias redes de distribuição aéreas
geram também problemas de confiabilidade e continuidade de serviço. É comum,
por exemplo, concessionárias necessitarem fazer podas frequentes de árvores que
poderiam vir a danificar os condutores, causar curto-circuito e consequentemente
interrupções no fornecimento de energia.
Diante dessas dificuldades tornou-se necessário achar outra solução para a
distribuição urbana de energia. Esta deveria apresentar caminhos alternativos para a
colocação dos cabos e demais infraestruturas de distribuição que solucionem o
problema da rede tradicional, que necessita elevado espaço físico para sua
instalação. Com isso, surge a discussão sobre a possibilidade da construção de
redes subterrâneas de distribuição.
15
Figura 1 – Av. Visconde de Guarapuava com grande quantidade de condutores de distribuição
1.2 JUSTIFICATIVA
Com a aproximação de um grande evento como a Copa do Mundo de
futebol em 2014 ao Brasil, surgiu um grande consenso do poder e opinião pública
sobre a necessidade de expandir e revitalizar a infraestrutura das principais cidades
brasileiras. De tal maneira pode-se aproveitar o grande volume de investimento
disponível para concomitantemente solucionar alguns problemas.
Sendo as redes de distribuição uma infraestrutura essencial para a
qualidade da energia fornecida e visto a importância dessa energia no dia a dia, o
desempenho dessas redes é fator importante na qualidade de vida atual.
Entretanto, existem inúmeras dificuldades encontradas na utilização da rede
de distribuição de energia predominante no Brasil, a aérea. Elas podem ser
superadas se sua instalação for substituída pela rede subterrânea, mais segura,
eficiente, moderna, entretanto com grande disparidade de custo se comparada à
tradicional.
16
Atualmente, em grande maioria, a implantação de novas redes subterrâneas
para distribuição de energia elétrica é motivada pela solicitação das prefeituras em
projetos de revitalização urbana, em empreendimentos de loteamentos residenciais
e por grupos empresariais com a finalidade de criar um diferencial atrativo em
regiões comerciais ou turísticas.
Legalmente, a implantação ou expansão das redes subterrâneas no Brasil
são regulamentadas pela ANEEL, ou seja, sua utilização está condicionada ao
cumprimento de requisitos pré-estabelecidos em normas técnicas, resoluções e leis
federais.
Existe a resolução nº 250 (ANEEL, 2007), que no Art. 9º afirma que em
casos de melhorias estéticas o custeio das obras deve ser integralmente repassado
ao solicitante [3]. Entretanto outra resolução, nº 456 (ANEEL, 2010) Art. 95,
estabelece que as concessionárias sejam responsáveis pela prestação de serviço
adequado a todos os consumidores satisfazendo as condições de regularidade,
generalidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, modicidade das tarifas
e cortesia no atendimento, assim como prestando informações para a defesa de
interesses individuais e coletivos [5].
Desta forma, um sistema subterrâneo de distribuição de energia elétrica
somente
pode
ser
implantado
se
for
devidamente
justificável
técnica
e
economicamente. Existe uma grande falta no Brasil de estudos que tragam a
viabilidade de instalação, ou não, de uma rede subterrânea analisada por estes
pontos.
Há também um grande déficit de material bibliográfico sobre o assunto no
mercado, por ser uma configuração não tão difundida e de pouca utilização até o
momento no Brasil. Fato que acaba dificultando a aceitação deste tipo de rede,
como por exemplo, em uma negociação entre uma concessionária e prefeitura sobre
a implantação ou não de uma rede enterrada. Assim sendo, este trabalho pretende
suprir a falta de dados e informações sobre o assunto.
Uma experiência recente de instalação de redes subterrâneas no Brasil é a
Rua Oscar Freire, em São Paulo. O projeto contemplou aproximadamente 750 m,
equivalente a cinco quadras, com uso de cerca de 9 km de cabos, dez
transformadores e dez câmaras transformadoras.
A configuração utilizada foi a de anel aberto. Por ser uma pequena rua
comercial, a estrutura apresentou algumas peculiaridades mais complexas do que
17
alguns projetos de maiores extensões. O espaço era reduzido, havia intenso tráfego
de veículos e houve muita reclamação da vizinhança devido ao elevado barulho das
obras.
A instalação levou aproximadamente um ano para ser concluída e teve um
custo total de R$ 8,5 milhões, com cerca R$ 4,5 milhões de investimento da
prefeitura local. A foto abaixo mostra foto da rua antes e depois das obras.
Figura 2 – Rua Oscar Freire em São Paulo antes e depois
1.3 OBJETIVOS
Diante de tais situações, este trabalho tem por objetivo realizar um estudo
comparativo entre a rede aérea e a rede subterrânea de distribuição. Dessa forma
espera-se analisar a situação atual dos custos de implantação de uma rede
subterrânea e obter dados atualizados que comprovem as conhecidas vantagens
técnicas dessas redes em comparação com as redes aéreas, mais largamente
utilizadas no Brasil.
18
Como objetivo específico, espera-se chegar a uma forma de viabilizar
técnica e economicamente a instalação de uma rede subterrânea de distribuição de
energia elétrica. Para tal finalidade serão analisados os seguintes pontos:

Com o consumo cada vez mais elevado de energia elétrica no país,
órgãos controladores do governo como a ANEEL vêm exigindo das
concessionárias índices de qualidade cada vez mais elevados. É senso
comum
a
enorme
superioridade
de
confiabilidade
das
redes
subterrâneas sobre as aéreas. Desta forma se buscará apenas ratificar
esta afirmação com dados operacionais atualizados que proporcionem
uma visível comparação técnica entre elas.

A grande confiabilidade das redes enterradas é refletida nos seus
custos de instalação, que segundo estudos já realizados podem chegar
a até dez vezes maiores que das aéreas. Será analisada a realidade
desta informação nos dias de hoje, pois com o desenvolvimento de
novas tecnologias esse valor vem diminuindo, ainda que de forma
lenta.

Através de alguns custos de manutenção serão analisados onde estão
os maiores gastos em uma rede subterrânea.

As vantagens e desvantagens urbanísticas, os impactos ambientais e a
segurança de cada infraestrutura.
1.4
METODOLOGIA
Em um primeiro momento será realizada uma pesquisa bibliográfica para
uma maior fundamentação teórica e um melhor domínio sobre o assunto. Essa
análise será baseada principalmente em livros, artigos científicos, trabalhos de
conclusão já realizados por outros autores e pesquisa pela internet.
As informações obtidas durante pesquisa bibliográfica serão filtradas através
de entrevistas com profissionais de engenharia que possuam experiência na área e
possam contribuir com informações técnicas mais precisas e contemporâneas.
19
Simultaneamente, contatos serão realizados com pessoas ligadas às
concessionárias de distribuição de energia, como COPEL e LIGHT, para obtenção
de dados técnicos, como número de interrupções em determinado período, arranjos
utilizados e principais equipamentos. E também informações de custo da instalação
e manutenção de redes aéreas e subterrâneas.
20
2 REDES DE DISTRIBUIÇÃO
2.1 HISTÓRICO
A energia elétrica começou a ter importante papel na economia mundial
quando na segunda metade do século XIX, as máquinas elétricas atingiram certo
grau de desenvolvimento que possibilitaram sua utilização como força motriz nas
indústrias e meios de transportes. No que se diz a respeito à iluminação pública,
porém, a energia primária utilizada era na grande maioria máquinas a vapor, que
queimavam carvão ou lenha.
Apenas no final deste século, mais especificamente em 1882, foi que a
primeira empresa para gerar e vender energia elétrica foi fundada. Isso ocorreu
impulsionado pela invenção da lâmpada por Thomas Edison, que facilitou o uso da
energia elétrica para iluminação.
Edison criou um sistema localizado na Rua Pearl, em Nova Iorque, cujos
motores eram acionados por máquinas a vapor e toda energia distribuída por barras
de cobre. A rede abrangia uma área aproximada de 1500 m de raio em torno da
usina e chegou a distribuir energia em corrente contínua (110 V) para até 400
clientes. Inicialmente voltada para a iluminação pública e residências, a rede logo
obteve grande aceitação e necessitou ser expandida. Porém, as limitações
econômicas e técnicas da época impediram a expansão até grandes distâncias [15].
Foi apenas quando George Westinghouse investiu na fabricação dos
primeiros transformadores de corrente alternada que aconteceram os primeiros
passos para o desenvolvimento de uma tecnologia que possibilitasse a distribuição
da energia elétrica em maiores potências e para maiores distâncias.
Apesar disso, em 1886, já existiam cerca de 60 centrais de corrente contínua
alimentando cerca de 150.000 lâmpadas. Porém, ao mesmo tempo é colocada em
operação a primeira central em corrente alternada, locada em Massachussets, com
apoio de Westinghouse.
21
Quando Nikola Tesla, em 1892, desenvolve o primeiro motor de indução CA,
é que um passo fundamental é dado para a definição de um sistema de transmissão
e distribuição de energia predominante. A partir de então, os sistemas CA se
multiplicam rapidamente, chegando a incomodar Thomas Edison, que passa a
atacar duramente os sistemas em corrente alternada.
A primeira grande aplicação da tecnologia CA aconteceu na construção do
complexo de Niagara Falls, localizado na América do Norte, quando o grupo
defensor da tecnologia CA vence a concorrência sobre os defensores da geração,
transmissão e distribuição CC liderados por Edison, e inaugura o sistema de energia
de corrente alternada que atingiu uma distância considerável até então improvável
para o sistema em corrente contínua.
Na mesma época na Alemanha, é colocado em operação um sistema de 100
HP com transmissão de 160 km, em corrente alternada com tensão de 30.000 V.
A partir de então, as visíveis vantagens sobre o sistema CC fizeram com que
as redes CA passassem a ter um desenvolvimento ainda maior, principalmente em
países da Europa e Estados Unidos. Desta forma se consolidou a vitória dos
sistemas CA sobre o CC para a interligação entre a geração de energia e os pontos
consumidores.
No Brasil, a primeira usina elétrica instalada foi em Campos, RJ, em 1883.
Em Juiz de Fora, MG, por volta de 1889 já se encontrava em construção uma usina
hidrelétrica. Em 1920, por volta de 300 empresas serviam a 430 localidades com
uma capacidade instalada de 354.980 kW. Nesta época, mais de 70% de toda a
capacidade instalada no Brasil pertencia a duas empresas: a LIGHT (Brazilian
Traction & Light Eletric Company) que atendia parte de São Paulo e Rio de Janeiro e
a AMFORP (American & Foreign Power Co.) no restante do país [7].
Em 1948, acontece a criação da Companhia Hidroelétrica do São Francisco
(CHESF) para construir a usina de Paulo Afonso e marca o inicio da intervenção
estatal no setor. Seguindo esta tendência, é criada a CEMIG em Minas Gerais,
COPEL no Paraná e FURNAS na região Centro-Sul. Finalmente em 1961 é criada a
ELETROBRAS, responsável pela política de energia elétrica no país.
Entretanto, todo esse rápido desenvolvimento e benefícios trazidos pelo
modo de transporte da energia foram acompanhados por diversos problemas. As
redes elétricas foram construídas sobre postes de forma desordenada e as redes
22
aéreas com seus equipamentos, fios, conectores, isoladores e transformadores
passaram a serem vistos com outros olhos.
Em Londres, por exemplo, já em 1890 as redes aéreas de distribuição em
expansão seriam consideradas inaceitáveis, devendo assim ser modificadas
gradualmente para outra forma de transporte [7]. Nesta época, fabricantes britânicos
de cabos desenvolveram técnicas para isolação de cabos de alta tensão e meios
menos onerosos para enterrar cabos nas ruas, iniciando assim um maior interesse
na implantação dos sistemas subterrâneos de distribuição.
Em Nova Iorque, durante a primeira metade do século 20, a maior parte dos
sistemas de distribuição era aérea. Porém, com a expansão dessa rede e o aumento
constante dos cabos telefônicos e telegráficos, formaram-se grandes labirintos
aéreos pelas calçadas da cidade. Isso fez com que a configuração subterrânea se
tornasse também esteticamente desejável [7].
Durante a Segunda Guerra Mundial aconteceu um grande salto no
desenvolvimento dos materiais plásticos e de algumas redes subterrâneas em áreas
essenciais para atendimento foram construídas. Aliado a isto, nesta época também
se desenvolveram os primeiros transformadores para instalação sob as ruas, o
transformador de pedestal e as cabines metálicas instaladas ao nível do solo para
abrigar equipamentos de seccionamento e proteção, trazendo mais flexibilidade,
confiabilidade e relativo baixo custo. Isso possibilitou a expansão e maior aceitação
das redes subterrâneas.
Por fim, o atendimento de energia chegava cada vez mais a grandes centros
de carga como centros comerciais, loteamentos residenciais e parques industriais,
aumentando cada vez mais a necessidade de uma alimentação elétrica sem
interrupções. Ponto que começava a colocar em xeque as redes aéreas.
O apoio da opinião, necessitando entendimento sobre a confiabilidade no
fornecimento de energia, os impactos ambientais, os riscos de acidentes em redes
aéreas, as podas de árvores necessárias para manutenção, geraram maior pressão
para a substituição das tradicionais redes pelas subterrâneas.
No Brasil, no inicio do século XX, a concessionária LIGHT já transformava
parte da sua rede aérea em subterrânea na cidade do Rio de Janeiro. Entretanto,
esses sistemas tiveram pouca expansão desde sua implantação devido aos altos
custos iniciais quando comparados com as redes aéreas de distribuição [7].
23
Em 2010, segundo dados dos relatórios de revisão tarifária das
concessionárias, fornecidos pela ANEEL e mostrados na tabela 1, a utilização das
redes subterrâneas de distribuição não chegava a 2% do total das redes urbanas de
baixa e média tensão.
Tabela 1 – Utilização das Redes de Distribuição [7]
Tipo
MT (km)
%
Aérea
293.625.860
98,15
488.724.430
98.63
782.350.290
98.45
5.541.350
1,85
6.806.980
1.38
12.348.330
1.55
299.167.210
100
495.531.410
100
794.698.620
100
Subterrânea
Total
BT (km)
%
MT+BT (km)
%
2.2 CLASSIFICAÇÃO
As redes de distribuição podem ser classificadas de algumas formas
diferentes dependendo do critério ou característica considerada. Uma das formas de
classificá-las são em função da tensão de operação, dessa forma elas ficam
divididas em redes secundárias, que possuem tensão de até 1.000 V e as redes
primárias de distribuição nas tensões maiores que 1 kV até 25 kV [7].
Outro critério importante utilizado é em função do tipo de isolamento do
condutor, podendo este ser nu, protegido ou isolado. Quanto à forma de instalação
das redes, devem ser consideradas a aérea, semi-enterrada e subterrânea [7].
De uma maneira mais geral, são considerados quatro tipos de redes de
distribuição que serão abordadas com mais informações nos próximos itens.
2.2.1 Redes Convencionais Aéreas
As redes convencionais aéreas são altamente utilizadas no Brasil e
caracterizadas por condutores nus, apoiados sobre isoladores de vidro ou porcelana,
24
fixados horizontalmente sobre cruzetas de madeiras nos circuitos de média tensão
(primário) e verticalmente nos de baixa (secundário). Outros equipamentos que
compõem
esse
sistema
são
pára-raios,
braços
de
iluminação
pública,
transformadores de distribuição, bancos de capacitores, chaves seccionadoras e
infraestrutura de comunicação [17].
Figura 3 – Rede
Figura
Convencional
3
Aérea
Este sistema foi desenvolvido há aproximadamente 60 anos e hoje já
apresenta uma saturação tecnológica, o que propicia um baixo nível de
confiabilidade na distribuição, já que como os condutores não são isolados ou
protegidos, qualquer contato com elementos externos ao sistema pode provocar o
desligamento da rede. Além disso, a proximidade dessa rede com marquises,
sacadas, painéis, andaimes, facilita o contato acidental de pessoas com os
condutores, ocasionando possíveis descargas elétricas que causam acidentes
graves e até mesmo fatais.
Como a rede fica totalmente desprotegida contra as influências do ambiente,
isso incrementa a taxa de falhas e exige podas drásticas nas árvores próximas, uma
das principais causas de desligamentos no sistema aéreo convencional.
Devido à exposição dos cabos, as intervenções para consertos são
frequentes. Os principais danos são causados por acidentes com veículos que
atingem os postes, raios, chuvas, poluição, salinidade, ventos e pássaros.
25
Apesar de serem mais baratas, as redes aéreas tem um custo de
manutenção de operação bem elevado, devido à frequência e caracterização de
ocorrências.
Essa disputa do espaço aéreo entre as redes elétricas e os elementos
externos, como árvores, causam prejuízos a vários setores da sociedade, dentre
eles:

curto-circuito na média e na baixa tensão;

queima de transformadores, devido a constante de ocorrência de
curtos;

afrouxamento de conexões que ligam condutores aos demais
componentes da rede;

desligamento da rede;

queima de aparelhos domésticos e equipamentos industriais;

prejuízos decorrentes da falta de energia;

transtorno em hospitais e estabelecimentos de utilidade pública;

perdas de faturamento;

gastos acentuados com manutenções e podas emergenciais e
corretivas.
2.2.2 Redes Convencionais Aéreas Compactas
As redes com cabos protegidos, chamadas de redes compactas, começaram
a ser utilizadas devido à necessidade das concessionárias de distribuição alcançar
um padrão de qualidade cada vez maior. Os estudos e a construção das primeiras
redes compactas ocorreram no Estado de Minas Gerais, realizados pela CEMIG –
Companhia Energética de Minas Gerais - em 1991. A partir de 1992, a COPEL –
Companhia Paranaense de Energia – iniciou seus estudos e em 1994 foram
instaladas as primeiras redes compactas protegidas, na cidade de Maringá, sendo
que atualmente a cidade possui 100% de sua rede urbana no sistema compacto.
Essas redes são constituídas de três condutores cobertos por uma camada
de polietileno não reticulado (XLPE), sustentados por um cabo mensageiro de aço,
que por sua vez, sustenta espaçadores poliméricos. Esses espaçadores são
26
instalados a cada 10 m, apoiando os condutores que ficam dispostos em um arranjo
triangular compacto [17].
Importante ressaltar que esses cabos são apenas protegidos, não podendo
ser considerados isolados eletricamente. Na figura 6 abaixo, pode-se observar um
espaçador e o arranjo dos condutores de uma rede compacta.
Figura 4 – Rede Convenciona
Figura 4 Aérea Compacta
Outros materiais utilizados nesse sistema são os isoladores de pino e de
ancoragem, feitos em material polimérico, com o objetivo de fazer o isolamento dos
condutores da rede, em conjunto com os espaçadores, braços suportes e pára-raios
para proteção contra descargas atmosféricas, chaves blindadas para seccionamento
e manobra da rede e transformadores autoprotegidos, com proteção interna contra
curto-circuito [24].
Entre as vantagens do sistema compacto está a redução dos custos
operacionais, redução dos riscos de acidentes, diminuição nas interrupções e
preservação da arborização, pois elas reduzem substancialmente a poda de árvores
devido a menor área que os condutores ocupam.
As principais vantagens da rede aérea protegida em comparação com a rede
aérea convencional são:

redução drástica na taxa de falhas, com consequente redução nas
intervenções na rede;
27

redução substancial no DEC (duração equivalente de interrupções);

redução substancial no FEC (frequência equivalente de interrupções);

redução das manutenções de redes, liberando mão de obra;

aumento de segurança para eletricistas e público geral;

redução do nível das podas de árvores, em frequência e intensidade;

melhoria de imagem da Empresa Distribuidora.
2.2.3 Redes Convencionais Aéreas Isoladas
Nas redes aéreas isoladas, de baixa e média tensão, são utilizados três
condutores isolados, blindados, trançados e reunidos em torno de um cabo
mensageiro de sustentação, conforme a figura 7. Para isso, são necessários
condutores isolados para a devida classe de tensão, acessórios desconectáveis
utilizados em conexões e derivações, e terminações para promover a transição entre
os condutores isolados e os condutores das redes nuas ou protegidas [24].
Figura 5
Figura 5 – Rede Convencional
Aérea Isolada
2.2.4 Redes Subterrâneas
As redes subterrâneas podem ser divididas em semi-enterradas e totalmente
enterradas.
28
As semi enterradas são sistemas subterrâneos que possuem os cabos
enterrados e os equipamentos instalados sobre o solo. Este arranjo é possível
quando existe uma área suficiente para instalação de painéis e cabines destinados a
abrigar o transformador de distribuição e demais acessórios [7].
Já os sistemas subterrâneos de distribuição de energia elétrica são
caracterizados pelo uso de cabos e demais equipamentos elétricos totalmente
enterrados. Sua utilização é indicada em áreas urbanas com alta densidade de
carga, em que a rede aérea é inviável [7].
Os cabos podem ser instalados diretamente enterrados ou protegidos por
uma estrutura civil composta por bancos de dutos, caixas de passagem e câmaras
subterrâneas, que serão mais detalhadamente analisadas no decorrer deste
trabalho.
Figura 6 – Figura
Rede Subterrânea
6
Apesar do custo mais elevado, os sistemas subterrâneos são justificados em
áreas com grande densidade de carga, locais com congestionamento de
equipamentos aéreos e locais onde os fatores estéticos têm de ser levados em
conta, como cidades históricas, turísticas, bairros típicos, loteamentos e bairros de
alto poder aquisitivo. Algumas outras vantagens em relação aos outros sistemas
são:

menor possibilidade de falhas;

alto nível de segurança;

melhor convivência com o meio ambiente;
29

necessidade quase inexistente de podas de árvores;

redução nos custos de manutenção;

continuidade de serviço.
2.3 CONFIGURAÇÃO
O sistema de distribuição é a parte dos sistemas de potência que está mais
próximo da unidade consumidora, sendo encarregado de rebaixar o nível de tensão
e distribuir a energia proveniente da transmissão para o consumidor individualizado
(residências, indústrias e comércios). Nas subestações de distribuição, a tensão da
subtransmissão é rebaixada a níveis de distribuição primária ou média tensão. As
redes primárias suprem os transformadores de distribuição, dos quais derivam as
redes secundárias em baixa tensão [17]. Os níveis de tensão de distribuição
utilizados no Brasil são fixados por um decreto do Ministério de Minas e Energia, e
estão apresentados a seguir.
Tabela 2 – Níveis de Tensão utilizados no Brasil [18]
Os sistemas de distribuição são frequentemente selecionados unicamente
com base na perspectiva de um menor investimento inicial. Isso pode ser
considerado muitas vezes como uma prática imediatista, resultando na implantação
de sistemas que não se caracterizam como os mais tecnicamente adequados e nem
como os mais econômicos [6].
30
Durante a fase de projeto básico de uma rede de distribuição, é importante
selecionar com critério o arranjo mais aplicável, analisando as características com
base nos blocos de carga a serem alimentados. Os principais fatores avaliados
geralmente são: investimento inicial, flexibilidade, continuidade de serviço, regulação
de tensão, custos operacionais e custos com manutenção. O sistema que melhor
proporcionar um equilíbrio destes fatores será o mais adequado. Isso pode
representar que o melhor sistema para uma determinada aplicação não será sempre
o mais barato [6].
Em um sistema de distribuição, dois fatores são considerados principais para
garantir os níveis de qualidade. A tensão de suprimento, que dever ser mantida em
limites estreitos em relação a sua tensão nominal e a continuidade de serviço, que
significa reduzir ao mínimo o número de desligamentos.
A continuidade, que é comumente chamada de confiabilidade, tem um custo
inerente ao grau desejado, quanto mais complexo um determinado sistema maior
será sua qualidade. Esta regra é válida para qualquer sistema elétrico
independentemente da tensão de operação, carga demandada ou distância a ser
atendida. O essencial é determinar a melhor maneira de realizar o menor
investimento na infraestrutura em função da importância ou complexidade da carga
atendida e recursos disponíveis [7].
Um sistema de distribuição em condição de restabelecer o mais rápido
possível o atendimento em caso de defeito faz crescer o consumo da área e, como
consequência, corresponde a um aumento de receita quem vem contrabalancear os
investimentos necessários para aumentar a continuidade de serviço.
As linhas de transmissão ou distribuição são caracterizadas por ser uma
linha direta entre a fonte e um determinado centro de carga e sem ramificações. A
simplicidade destas linhas, sem ramificações ou conexões a carga ao longo de sua
extensão, permite a utilização das configurações que serão apresentadas a seguir.
Cada tipo de arranjo tem uma determinada finalidade, condição de utilização
e podem requerer equipamentos e dispositivos de proteção diferentes. Os principais
arranjos utilizados serão apresentados a seguir.
31
2.3.1 Sistema Radial Simples
Esse sistema de distribuição de energia, como o próprio nome diz, é o mais
simples de todos. Possui uma linha principal instalada da subestação até as cargas,
podendo ou não ter derivações, e que não possui recursos de manobras, chaves ou
seccionadoras [7]. Esse arranjo pode ser observado na figura 9, possui pequeno
investimento inicial e é mais comum ser usado em sistemas aéreos.
Figura 7 – Sistema
Figura
Radial
7 Simples [6]
Ele é mais encontrado nas redes secundárias e apenas em alguns casos
específicos em rede primária. O radial simples é indicado para ser aplicado em
sistemas de muita baixa densidade de carga, como por exemplo, áreas rurais e
locais em que os circuitos tomam direções distintas, devido as próprias
características
de
distribuição
da
carga,
tornando
pouco
econômico
o
estabelecimento de pontos de interligação.
Pode-se aumentar a confiabilidade desses sistemas utilizando alguns
recursos, um deles é utilizar uma alimentação reserva. Como uma grande parte dos
defeitos ocorre nos cabos de saída das linhas aéreas, coloca-se um cabo reserva
com potencial e sem carga que possua recursos entre todas as linhas da
subestação, que possa substituir o cabo de saída de qualquer alimentador em caso
de defeito [20].
32
Outro método utilizado, mais comum para consumidores ligados diretamente
à rede primária, o atendimento de energia é provido de dupla alimentação, a normal
e a reserva, provenientes de linhas primárias diferentes. No caso de defeito no
alimentador principal realiza-se a transferência automática da alimentação para a
barra reserva.
2.3.2 Sistema Radial com Primário em Anel
Neste sistema é fornecida uma distribuição de energia composta por dois ou
mais percursos, de forma que, se um alimentador falha, toda a carga do mesmo é
suprida por outra, sem interromper qualquer consumidor. Todos os alimentadores
deste arranjo devem ter capacidade reserva suficiente para alimentar toda a carga
do outro em caso de defeito neste [7].
Muitas vezes os alimentadores radiais podem ser interligados através de
uma chave de seccionamento normalmente aberta (NA) que em caso de
necessidade de executar manobras no circuito para reparos ou execução de
serviços com a rede não energizada permite a separação de pequenos trechos da
rede. Com esta estrutura o sistema recebeu o nome de anel aberto, ou também de
Open-Loop Systems, e pode ser visto na figura 10 abaixo.
Figura 8 – Sistema Radial
Figura
com
8 Primário em Anel [7]
Com esta estrutura adicional diminui-se o impacto de desligamentos sobre
todos os consumidores durante os serviços de manutenção necessários. Cada
alimentador tem sua própria área de atendimento, devendo ser dimensionado para
assumir toda a carga do anel por um período de tempo.
33
Porém em caso de manobras nos alimentadores por tempo indefinido, há a
necessidade de se avaliar a condição da carga durante o período envolvido, sendo
necessário efetuar o corte de algumas cargas sob pena de se incorrer em violação
dos parâmetros de tensões mínimos estabelecidos pela ANEEL.
Em caso de necessidade de manter um elevado nível de confiabilidade, o
anel pode operar com a chave NA continuamente fechada, mantendo assim o anel
fechado. É apenas necessário que a proteção elétrica seja projetada e ajustada para
minimizar os efeitos do desligamento em caso de defeitos no sistema de
distribuição.
O sistema em anel aberto é a configuração mais simples que é utilizada em
uma rede subterrânea, sendo os pontos consumidores as câmaras subterrâneas que
abrigam os transformadores de distribuição. Sua aplicação é indicada para o
atendimento em áreas com média densidade.
2.3.3 Sistema Radial com Primário Seletivo
Neste sistema a carga é provida por, no mínimo, dois circuitos alimentadores
primários para cada centro de cargas. Ele é constituído de forma que quando um
circuito primário está fora de serviço, o alimentador restante tem capacidade
suficiente para receber a carga total por tempo indeterminado. Apesar de três ou
mais alimentadores de entrada possam ser utilizados, normalmente apenas dois são
previstos. Pode ocorrer de metade dos transformadores estarem conectados a cada
um dos dois alimentadores.
Os sistemas primários seletivos, figura 11, no passado eram mais
comumente construídos para transferência de carga de forma manual. Com o
desenvolvimento tecnológico, avanço da automatização, redução de custos,
confiabilidade dos sistemas de comunicação e criação de novas tecnologias, é
possível nos dias de hoje implantar sistemas de transferência automática [7].
34
Figura 9 – Sistema Radial
Figura
com
9 Primário Seletivo [6]
Quando uma falta ocorre em um dos alimentadores primários, somente
metade
dos
transformadores
da
instalação
é
desenergizada.
As
chaves
comutadoras, usadas em todos os transformadores, realizam o chaveamento para o
alimentador reserva.
2.3.4 Sistema Radial com Secundário Seletivo
Esse sistema utiliza o mesmo princípio de alimentadores duplicados a partir
da fonte de potência, assim como no sistema com primário seletivo. Porém, a
duplicação ocorre também ao longo de cada barramento de carga no lado do
secundário do transformador. Esse arranjo proporciona uma restauração de serviço
de maneira mais rápida para todas as cargas quando ocorre um defeito em um
alimentador primário ou transformado [6].
Na figura 12 observa-se que cada centro de carga é suprido por dois
alimentadores primários através de dois transformadores. A capacidade de cada um
deles deve ser tal que possa seguramente alimentar toda a carga total.
35
Figura
10Secundário Seletivo [6]
Figura 10 – Sistema Radial
com
Uma falta no circuito de um dos alimentadores primários causa a interrupção
de metade dos transformadores, assim como no sistema primário seletivo. O serviço
pode ser restabelecido com a abertura dos disjuntores secundários associados ao
alimentador sob falta e ao fechamento de todos os disjuntores de interligação. Dessa
forma, toda carga é alimentada pelo outro alimentador primário e pela metade dos
transformadores da instalação.
O custo do sistema com secundário seletivo tem custo mais elevado dos que
os apresentados anteriormente. Isto em grande parte é devido aos transformadores
que requerem elevada capacidade total para fornecimento duplicado de potência em
situações extremas. Entretanto, por causa da grande capacidade de reserva que
possuem, a regulação de tensão sob condições normais é melhor que a encontrada
nos demais arranjos.
2.3.5 Sistema Reticulado Simples
Pesquisas para melhorias dos sistemas de transporte de energia elétrica
concluíram que um sistema com os secundários interligados só seria confiável se
tivesse o suprimento por mais de um alimentador primário, se a proteção secundária
tivesse disjuntores sob comando de relés e se os transformadores fossem ligados
rigidamente ao primário eliminando-se a proteção com fusíveis no primário [20].
36
Desses estudos surgiu o sistema reticulado, também chamado de Network
ou reticulado generalizado, apresentado na figura 13. Esse arranjo tem sido utilizado
há algumas décadas para a distribuição de energia em locais de alta densidade e
que necessitam elevadíssima confiabilidade.
Figura 11 – Sistema
Figura
Reticulado
11
Simples [6]
Esse sistema é praticamente imune a defeitos. Cada transformador é ligado
à rede secundária através de um protetor de rede (network protector), que nada
mais é que um disjuntor comandado por relés de reversão de potência. Eles
desligam o disjuntor se a energia vier no sentido da rede secundária para a primária.
Ele é composto por duas partes. A média tensão é conectada desde a
subestação por alimentadores radiais até os transformadores de distribuição e a
baixa tensão é um único circuito secundário distribuído pelas ruas formando uma
grande malha secundária. Os consumidores são supridos em baixa tensão através
de ligações feitas ao reticulado secundário [7].
Adotou-se o número mínimo de dois alimentadores, pois, somente com um
grande número de alimentadores no lado primário, pode-se garantir uma rede
secundária sem desligamentos.
Também como neste sistema a rede trabalha em paralelo continuamente, as
falhas no lado primário de um respectivo alimentador não afetam o lado secundário
devido a permanência dos demais alimentadores. E os desligamentos na rede
secundária são restritos a defeitos nos ramais e conexões de baixa tensão. Para
37
isso, cada ramo da rede de baixa tensão é protegido por fusíveis, permitindo em
caso de defeito que ele fique isolado somente ao respectivo trecho secundário [7].
Desta forma a continuidade de serviço fica garantida, e é esse baixo número
de interrupções a maior vantagem do sistema secundário reticulado. Nenhuma falta
em qualquer ponto do sistema irá causar a queda de serviço para mais do que uma
pequena parcela das cargas.
Esse arranjo com elevada confiabilidade é altamente recomendado para
atendimento de regiões com alta densidade de carga e é utilizado com frequência no
sistema de distribuição de energia elétrica subterrâneo.
O
sistema
primário
de
alimentação
do
sistema
Network
até
os
transformadores pode também ser utilizado para atendimentos de prédios com alta
densidade de carga, através do sistema reticulado dedicado. Este também é
composto por duas seções, sendo a média tensão conectada desde a subestação
através de alimentadores radiais até os transformadores de distribuição e a baixa
tensão é um barramento que atende uma única edificação.
Chamado também de Spot Network, esse arranjo, assim como o reticulado
generalizado, têm alta confiabilidade, pois devido à quantidade de alimentadores
primários, obtêm-se um barramento quase sem desligamentos. Da mesma maneira
que um sistema secundário reticulado, esse sistema trabalha com as entradas
primárias continuamente em paralelo. Porém, em caso de falhas no barramento
secundário, há comprometimento no atendimento de toda a sua carga [7].
O sistema reticulado dedicado, mostrado na figura 14, é indicado para
atender altas concentrações de carga, como por exemplo, prédios comerciais e
grandes consumidores em uma região de alta densidade de carga já atendida por
um arranjo reticulado generalizado de distribuição.
Figura
12
Figura 12 – Sistema
Reticulado
Dedicado [6]
38
2.3.6 Sistema Reticulado com Primário Seletivo
Este sistema apresenta os mesmos princípios do reticulado simples, porém
a alimentação dos transformadores é feita de forma seletiva, através de dois
alimentadores primários, conforme se observa na figura 15. Cada transformador
possui uma chave comutadora primária, que irá selecionar qual alimentador será
utilizado [6].
Em uma instalação que requeira dois alimentadores primários, cada qual
deve ser capaz de suprir toda a carga da instalação. Assim como no reticulado
simples, o transformador é conectado a um barramento de cargas através de um
protetor de rede.
Figura 13 – Sistema Reticulado
Figura 13
com Primário Seletivo [6]
2.3.7 Sistema Híbrido
Sistemas híbridos são os que operam simultaneamente com diferentes
formas de arranjos de distribuição. Eles surgiram diante de melhor atender as
necessidades dos clientes e manter constantes e altos os níveis de qualidade [7].
Um exemplo é o ilustrado na figura 16, em que temos um sistema de
distribuição com arranjo em secundário reticulado. Além desse, também são ligados
39
consumidores com atendimento por meio do reticulado dedicado e através de
sistema primário.
Figura 14 –Figura
Sistema
14 Híbrido [7]
Esse tipo de sistema é utilizado pela COPEL para atender o centro da
cidade de Curitiba, onde o atendimento é feito por uma rede subterrânea. Alguns
prédios no local apresentam maior diversidade de carga, ou seja, requerem
diferentes níveis de continuidade de serviço, como hotéis, centros empresariais,
apartamentos e lojas. As cargas são subdivididas de acordo com a confiabilidade
adequada e, então, atendidas por um sistema que proporcione custo e confiabilidade
compatíveis.
Assim, são alimentadas por um sistema de transferência automática as
cargas com menor necessidade de continuidade como circuitos de ar condicionado
central, iluminação e apartamentos. Os escritórios, casa de máquinas de elevadores,
hotéis e sistemas de informação são conectados através dos arranjos Network ou
Spot Network que garantem maior continuidade.
2.3.8 Sistema de Distribuição Residencial Subterrânea
Sistema originário dos Estados Unidos e lá conhecido como URD,
Underground Residential Distribution, é implantado com redes do tipo semienterradas, onde os transformadores e câmaras de baixa tensão são colocados
sobre o solo, figura 17.
40
Figura 15 – Sistema de Distribuição
Figura 15Residencial Subterrânea [7]
Nesses sistemas de distribuição o arranjo primário é do tipo anel aberto, que
se
estende
conectando-se
através
dos
transformadores.
Eles
não
são
dimensionados para atender toda a carga por qualquer lado do anel aberto por
tempo indefinido e geralmente são conectados com um único alimentador aéreo,
não oferecendo desta maneira grande confiabilidade, sendo mais utilizada por
razões estéticas em loteamentos residenciais de baixa densidade [7].
Os transformadores que equipam esta estrutura são do tipo pedestal. Eles
são projetados para serem montados sobre uma base de concreto e aptos para
instalações externas onde estão sujeitos a intempéries. São pintados na cor verde
como segurança de acordo com norma.
2.4 INFRAESTRUTURA CIVIL
2.4.1 Rede de distribuição aérea
O projeto de redes aéreas de distribuição deve atender a um planejamento
básico, que possibilite um desenvolvimento progressivo compatível com a área em
41
estudo. Dever ser levado em conta as condições locais, o grau de urbanização das
ruas, a dimensão dos loteamentos, tendências regionais e comparações podem ser
realizadas com regiões que possuam dados de carga e taxas de crescimento
conhecidas.
No início do projeto deverão ser determinados a quantidade e o traçado dos
alimentadores primários e secundários de acordo com a demanda requerida.
Definem-se os centros de carga e locam-se os postes necessários para a
sustentação e funcionamento eficiente da rede de distribuição.
Na locação dos postes deve-se cuidar com a distância à construções e
fachadas, aconselha-se também não locá-los em curvas das ruas e avenidas a fim
de evitar acidentes e futuros prejuízos das instalações. A iluminação pública deve
ser adequada nos locais de maiores concentrações.
Os condutores são o meio pelo qual se transporta potência de um
determinado ponto até um terminal consumidor. Nas redes aéreas, os cabos
utilizados são nus ou protegidos, que são constituídos apenas por condutor e
isolação. Praticamente apenas dois metais se destinam a fabricação de condutores
elétricos, o alumínio e o cobre.
Os de alumínio normalmente dominam o mercado nas aplicações de redes
de transmissão e distribuição não localizadas próximos a orla marítima. Seu baixo
custo comparado com os de cobre, sua relação peso por área e sua ótima
resistência aos esforços mecânicos são algumas das suas várias vantagens.
Os transformadores utilizados são instalados nos postes de distribuição e
são sempre dimensionados em função do crescimento da carga e de forma a
minimizar os custos anuais de manutenção. As potências nominais são 15, 30, 45,
75, 112,5, 150 e 250 kVA.
Basicamente eles devem se localizar o mais próximo possível dos centros
de carga e nos locais que possuem alta concentração de carga, como centros
comerciais e industriais, onde é comum a ocorrência de pequenos distúrbios e
cintilações no fornecimento.
42
2.4.2 Rede de distribuição subterrânea
Em projeto de redes de distribuição subterrânea, deverão ser realizados
alguns estudos preliminares com o levantamento de algumas informações e
execução do mesmo de forma segura e planejada. É importante para este tipo de
projeto observar as etapas que se seguem:

Estudos preliminares;

Pesquisas de mercado (tipo de consumidor e taxas de crescimento);

Estimativa da demanda total e projeto elétrico;

Características da região (tipo de solo, condições climáticas);

Planejamento da futura iluminação pública;

Planejamento das calçadas e estudo da acessibilidade a pessoas
portadoras de necessidades especiais;

Planejamento do trânsito;

Análise de projetos já existentes;

Planejamento da infraestrutura urbana;

Estudo do possível enterramento das redes de energia e demais
equipamentos;

Execução do projeto;

Fiscalização e gerenciamento das obras.
O adequado planejamento das etapas acima citadas e o gerenciamento do
cronograma de implantação das redes subterrâneas são imprescindíveis para evitar
ao máximo o transtorno à população próxima às regiões em obras.
Diante de tantos critérios a serem analisados, existe uma diversa variedade
de padrões construtivos e configurações utilizadas na infraestrutura dessas redes.
Elas possuem ainda elevada complexidade de instalações e equipamentos. Neste
projeto, será analisada mais detalhadamente a infraestrutura padrão ilustrada na
figura 18.
43
Figura 16 – Infraestrutura padrão da Rede Subterrânea [19]
Diferentemente dos condutores utilizados nas redes aéreas, que são em
geral cabos nus e protegidos, os da rede subterrânea possuem isolação plena, ou
seja, os cabos possuem uma blindagem metálica circundando a isolação do cabo
que garante uma menor taxa de falhas.
Os materiais mais utilizados na isolação dos cabos da rede secundária são
normalmente o Polietileno Termofixo (XLPE) e a borracha Etilenopropileno (EPR).
Ambos possuem bom desempenho, a diferença principal é que os cabos isolados
em EPR têm maior capacidade de resistir a umidade. Entretanto o custo benefício
dos cabos XLPE ainda é melhor, fazendo com que seu uso seja mais difundido.
Os condutores devem ser dimensionados para a pior condição, ou seja,
situações que reduzem ao máximo a capacidade de condução de corrente e elevam
a queda de tensão do cabo. No dimensionamento também deve ser levado em conta
os cálculos de curto-circuito, e caso seja necessário, a bitola da blindagem do
condutor deverá ser alterada.
44
Figura 17 – Condutores da rede subterrânea da Copel em Curitiba [20]
Uma das maiores dificuldades no projeto de redes subterrâneas é o
enterramento dos condutores em um solo recheado de tubulações de serviços
essenciais (rede de esgoto, água, galerias pluviais) e de outras concessionárias
como de telefonia, TV a cabo e fibra óptica. Dessa forma há um enorme cruzamento
de redes, diminuindo os espaços no subsolo, gerando contratempos e elevando
ainda mais os custos de instalação [12].
Em parte este problema é amenizado com a utilização de uma estrutura
chamada banco de dutos. Tanto os condutores de energia da rede primária e
secundária, que compõem toda a rede subterrânea, são instalados nestes bancos
que são compostos por dutos de tamanhos variados, cada um com uma
determinada finalidade como mostra a figura 20.
45
Figura 18 – Banco de dutos típico [7]
Os dutos localizados na parte inferior são destinados aos cabos de baixa
tensão, os intermediários com maior diâmetro podem ser reservados para os de
média tensão, e os localizados na parte superior designados à instalação de cabos
de comunicação e fibra óptica [12].
Os bancos de dutos são geralmente dispostos sob o leito da rua, em
calçadas ou mesmo em áreas verdes de canteiros, e interligam toda a estrutura da
rede subterrânea as câmaras transformadoras [12].
As câmaras transformadoras (CTs) são construídas em concreto armado e
são destinados a alojar os equipamentos de transformação (entrada de média
tensão, chaves seccionadoras, transformador, network protector, saída de baixa
tensão). Eles são situados sob vias públicas, são providas de tampas para inspeção
de fácil acesso para funcionários em caso de manutenções e circuito interno
exclusivo para iluminação.
46
Figura 19 – Câmara transformadora em construção [12]
É de extrema importância também, uma eficiente ventilação interna da
câmara para manter a temperatura do ambiente adequada e assim garantir um bom
funcionamento dos equipamentos elétricos. É possível também a instalação de um
sistema de drenagem interno a fim de evitar o acúmulo de água de qualquer
procedência.
Existem ainda as caixas de inspeção (CIs) que também são de concreto,
porém menores que as CTs, destinadas a alojar acessórios (emendas e derivações)
e equipamentos (chaves e medidores), assim como possibilitar a passagem de
cabos (mudança de direção, fim de linhas), cujas dimensões possibilitem a
movimentação interna de pessoas para a execução de serviços e facilite a
realização de manutenções [12].
47
Figura 20 – Caixa de Inspeção [12]
Outra estrutura importante são as caixas de passagem (CPs). São menores
que as CTs e CIs, e sua função principal é abrigar as emendas das derivações dos
ramais que atendem os clientes da concessionária. As CPs construídas sob o leito
da rua deverão ter tampas de ferro fundido com diâmetro aproximado de 600 mm.
As estruturas apresentadas acima caracterizam a composição de uma rede
de distribuição de energia totalmente enterrada. Nele, como foi visto, existem
câmaras subterrâneas para abrigo dos transformadores e demais equipamentos que
interligam a média e baixa tensão.
Existe porém, outra configuração subterrânea sendo altamente utilizada
pelas concessionárias brasileiras como a Copel, as redes subterrâneas parcialmente
enterradas. Elas possuem índices de qualidade um pouco piores comparadas às
totalmente enterradas, porém seus custos de implantação e manutenção podem os
tornar viáveis em determinadas situações.
Nestas redes os cabos são enterrados, porém alguns equipamentos de rede
são instalados sobre o solo em gabinetes, câmaras ou mesmo postes externos
localizados em locais públicos ou privados. Independentemente, é importante
ressaltar que a concessionária deve ter livre acesso a essas áreas para realizar
operações e manutenções necessárias.
Esse tipo de configuração tem se tornado bastante comum em condomínios
residenciais, que por questões estéticas optam pela rede subterrânea e que
possuem área externa suficiente para a disposição destas estruturas [12].
48
O transformador mais utilizado nas redes parcialmente enterradas é o do
tipo pedestal, que será melhor descrito no próximo capítulo. Ele é selado, podendo
ser utilizados ao tempo ou dentro de construções, fixado sobre uma base de
concreto, com compartimentos blindados para conexão de condutores de média e
baixa tensão.
Figura 21 – Transformador do tipo pedestal em meio a paisagem urbana [12]
2.5 QUALIDADE DA ENERGIA
2.5.1 Histórico da avaliação da qualidade de energia no Brasil
O setor elétrico brasileiro desde sua origem se expandiu por meio de
incentivos da iniciativa privada, assim o mercado estabelecia diretrizes de expansão
e até parâmetros de operação. Foi apenas em meados de 1973, com a equalização
das tarifas de energia elétrica, que a intervenção econômica do Estado começou a
impactar a área.
O objetivo destas intervenções era estimular o desenvolvimento de áreas
distantes e carentes, atendidas por concessionárias menos rentáveis. Essa prática,
49
porém foi ineficiente, já que o regime tarifário estava centrado no custo dos serviços
prestados e uma remuneração mínima passou a ser garantida, desestimulando o
estudo para otimização dos gastos, maior eficiência e melhores índices de
qualidade.
O processo de estatização progrediu com a venda da LIGHT para a
ELETROBRÁS em 1978 e ao longo dos anos aconteceram planos econômicos,
onde as tarifas dos serviços tornaram-se instrumentos de combate a inflação,
reduzindo mais ainda as chances de investimento em modernização das redes de
distribuição.
Em 1995 foi implantado no Brasil o Plano Real, com objetivo de controlar a
inflação e que acabou proporcionando avanços econômicos e sociais. A qualidade
de vida aumentou e causou um acréscimo do consumo per capita de energia, tanto
por consumidores residenciais como industriais e também aumento considerável no
numero de novas residências.
Neste mesmo ano iniciou-se uma nova fase do setor elétrico brasileiro com
as privatizações. O capital privado voltava a gerenciar a operação e expansão do
setor sob supervisão da então recém-criada ANEEL. As empresas privadas
assumiram o controle de redes de distribuição debilitadas devido aos anos sem
investimentos e que com o aumento da demanda passaram a operar próximas aos
seus limites. Tudo isso diminuiu rapidamente a segurança dessas redes e degradou
seus níveis de confiabilidade [7].
O gráfico abaixo ilustra esse aumento, mostrando a evolução da carga de
energia no sistema interligado nacional (SIN) no período de 1991 até agosto de
2011. Esses valores foram obtidos considerando a geração de energia de todas as
usinas centralizadas pelo Operados Nacional do Sistema (ONS).
A queda apontada nos gráficos entre os anos de 2000 e 2002 se deve a
crise do apagão ocorrida nesta época que afetou o fornecimento e distribuição de
energia. Ela foi causada devido à falta de chuvas, impossibilitando a geração de
energia, e a falta de planejamento e investimento na rede brasileira. Ficaram
cogitados na época cortes forçados de energia elétrica, os “apagões”, nos grandes
centros urbanos. Porém com medidas de incentivo à eficiência energética e
racionamento de energia, geraram mudanças de hábitos na população e diminuição
da demanda nacional.
50
500000
450000
400000
350000
300000
250000
200000
150000
100000
50000
0
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
*2011
GWh
Carga de Energia - SIN
Ano
Figura 22 – Evolução da carga de energia elétrica no Brasil [21]
Entretanto nos anos posteriores a carga voltou a aumentar. Isso porque,
apesar de uma maior consciência da população no gasto da energia elétrica, cada
vez mais pessoas passaram a contar com suprimento de energia elétrica em suas
residências por meios dos programas de inclusão social e cidadania do governo.
E também se observou uma dependência cada vez maior da energia elétrica
pelos consumidores, que trocam fontes de energia pela eletricidade por ser mais
limpa, segura e eficiente. Tanto clientes residenciais como industriais passaram a
utilizar equipamentos sensíveis a interrupções momentâneas de fornecimento,
mesmo que por pequenos intervalos de tempo. A qualidade do serviço prestado
passa a ser questionada e níveis mínimos de operação passam a ser exigidos aos
órgãos regulatórios.
2.5.2 Indicadores de qualidade
Inicialmente bastava ter acesso ao suprimento de energia, mesmo que com
distorções e interrupções. Agora a sociedade é preocupada com a continuidade de
serviço e vê o fornecimento de energia elétrica como fundamental para o conforto e
qualidade de vida.
51
A primeira medida do governo na história a mencionar a qualidade para o
fornecimento de energia elétrica foi o chamado de Código das Águas (Decreto
nº24.643) em 1934, que buscava incentivar o melhor aproveitamento industrial das
águas, até então regida por legislações obsoletas [8]. Ela inseria pela primeira vez
na legislação brasileira a preocupação com a qualidade de fornecimento de energia.
Os artigos 178 e 179 citam:
“Art. 178. No desempenho das atribuições que lhe são
conferidas, a Divisão de Águas do Departamento Nacional da
Produção Mineral fiscalizará a produção, a transmissão, a
transformação e a distribuição de energia hidroelétrica, com o
tríplice objetivo de:
a) Assegurar serviço adequado;
b) Fixar tarifas razoáveis;
c) Garantir a estabilidade financeira das empresas.”
“Art. 179. Quanto ao serviço adequado a que se refere a alínea
“a” do artigo precedente, resolverá a administração, sobre:
d) Qualidade e quantidade de serviço;
e) Extensões;
f) Melhoramentos e renovação das instalações;
g) Processos mais econômicos de operações.”
Desde então diversos outros decretos foram elaborados a fim de
regulamentar a distribuição de energia no país e que resultaram no atual PRODIST
(Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional).
Eles são normas que disciplinam o relacionamento entre as concessionárias de
distribuição com unidades consumidoras e centrais geradoras. Regulamentam
também a relação entre as distribuidoras e a ANEEL, no que diz respeito ao
intercâmbio de informações.
Por meio do controle das interrupções, do cálculo e da divulgação dos
indicadores de continuidade de serviço, as distribuidoras, os consumidores e a
ANEEL podem avaliar o desempenho do sistema e a qualidade do serviço prestado.
52
Os indicadores de qualidade existentes analisam a duração e frequência das
interrupções e devem ser calculados em intervalos mensais, trimestrais e anuais.
Eles podem ser indicadores coletivos e individuais. Este assunto está regulamentado
no módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição (PRODIST) [1].
Os individuais são o DIC, FIC e o DMIC que são apurados para todas as
unidades consumidoras atendida pela concessionária. O primeiro indica a duração,
em horas, de interrupção individual para a unidade e o FIC mostra a frequência de
interrupção individual para a mesma. O DMIC calcula a duração máxima de
interrupção contínua, desta forma limita o tempo máximo de cada interrupção,
impedindo que a concessionária deixe o consumidor sem abastecimento de energia
por longos períodos. Eles podem ser assim calculados:
n
DIC   t (i )
FIC  n
DMIC  t (i) max
i 1
onde:
n = número de interrupções da unidade considerada;
i = índice de interrupções da unidade no período de apuração;
t(i) = tempo de duração da interrupção;
t(i)max = valor correspondente ao tempo da máxima duração
de interrupção contínua, expresso em horas e centésimos de
hora.
Conjunto elétrico de unidades consumidoras são subdivisões da área
atendida pela concessionária com características semelhantes de atendimento,
sobre a qual também são avaliados os eventos relacionados aos índices de
qualidade. Um conjunto pode ter abrangência variada. Podem englobar mais de um
município, ao mesmo tempo em que um município pode ter mais de um conjunto.
O DEC e o FEC são os indicadores de continuidade coletivos, e são
analisados pela ANEEL através dessas subdivisões. O DEC significa Duração
Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora, indica o número de horas em
média que um consumidor fica sem energia elétrica durante um período, que pode
ser o mês ou ano.
53
O indicador FEC, Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade
Consumidora, representa o número de interrupções que cada consumidor sofreu em
média em um determinado período. As fórmulas são apresentadas abaixo:
Cc
DEC 
 DIC(i)
i 1
Cc
n
FEC 
 FIC (i)
i 1
Cc
onde:
i = índice de unidades consumidoras atendidas no conjunto;
Cc = número total de unidades consumidoras faturadas do
conjunto no período de apuração.
A definição dos valores desses índices depende ainda dos dados enviados
pelas próprias empresas concessionárias em cada mês de operação. Além dos
índices de continuidade coletivos e individuais, existem os índices de conformidade,
que quantificam as transgressões de qualidade no tocante aos níveis de tensão
contratada pelo consumidor.
São eles o DRP (Duração Relativa da transgressão máxima de tensão
Precária), o DRC (Duração Relativa da transgressão máxima de tensão Crítica) e o
ICC (Índice de Unidades Consumidoras com Tensão Crítica). A tensão é
considerada adequada pela ANEEL se está entre 95% e 105% da tensão
contratada, precária se estiver entre 93% e 95% e crítica se estiver abaixo de 93%
ou acima de 105% da tensão contratada pelo consumidor [1].
O DRC é um indicador individual referente à duração relativa das leituras de
tensão, nas faixas críticas e o DRP é o equivalente nas tensões precárias no período
de observação definido. O ICC é o percentual da amostra analisada que possui
transgressões de tensão crítica.
Existem também vários indicadores que calculam a qualidade no
atendimento às ocorrências emergenciais. Os principais são o TMP (Tempo Médio
de Preparação), TMD (Tempo Médio de Deslocamento) e o PNIE (Percentual do
Número de Ocorrências Emergenciais com Interrupção de Energia).
O TMP é o valor médio correspondente ao tempo de preparação das
equipes de emergência, para o atendimento às ocorrências emergenciais verificadas
54
em um determinado conjunto de unidades consumidoras. O TMD mensura o tempo
de deslocamento médio dessas equipes até o local de atendimento. Por fim o PNIE
é o quociente percentual do número de ocorrências verificadas em um conjunto que
registraram interrupção no fornecimento de energia elétrica.
2.6 CUSTOS
Dentre os custos totais de um sistema elétrico de potência, que é composto
por geração, transmissão e distribuição, cerca de 40% correspondem ao sistema de
distribuição [20].
Existem três custos que podem ser considerados os principais para o estudo
financeiro das redes de distribuição, sendo eles: investimento inicial, custos
operacionais e custos por energia não distribuída [9].
O investimento inicial, ou custo de implantação da rede, considera todos os
materiais adquiridos, a mão de obra (incluindo serviços de topografia, projeto e
execução) e as despesas administrativas [19].
Os
custos
operacionais
podem
ser
divididos
em
duas
parcelas,
correspondentes à manutenção preventiva e manutenção corretiva [19].
A função da manutenção preventiva é manter um fornecimento contínuo de
energia elétrica aos clientes, atendendo as legislações vigentes. Ela atua de forma a
reduzir ou evitar falhas ou defeitos, ou ainda corrigindo desgastes naturais e
previsíveis, seguindo uma programação previamente elaborada e baseada em
intervalos de tempo. Os equipamentos que passarão por manutenções podem variar
de acordo com o tipo de rede.
A manutenção corretiva é necessária para restabelecer o sistema em caso
de interrupções acidentais. Seu objetivo é corrigir ou restaurar as condições de
funcionamento de determinado equipamento, visando eliminar defeitos ou falhas, e
podendo ser de forma programada ou emergencial. Quando é programada, exige
menos tempo, é mais segura e de melhor qualidade. Quando é de caráter
emergencial, demanda maior tempo, aumento dos custos e perdas de qualidade e
fornecimento.
55
Os custos por energia não distribuída, caracterizados por interrupções de
energia elétrica, acarretam em perdas de processo e decréscimo das atividades.
Para a concessionária, além de não faturar, são contabilizados também
ressarcimentos aos clientes por perdas e danos em eletrodomésticos ou outros
aparelhos devido a uma falha na rede. Vale também considerar que mesmo com o
retorno do fornecimento da energia, o faturamento da concessionária sofre um
atraso em virtude do tempo necessário para os consumidores retomares suas
atividades.
56
3 SISTEMA RETICULADO SUBTERRÂNEO DE DISTRIBUIÇÃO DE
ENERGIA
3.1 HISTÓRICO
Segundo o Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE), a primeira
rede reticulada de baixa tensão em corrente alternada que se tem informações, foi
implantada em Memphis (Estado do Tenessee, Estados Unidos) em torno de 1907.
Os transformadores de rede eram supridos por alimentadores primários lançados em
valetas, conectados a uma rede de cabos de baixa tensão cujos circuitos eram
protegidos por fusíveis. Em 1921, na cidade de Seattle (Estado de Washington,
Estados Unidos), foram implementadas melhorias no sistema através da conexão
dos secundários dos transformadores aos cabos da malha passando por protetores
de rede (Network Protectors), que desarmavam automaticamente quando eram
submetidos a uma potência reversa, mas tinham de ser rearmados manualmente a
cada ocorrência [8].
Em meados de 1922, os primeiros protetores de rede completamente
automáticos (desarmavam e rearmavam sob condições pré-estabelecidas) foram
utilizados na cidade de Nova Iorque (Estado de Nova Iorque, Estados Unidos) pela
United Electric Light and Power Company. Tratava-se de uma malha trifásica (4 fios)
e operava na tensão de 208/120 V ligação estrela. Foi somente a partir de 1925 que
esse sistema começou a ganhar aceitação para distribuição e iluminação.
Ainda hoje os princípios de funcionamento são os mesmos, porém houve um
acréscimo na precisão dos parâmetros de abertura e fechamento e em velocidade
de comutação, aumentando sua capacidade de corrente e tensão à medida que as
cargas aumentavam.
Os sistemas reticulados de distribuição utilizados hoje em dia são muito
similares ao sistema instalado em 1922, porém atualmente trabalham com tensões
variadas (de primário e secundário). Existe ainda uma variação da topologia,
chamada de reticulado exclusivo (Spot Network), que já foi comentada no capítulo
57
anterior e será novamente apresentada a seguir. Os protetores de rede também
evoluíram e hoje são controlados por microprocessadores ao invés dos comandos
eletromecânicos originais.
Atualmente existem poucos fabricantes do equipamento protetor de rede. Os
que mais se destacam são a Eaton/Cutler-Hammer e a ETI/Richards Manufacturing
Company, ambos nos Estados Unidos. Estes equipamentos utilizam relés de
proteção digitais que possuem algumas funções de monitoramento da rede de baixa
tensão. A fabricante GE vendeu sua fábrica de protetores de rede para a Richards,
enquanto a Westinghouse Co. vendeu sua fábrica para a Eaton/Cutler-Hamer.
O alto custo dos protetores de rede importados e a dificuldade de
gerenciamento da rede têm onerado a manutenção dos sistemas reticulados já
instalados em países em desenvolvimento, questionando-se por vezes sua
continuidade e fazendo com que as concessionárias busquem alternativas que vão
em sentidos opostos: tanto a verificação de alternativas ao sistema reticulado como
também alternativas que garantam sua viabilidade.
Um fato histórico que também auxiliou no desenvolvimento das redes
subterrâneas foi a Segunda Guerra Mundial, onde a implementação de novos
materiais plásticos possibilitou a construção de redes em áreas essenciais para
atendimento às finalidades e sobrevivência, e também em loteamentos nos
subúrbios das cidades, devido ao menor risco e exposição aos ataques aéreos [7].
O atendimento de centros comerciais, shopping centers, loteamentos
residenciais e a expansão industrial associados com a necessidade de mais
confiabilidade tornaram os projetos de redes aéreas não tão econômicos.
As novas técnicas de construção, os novos materiais, cabos e emendas
mais econômicas e de fácil execução, trazidos durante o desenvolvimento da
Segunda Guerra Mundial, ajudaram a mudar esta situação, tornando mais atrativas
as redes subterrâneas. O desenvolvimento de transformadores subterrâneos para
instalação em câmaras sob as ruas, transformadores em pedestal e as cabines
metálicas instaladas no nível do solo, trouxeram mais flexibilidade, confiabilidade e
relativo baixo custo tornaram as construções mais atrativas e deram mais condições
para a expansão das redes subterrâneas [7].
Através do apoio da opinião pública, o entendimento sobre maior
confiabilidade do fornecimento de energia, o impacto ambiental, a poda de árvores,
o risco de choques elétricos e o aumento do volume de obras ocasionaram maior
58
pressão sobre a redução de preços e sobre a administração das empresas de
distribuição. Deve-se lembrar que com a implementação normativa da ANEEL, as
empresas de energia estão restritas a aplicação de investimentos na rede quando
analisados sob uma taxa de crescimento da região em estudo e horizonte de
planejamento de sete anos, sob pena de comprometer a premissa básica de
garantia da modicidade tarifária.
No Brasil, a topologia de distribuição subterrânea reticulada de baixa tensão
foi trazida de forma pioneira pela empresa LIGHT na década de 1930, seguindo o
conceito das metrópoles nos Estados Unidos, que como já foi visto anteriormente,
começou a ser utilizado apenas alguns anos antes. Essa implementação
representou um avanço tecnológico para o mercado brasileiro da época e propiciou
um incremento na qualidade de serviço, especialmente no tocante à continuidade de
fornecimento. Após a LIGHT, outras empresas como COPEL,
CEMIG e
ELETROPAULO também começaram a implementar suas redes subterrâneas em
áreas de alta densidade de carga e em casos específicos como cidades históricas e
condomínios residenciais [8].
Estes sistemas tiveram pouca expansão desde a sua implantação inicial,
geralmente devido aos altos custos do modelo quando comparados com as redes
aéreas de distribuição. Estes custos são justificados pela utilização de equipamentos
exclusivos, que serão apresentados a seguir, e também pela complexa infraestrutura
civil.
3.2 TOPOLOGIAS
Como já visto anteriormente, atualmente existem duas estruturas básicas de
distribuição de baixa tensão em redes: o reticulado em grade (grid network), também
conhecido como reticulado simples, e o reticulado pontual (spot network), também
chamado de reticulado concentrado.
Um diagrama esquemático de um sistema reticulado tipo grade pode ser
visto na figura 25, onde se verifica a presença de alimentadores primários de MT
(média tensão) independentes para os transformadores da rede, além de seus
59
secundários de BT (baixa tensão) ligados em paralelo na mesma rede em pontos
distintos, fornecendo energia para uma malha de baixa tensão onde estão ligados os
consumidores. A quantidade e localização dos transformadores vão depender da
demanda de potência em cada setor da rede. Cada subestação de BT abriga um
transformador [16].
Figura 23 – Sistema Reticulado em Grade (Network) [16]
Para o sistema reticulado pontual, figura 26, encontram-se alimentadores
primários independentes para os transformadores da rede, além de seus
secundários de baixa tensão ligados em paralelo na mesma rede. Porém, neste
sistema os secundários dos transformadores estão ligados no mesmo ponto da rede,
diferentemente do sistema em grade. Uma única subestação de BT pode abrigar
todos os transformadores do reticulado. Esta configuração geralmente é utilizada
para atender uma parte isolada da rede, como um consumidor com grande
densidade de carga (grandes edifícios) [8].
60
Figura 24 – Sistema Reticulado Pontual (Spot) [16]
Ambas as configurações de reticulado oferecem opção de fornecimento de
energia elétrica em contingência, o que garante ótimos índices de qualidade de
energia. Isso faz com que o sistema reticulado apresente índice de interrupções de
fornecimento muito baixo quando comparado com outras topologias, entre elas a
rede aérea. Exemplos práticos dessa vantagem serão mostrados no próximo
capítulo, que tratará sobre o comparativo técnico.
3.3 EQUIPAMENTOS
Os principais equipamentos utilizados nos sistemas reticulados, para as
duas topologias, e que os caracterizam como caros e confiáveis, são os seguintes:

Transformadores de Distribuição, tipo submersível e tipo pedestal;

Protetores de Rede (Network Protector);

Chaves primárias de média tensão;

Cabos alimentadores de baixa e média tensão;
61

Caixas de derivação;

Acessórios para cabos;

Barramentos múltiplos isolados;

Cabines metálicas de média tensão tipo pedestal;

Quadros de distribuição de baixa tensão tipo pedestal;
3.3.1 Transformadores de Distribuição
Os transformadores dedicados a sistemas reticulados são aqueles
construídos para obter maior flexibilidade e confiabilidade aos sistemas reticulados,
devendo atender aos requisitos do meio físico de instalação [16].
Com relação ao sistema elétrico, por trabalharem em contingência, estão
sujeitos a sobrecargas de curta duração, necessitando desta forma possuir um
sistema de proteção adequado a esta característica. Suas potências variam de 75
kVA até 2500 kVA, com tensões primárias variando de 2,5 kV até 34,5 kV. Suas
classes de isolação são geralmente de 65ºC (temperatura de 110ºC para o ponto
quente no núcleo para 30ºC de temperatura ambiente).
Os transformadores submersíveis são aqueles adequados para ser
instalados em câmaras, em qualquer nível, podendo ser prevista sua utilização onde
haja possibilidade de submersão de qualquer natureza. Os transformadores, quando
instalados em câmaras subterrâneas, são diretamente acoplados no lado de baixa
tensão através de um flange e possuem a chave primária acoplada no lado de média
tensão.
62
Figura 25 – Transformador de Distribuição Submersível [12]
Já os transformadores do tipo pedestal, são selados e desenvolvidos para
aplicações onde o espaço físico é insuficiente para a instalação de uma subestação
abrigada convencional. A compactação aliada a proteções integradas garante a
instalação ao tempo ou subterrânea. É montado sobre uma base de concreto e
apresenta compartimento blindado para as conexões de alta e baixa tensão. Além
da segurança propiciada, ele pode ficar mais próximo do centro de cargas e otimizar
as instalações elétricas [10].
Figura 26 – Transformador de Distribuição tipo pedestal [10]
A partir da nova norma brasileira de instalações elétricas de alta tensão,
NBR 14.039
(ABNT, 2005),
foi definido
que não
podem ser
aplicados
transformadores isolados a óleo na área interna de edificações. Dessa maneira, as
63
instalações em cabines spot devem utilizar transformadores a seco com protetores
de rede ventilados [7].
3.3.2 Protetores de Rede (Network Protector)
Um protetor de rede é composto por uma parte de potência que funciona
basicamente como um seccionador de baixa tensão de comutação automática, que
é comandado por um relé. Ele é pré-ajustado e configurado para perceber o fluxo
reverso de potência, do lado dos consumidores para o lado da concessionária, que
atravessa os protetores, atuando então na abertura do disjuntor [8].
Figura 27 – Protetor de Rede (Network Protector) [16]
No sistema reticulado um fluxo reverso de potência pode ser gerado se
acontecer uma falha nos alimentadores primários de média tensão. Os outros
circuitos paralelos continuarão alimentando os pontos consumidores e os
transformadores do circuito em falha passarão a levar o fluxo para o lado da
concessionária. Essa energia pode alimentar uma linha em curto, e assim danificar
equipamentos ou causar acidentes em linhas sob manutenção.
Os Network Protectors realizam o monitoramento em tempo real do estado
da rede (tensão, corrente e fase) a qual estão ligados, operando adequadamente
sob condições pré-programadas, para conectar ou desconectar o respectivo
64
transformador à rede de baixa tensão. A programação do relé se dá por meios
mecânicos em relés eletromecânicos, e por meio da entrada de parâmetros
numéricos em relés eletrônicos [8].
A norma “IEEE Standard Requirements for Secondary Network Protectors”
(IEEE Std. C57.12.44, 2005) especifica os requisitos de funcionamento dos
protetores de rede. Tal norma trata basicamente da performance elétrica, mecânica
e de segurança, que os protetores como um todo devem satisfazer.
São instalados em terminais de baixa tensão dos transformadores e ao
barramento de baixa tensão dos consumidores. Durante a operação normal há um
fluxo direto de energia, do transformador para a rede de baixa tensão, e assim o
protetor se mantém fechado, neste estado o relé encontra-se em estado de
flutuação. Os contatos devem abrir automaticamente se o fluxo se inverter. Deverá
operar também em falhas no circuito primário e no transformador correspondente
[16].
Após a abertura, enquanto as condições de tensão no lado primário não
atingirem os parâmetros pré-estabelecidos, o relé continua atuando e a chave em
estado aberto. No momento em que os níveis de tensão e demais normalidades no
lado de entrada do protetor de rede permitam a alimentação da rede através de fluxo
direto de corrente para rede secundária o relé envia o comando de fechamento para
o protetor.
A figura 30 mostra um sistema reticulado com três alimentadores e nela é
possível observar o diagrama esquemático de uma falha em um alimentador de
média tensão. A contribuição dos outros dois alimentadores para a falha através da
transformação e do barramento de baixa tensão é indicado pelas setas. O desenho
evidencia a importância da pronta atuação dos protetores de rede em curtos
circuitos [8].
65
Figura 28 – Esquema de atuação de um Protetor de Rede [8]
No Brasil esses dispositivos começaram a ser importados desde 1930 e é
comum encontrar algumas unidades com muitos anos de uso e que, apesar de
envelhecidas, têm sua função disjuntora em estado operacional. Entretanto outros
estão comprometidos em suas funções de comando, e provavelmente apresentação
defeitos em uma situação que for altamente requisitado [8].
3.3.3 Chaves primárias de média tensão
As chaves de média tensão (ou chaves primárias) são chaves instaladas no
lado primário dos transformadores. Podem ser a óleo (mais antigas e ultrapassadas)
ou a gás SF6, possuindo tensões primárias desde 2,5 kV até 34,5 kV. Essas chaves
não operam sob carga e sua função é isolar o transformador da rede primária [16].
66
3.3.4 Cabos alimentadores de média e baixa tensão
A rede primária de um sistema reticulado de distribuição é composta de
cabos de média tensão com isolação integral, sendo esta dependente da classe de
tensão. Diferentes dos cabos utilizados em redes aéreas e compactas protegidas, os
cabos para redes subterrâneas possuem isolação plena, ou seja, os cabos possuem
uma blindagem metálica circundando a isolação do cabo, a qual é diretamente
ligada a terra, mantendo o potencial nulo no seu exterior [7].
Os cabos instalados nos bancos de dutos são dispostos em formação
tripolar por duto ou em quadrifólio. Os parâmetros elétricos de um cabo de energia
são determinados pelo arranjo físico de instalação, pelas características do material
condutor, frequência do sistema, da construção do condutor e sua isolação.
As redes secundárias são constituídas por cabos de isolação 0,6/1 kV,
podendo ser de cobre ou alumínio, de acordo com o projeto e as características o
sistema elétrico. Algumas redes são construídas com aplicação de cabos de
diferentes seções que são aplicados em função do fluxo de potência indicado em
cada trecho [7].
Em função dos critérios de proteção, a rede secundária também pode ser
tipificada pela existência de fusíveis de proteção ou pode ser considerada uma rede
de “queima livre”, onde em caso de falha da isolação, os condutores devem manter
o curto-circuito até a extinção dele próprio pela queima, ou fusão, de todo o material
condutor até a isolação do defeito.
Da mesma forma que a rede primária, a secundária também é instalada em
bancos de dutos com circuitos em quadrifólio. Os ramos da rede de baixa tensão e
os ramais para atendimento dos consumidores são conectados nas caixas de
passagem através de conectores isolados, que serão explicados a seguir.
3.3.5 Caixas de derivação
A distribuição geralmente é feita por via subterrânea, garantindo uma menor
taxa de falhas dos alimentadores e diminuição do número de operações dos
protetores de rede. As caixas de derivação são caixas instaladas ao longo da
67
distribuição dos alimentadores com a finalidade de ramificação de ramais
secundários para alimentação das câmaras situadas ao longo de seu percurso, onde
ficam instalados os transformadores [16].
Nestas caixas ficam instalados os derivadores acopláveis de média tensão,
que serão apresentados a seguir. Geralmente são nessas caixas que ocorrem os
problemas de falha dos alimentadores devido a problemas de falta de isolação na
conexão, seja por excesso de umidade ou até mesmo alagamento das mesmas.
3.3.6 Acessórios para cabos
Os acessórios de cabos são utilizados para conectar cabos isolados em
redes subterrâneas, em podem ser classificados em terminais e emendas [22].
Os acessórios terminais são utilizados para conectar o final de um cabo a
outro elemento da rede, transformador, célula, chaves, linhas aéreas e outros. Essas
terminações podem ser classificadas em: terminais internos, terminais externos e
acessórios desconectáveis.
Figura 29 – Acessórios Terminais [22]
Os acessórios para emenda são utilizados para conectar cabos entre si, e
podem ser divididos em: emenda reta para conectar cabos idênticos, transição para
conectar diferentes tipos de cabos e emenda de derivação para unir cabos e gerar
uma derivação.
68
Figura 30 – Acessórios para Emendas [22]
Esses acessórios são partes integrantes de uma rede de distribuição e
devem executar o mesmo serviço do cabo em que eles estão conectados, ou seja:

Transmitir a energia elétrica através do condutor, de carga ou de curtocircuito, sem superaquecimento, o que poderia reduzir o tempo de vida
da conexão;

Isolar o condutor contra contato direto para o terra (isolamento);

Fornecer controle de campo elétrico nos terminais ou dentro da
emenda;

Assegurar uma proteção mecânica do acessório enterrado;

Proteger contra ataques químicos ou eletroquímicos;

Proteção contra água;

Proteger os terminais, principalmente ao ar livre, contra o ambiente, ou
seja, chuvas, poluição, radiações UV, etc.
3.3.7 Barramentos múltiplos isolados
Os barramentos múltiplos isolados são utilizados na conexão dos condutores
da rede secundária para derivação dos ramais de atendimento dos consumidores.
São chamados de múltiplos pois uma entrada em baixa tensão é interligada a várias
saídas em baixa tensão, possibilitando o atendimento de diversos consumidores,
respeitando a capacidade de corrente de cada barramento.
A tensão de isolamento geralmente é de 0,6/1 kV, e também possuem
proteção contra os agentes nocivos do ambiente.
69
Figura 31 – Barramento Múltiplo Isolado [20]
3.3.8 Cabines metálicas de média tensão tipo pedestal
As cabines de distribuição tipo pedestal são usadas em redes subterrâneas
de média tensão para derivar e conectar várias linhas de distribuição com cabos
blindados [13].
As ligações são do tipo desconectáveis, que oferecem uma rápida e prática
conexão elétrica dos ramais, além de proporcionar alta segurança para o sistema.
Figura 32 – Cabine Metálica tipo pedesetal [13]
70
3.3.9 Quadro de distribuição de baixa tensão tipo pedestal
Estes tipos de quadros são utilizados quando a rede de distribuição é
parcialmente enterrada e sua função é receber um alimentador secundário de um
transformador e derivar para vários alimentadores que atenderão os consumidores.
Geralmente esses quadros são constituídos de barramentos internos,
chaves seccionadoras, fusíveis e conectores. Suas características são: resistentes à
intempéries, isentos de corrosão, isolante elétrico, montagem modular e a prova de
chamas [14].
Figura 33 – Quadro de Distribuição tipo pedestal [14]
3.4 VANTAGENS
Como veremos quantitativamente no próximo capitulo a principal vantagem
dos sistemas de distribuição subterrânea é o aumento da confiabilidade e
continuidade de serviço. Entretanto a implantação dessas redes apresenta outros
benefícios associados tanto para a concessionária de energia quanto para a
população, com impactos visíveis ainda maiores quando estes enterramentos estão
ligados a reurbanização e revitalização da região.
71
Ao contrário das redes aéreas, onde os cabos e demais equipamentos ficam
expostos e sujeitos a tempestades e fenômenos naturais, nas redes subterrâneas
eles ficam enterrados e mais protegidos. Isso resulta em menores custos de
operação, manutenção corretiva e melhores valores de confiabilidade.
Com equipamentos sob a terra, tem-se ainda a vantagem da diminuição de
perdas de energia por impedir ligações clandestinas, mais conhecidas como “gatos”.
Ao mesmo tempo evitam-se os furtos de condutores que ligam o poste de
distribuição as caixas de entrada das residências que trazem custos grandes aos
consumidores afetados.
Figura 34 – Ligações clandestinas [23]
Outra vantagem importante a ser comentada e de alta importância nos dias
de hoje é a questão ambiental. Com a inexistência de fios condutores atravessando
as ruas e avenidas das cidades, diminui-se a necessidade de podas ou até cortes de
árvores. De certa maneira isso também ajuda a diminuir os gastos com manutenção.
Uma importante vantagem aos consumidores é a valorização da região com
a implantação das redes subterrâneas. Sem condutores aéreos e menor número de
postes o impacto visual reduz consideravelmente, diminuindo o stress urbano e
elevando o padrão da região.
A segurança das redes subterrâneas é também superior do que nas aéreas.
Há uma maior integração com o ambiente, menor interferência das redes com
fachadas dos edifícios reduzindo o risco de acidentes (choques elétricos), com
trabalhadores de estejam trabalhando próximas as linhas ou estejam realizando
72
manutenções nas mesmas. A gravidade de acidentes automobilísticos (colisões com
os postes de distribuição) é também reduzida [12].
Figura 35 – Homens trabalhando próximos à rede de distribuição [12]
Uma última vantagem que se pode citar é o aumento na mobilidade urbana.
Com uma infraestrutura enterrada há aumento de espaço e uma melhora
significativa da acessibilidade das Pessoas Portadoras de Necessidades Especiais
(PPNEs) [12].
3.5 INCIDENTES E ACIDENTES
Em áreas de redes subterrâneas, a grande maioria dos incidentes
percebidos na superfície são eventos que não representam risco para a população,
embora possam preocupar transeuntes, principalmente depois de algum grande
acidente que tenha ocorrido [19].
É importante salientar que os cabos de baixa tensão do sistema reticulado
são projetados para se romperem, às vezes soltando fumaça, em situações de
curto-circuito. Os sintomas de problemas no sistema subterrâneo podem ser
divididos em presença de fumaça em câmaras e dutos subterrâneos, e presença de
fogo em câmaras subterrâneas.
73
Como informado anteriormente, os cabos do sistema reticulado são
projetados para queima livre, podendo produzir fumaça. A fumaça também pode ser
emitida quando o calor gerado por um curto-circuito vaporiza a água presente nas
caixas de inspeção, a qual entra nas caixas depois de chuvas, pelo solo ou até
mesmo por tubulações comprometidas de saneamento. Como para a maioria das
pessoas é difícil distinguir esse tipo de incidente, a melhor maneira é contatar a
concessionária.
Já a presença de fogo em câmaras se deve pela formação de arcos elétricos
que podem ocorrer na malha de distribuição subterrânea, principalmente devido a
sobrecargas e curtos-circuitos. O furto de cabos também aumenta a taxa de
incidentes que envolvem fogo.
O deslocamento de tampas e bueiros das câmaras e caixas da rede
subterrânea pode ser separado em dois tipos: com e sem presença de combustível.
Quando não há combustível, um curto-circuito pode provocar o aquecimento
do ar ou da água, que vira vapor, resultando em pressão dentro do recinto maior do
que a atmosférica. Isso ocasiona um deslocamento da tampa, que por ser discreto,
não provoca transtornos para os transeuntes.
Porém quando há combustível nas instalações civis do sistema subterrâneo,
uma fagulha elétrica, que em situações normais não provocaria maiores problemas,
pode provocar explosões que deslocam abrupta e fortemente a tampa da câmara.
Esse combustível pode ser o gás canalizado, os gases provenientes da rede de
esgoto ou da decomposição de resíduos ou o óleo isolante dos transformadores. As
câmaras transformadoras são dotadas de sistema de ventilação e exaustão para
evitar o acúmulo de gases em seu interior. Entretanto, entupimento de bueiros, o
depósito e acúmulo de resíduos nas tampas, a urbanização desordenada das vias
públicas e a ocupação indevida de calçadas por estabelecimentos comerciais às
vezes impedem o funcionamento correto do sistema.
Recentemente, problemas semelhantes aos citados acima ocorreram na
rede subterrânea da LIGHT. O caso mais grave envolveu dois turistas que foram
atingidos pela tampa de uma câmara transformadora, ocasionando sérias
queimaduras em ambos. Essa frequência de ocorrências fez com que a LIGHT,
além de ser multada pela ANEEL, criasse um plano de modernização e
mapeamento da rede subterrânea, possibilitando obter a posição e o monitoramento
em tempo real.
74
3.6 REDE COPEL
A Copel, criada em 1954, é a maior empresa do Estado e atende atualmente
aproximadamente 3.884.489 unidades consumidoras em 393 municípios e 1.115
localidades (distritos, vilas e povoados).
Sua rede de distribuição subterrânea foi implantada em 1973, inicialmente
com 560 edificações ligadas. Em 1978 foi executada uma extensão de rede onde
foram acrescentadas 123 novas edificações e, finalmente, entre janeiro de 1981 e
maio de 1982 o projeto foi concluído com a construção da 2ª etapa, quando foram
acrescidas mais 897 edificações. Hoje, existem cerca de 15 mil consumidores, com
diferentes características. A rede estende sob as ruas, avenidas e praças do centro,
totalizando aproximadamente 1,1km2, definido pela área compreendida entre as ruas
Visconde de Nácar, André de Barros, João Negrão, Alfredo Bufrem, Prof. Moreira
Garcês, Largo da Ordem e Augusto Stellfeld. No ano de 2003 foi anexada a rede
mais uma ampliação que compreende as ruas Barão do Serro Azul e Comendador
Araújo [11].
A rede é atendida a partir da Subestação Centro, localizada na rua Visconde
de Nácar esquina com a rua Augusto Stellfeld, onde estão instalados dois
transformadores de 41 MVA, que alimentam dois barramentos de 13,8 kV que,
então, atendem os circuitos da rede subterrânea. A alimentação da subestação é
proveniente de duas linhas de 69 kV das Subestações Pilarzinho e Campo
Comprido, que pertencem ao anel de transmissão da cidade.
A rede subterrânea de Curitiba é dividida em dois sistemas, denominados
Amarelo e Vermelho. Cada sistema é composto de cinco alimentadores radiais
simples em 13,8 kV, conectados ao barramento da subestação através de
disjuntores.
Os alimentadores estendem-se através de tubulações e caixas, sob as ruas,
até os transformadores situados em câmaras ou spots (transformadores ligados no
prédio do próprio consumidor). Estes, por sua vez, interligam-se através da rede de
baixa tensão, com valores de 216/125 V, configuração estrela aterrada.
Os sistemas de baixa tensão (Amarelo e Vermelho) são do tipo secundário
reticulado, formando cada um deles um grande barramento, ou seja, na saída dos
75
transformadores no lado de baixa, são interligadas todas as fases “A” dos cinco
circuitos e assim consequentemente com as fases “B” e “C”. Finalmente, os ramais
que ligam as unidades consumidoras são conectados à rede de baixa tensão nas
caixas subterrâneas. Os dados mais detalhados do sistema da Copel estão
representados no anexo 1.
3.7 REDE LIGHT
Com mais de um século de atuação, a Light atualmente distribui energia
para 31 municípios do Rio de Janeiro, abrangendo 25% do território estadual,
cobrindo uma área de aproximadamente 12 km² e 3,9 milhões de clientes. Ela foi
uma das pioneiras na implantação de redes subterrâneas no Brasil, enterrando parte
de sua rede aérea já no início dos anos 40 [19].
Em razão desse pioneirismo a Light possui o maior sistema subterrâneo do
país, atendendo o Centro a Zona Sul e Zona Norte do Rio de Janeiro, regiões com
grandes densidades demográficas. Segundo relatório divulgado em 18 de abril de
2011 pela própria empresa, sua rede enterrada é fisicamente composta por
aproximadamente:
Tabela 3 – Dados da rede subterrânea da LIGHT [19]
Equipamentos
Dados Físicos
Rede de média tensão (mil km)
3,2
Rede de baixa tensão (mil km)
2,4
Câmaras transformadoras
3.891
Caixas de inspeção
11.500
Transformadores
10.750
Chaves
4.007
Protetores de rede
2.560
76
4 COMPARATIVO TÉCNICO
4.1 O VALOR DA CONFIABILIDADE NA DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA
Durante anos, o setor elétrico brasileiro teve controle verticalizado, com
gerência centralizada na geração, com a utilização do sistema de transmissão e
distribuição para a entrega ao consumidor final. Com as privatizações vieram as
reestruturações e o surgimento de um novo modelo, onde empresas estatais
passaram a controlar separadamente as atividade de geração, transmissão e
distribuição.
Iniciou-se a competição na geração e comercialização de energia entre as
concessionárias e a ANEEL passou a utilizar o termo “confiabilidade” nos contratos
de concessão de distribuição para regulamentar a qualidade dos serviços prestados
a toda a população.
Quando os indicadores de continuidade, individuais e coletivos citados no
segundo capítulo, foram criados pelo Departamento Nacional de Águas e Energia
Elétrica (DNAEE), precedente à ANEEL, em 17 de abril de 1978 através da Portaria
nº46, foram estabelecidos os primeiros limites. Entretanto no inicio não havia
punições financeiras para a concessionária em caso de extrapolação desses
índices.
Foi apenas em 2000 que uma nova resolução instituiu a compensação
financeira em caso de violação dos limites dos indicadores individuais (DIC, FIC e
DMIC). Assim, as distribuidoras que não respeitassem os valores definidos teriam a
obrigação de efetuar o pagamento de compensação aos seus consumidores na
forma de abatimento na fatura de energia.
Em relação aos indicadores coletivos (DEC e FEC), se as concessionárias
não atendessem tais limites, a penalidade era através de multa. Porém em 2009 a
Resolução Normativa nº 395 extinguiu essa penalidade da lei brasileira e também
alterou os limites dos indicadores individuais com o objetivo de incentivar as
77
distribuidoras a promoverem melhorias no serviço prestado, já que a multa por
violação de DEC e FEC deixava de existir [4].
Multas e Compensações Pagas
R$ 400.000.000,00
R$ 350.000.000,00
R$ 300.000.000,00
R$ 250.000.000,00
R$ 200.000.000,00
Multa
R$ 150.000.000,00
Compensação
R$ 100.000.000,00
R$ 50.000.000,00
R$ 2007
2008
2009
2010
Figura 36 – Evolução das multas e compensações pagas por transgressões dos indicadores de
continuidade de 2007 a 2010 [2]
A alteração significativa apontada no gráfico acima do montante pago pelas
distribuidoras de 2009 para 2010 se deve justamente a extinção da multa por
transgressão dos indicadores coletivos. De tal forma que os limites revisados de
continuidade individual assumiram integralmente a posição de sinalizador para
melhoria de qualidade.
Uma das vantagens da compensação individual é o fato de o valor pago pela
concessionária devido ao não atendimento dos limites de continuidade ser devido
diretamente ao consumidor que sofreu com a interrupção do serviço prestado.
A figura 39 mostra o montante pago pelas concessionárias por região no ano
de 2010. Observa-se que o montante ultrapassa o valor de 360 milhões de reais,
sendo as maiores contribuições da região Sudeste e Norte [2]. Ainda pelas
informações obtidas no portal da ANEEL pela internet, a Copel teve um total de
compensação paga no valor de pouco mais de 10 milhões de reais neste ano em
análise.
78
Compensação Paga em 2010
R$ 360.246.068
R$ 114.504.588
R$ 111.882.145
R$ 42.349.530
Sul
R$ 34.578.245
Sudeste
R$ 56.931.560
Centro-Oeste
Nordeste
Norte
Total
Figura 37 – Montante pago em compensações pelas concessionárias no ano de 2010 dividido por
região [2]
Em 1996, ano da criação da ANEEL, o consumidor brasileiro ficava sem
energia elétrica em média 22 vezes por ano (FEC), que correspondiam em torno de
26 horas (DEC). Esses números caíram consideravam consideravelmente conforme
mostra a figura 40.
FEC
25
Interrupções
20
15
10
5
0
Ano
Figura 38 – Média brasileira do indicador FEC ao longo dos anos [1]
79
Esse desenvolvimento, em apenas 12 anos, representa o sucesso das
ações regulatórias para garantir a qualidade da energia distribuída. Os índices
contabilizados pela ANEEL têm evoluído e sugerem que a fiscalização será cada
vez mais acirrada e precisa [8].
4.2 ESTUDO DE CASO – LIGHT
Até o ano de 2009, os conjuntos consumidores eram definidos por um único
critério: deveriam ser formadas por áreas próximas. Dessa maneira as distribuidoras
possuíam grande liberdade na formação de suas divisões, o que geraram algumas
distorções. Com critérios não definidos, alguns conjuntos tornaram-se muitos
distintos, o que dificultava a comparação entre eles e a definição dos limites.
Assim estudos foram realizados e a Resolução Normativa nº 395 foi
publicada,
onde
ficaram
estabelecidos
alguns
critérios
com
objetivo
de
homogeneizar os conjuntos e tornar mais claro os comparativos de desempenho.
Essas regras estão presentes no PRODIST e não serão citados, pois fogem do
escopo deste trabalho [4].
Dessa maneira as concessionárias necessitaram modificar seus conjuntos a
fim de se adequar as novas normas, e enviar suas propostas à ANEEL até metade
do ano de 2010. Uma das empresas a realizar modificações foi a LIGHT atuante no
Sudeste do país.
Ela apresentou à ANEEL diversas alterações que foram submetidas a
consulta. Entre as propostas apresentadas foi a divisão de alguns conjuntos cujas
subestações possuem rede de distribuição aérea e subterrânea. Essa segregação
foi aceita devido as diferenças relevantes entre características de atendimento e
desempenho entre as duas configurações.
Diante deste cenário, parte do objetivo deste projeto poderá ser analisada.
Apesar de já existir um grande consenso em âmbito acadêmico, devido a existência
de muitos estudos e material bibliográfico, sobre a maior confiabilidade das redes
subterrâneas sobre as aéreas, este projeto irá apenas ratificar o assunto com dados
mais atuais.
80
Após reformulação para atendimento da Resolução nº 395, a área de
distribuição da LIGHT ficou segregada em 102 conjuntos de unidades consumidoras
[4]. Porém para análise pretendida por este projeto serão comparados apenas
aqueles que são atendidos pela mesma subestação e possuem tanto rede de
distribuição aérea como subterrânea.
A tabela 4 abaixo lista esses conjuntos em estudo e respectivamente o
número de consumidores atendidos de acordo com dados obtidos da ANEEL em
setembro de 2011.
Tabela 4 – Conjuntos e seus respectivos consumidores - LIGHT [1]
Conjunto Consumidor
Consumidores Atendidos
Baependi Aéreo
11.633
Baependi Subterrâneo
47.648
Barra Aéreo
29.493
Barra Subterrâneo
29.468
Botafogo Aéreo
4.717
Botafogo Subterrâneo
20.184
Camerino Aéreo
3.890
Camerino subterrâneo
8.290
Humaita Aéreo
8.214
Humaita Subterrâneo
11.863
Itapeba Aéreo
31.558
Itapeba Subterrâneo
10.461
Leme Aéreo
2.242
Leme Subterrâneo
21.541
Posto Seis Aéreo
2.233
Posto Seis Subterrâneo
51.130
Samaritano Aéreo
1.043
Samaritano Subterrâneo
27.085
São Conrado Aéreo
30.640
São Conrado Subterrâneo
4.384
81
Pela tabela acima já é possível observar a grande diferença no número de
consumidores atendidos pelas duas redes, dos dez mais populosos conjuntos, sete
possuem distribuição de energia elétrica por uma rede subterrânea. Apenas os
conjuntos da Barra, Itapeba e São Conrado aéreos possuem um atendimento maior
em número de pessoas do que seus correspondentes da região com distribuição
subterrânea.
A principal razão disto tem fins econômicos, pois o elevado investimento
desse arranjo só se torna parcialmente rentável em regiões com elevadas
densidades de carga. A análise econômica será mais discutida no próximo capítulo.
Porém não é errôneo afirmar que outro fator para esta diferença na tabela é
justamente a garantia da continuidade e o baixo número de interrupções no
atendimento que esse arranjo pode proporcionar. Garantindo desta maneira melhor
qualidade de serviço da concessionária para uma maior parcela da população.
Essa maior qualidade pode ser quantitativamente comprovada pela tabela
presente no anexo 2. Ela apresenta dados coletados dos índices DEC e FEC para
estes conjuntos, obtidos junto à ANEEL do período de Janeiro até Setembro de
2011. A tabela não mostra os dados do mês de julho, pois eles não estavam
disponíveis no site da ANEEL nos meses da pesquisa deste trabalho.
Pelos dados da tabela observam-se os ótimos valores de confiabilidade dos
arranjos subterrâneos. Nos conjuntos do Leme e Posto Seis Subterrâneos, por
exemplo, os valores de DEC e FEC podem ser considerados praticamente nulos nos
oito meses analisados.
Seis conjuntos com características de redes subterrâneas (Baependi, Barra,
Camerino, Humaita, Leme e Posto Seis), tiverem indicadores de continuidade
menores quando comparados ao outro conjunto próximo, e de mesmo nome, de sua
região com rede de distribuição aérea.
Analisando apenas os valores de DEC na tabela, obtêm-se o maior valor
dentre todos os conjuntos com rede subterrânea, que foi de 1,87 horas, no mês de
março em Itapeba Subterrâneo. Já nos conjuntos aéreos o maior valor foi de 15,15
horas em janeiro na unidade consumidora Posto Seis Aéreo.
Olhando agora a frequência das interrupções o mais alto índice ocorrido em
uma rede aérea foi no conjunto consumidor Posto Seis Aéreo, também no mês de
janeiro. Já o maior FEC dentre as que possuem configurações subterrâneas foi no
São Conrado Subterrâneo com um número de 2,13 interrupções no mês.
82
Pode-se ainda analisar que dos oito meses em estudo, em apenas dois
deles (janeiro e junho), o valor de DEC de ao menos um conjunto subterrâneo foi
maior que no aéreo. Quando se observa os indicadores de FEC, esse valor sobe
para quatro meses (janeiro, março, junho e setembro).
4.3 ESTUDO DE CASO – COPEL
Assim como a LIGHT, a rede atendida pela Copel também passou por uma
reformulação em seus conjuntos consumidores a partir do início desse ano (2011).
Ela possui um total de 125 conjuntos, porém ao contrário da LIGHT, apenas a
unidade denominada “Centro” é composta só por rede de distribuição subterrânea,
englobando o a rede enterrada do centro de Curitiba.
De um total de 125 conjuntos consumidores, englobando um total de quase
4 milhões de consumidores atendidos, serão analisados para nosso estudo apenas
6 deles. Eles são citados na tabela abaixo com seus respectivos número de
consumidores atendidos, de acordo com dados da ANEEL obtidos em dezembro de
2011:
Tabela 5 – Conjuntos e seus respectivos consumidores - COPEL [1]
Conjunto Consumidor
Consumidores Atendidos
Boqueirão
78.911
Campo Largo
5.149
Capanema
28.816
Centro
15.770
Pinhais
20.702
Uberaba
60.703
A tabela presente no anexo 3 apresenta respectivamente para cada conjunto
o valor dos índices DEC e FEC nos meses de janeiro a junho do ano de 2011.
83
Assim como no estudo de caso da LIGHT, percebe-se a grande diferença
nos valores entre os conjuntos com rede subterrânea e os que possuem outras
estruturas de rede. No período analisado, os consumidores do conjunto “Centro”
praticamente não passaram por interrupções no atendimento, os valores de DEC e
FEC no conjunto “Centro” é zero.
Este valor nulo deixa visível a grande confiabilidade proporcionada por uma
rede subterrânea de distribuição bem planejada. Entretanto no geral, não apenas no
“Centro”, os valores dos indicadores de continuidade da Copel são bem melhores
que os apresentados pela rede da LIGHT.
84
5 COMPARATIVO FINANCEIRO
5.1 ESTUDO DE CASO – COPEL
A definição ou não da utilização de uma rede subterrânea é uma decisão
que gera uma grande quantidade de questionamentos. Visando proporcionar um
entendimento básico para prefeituras e empreendedores interessados em implantar
o sistema de distribuição subterrâneo, a Copel elaborou um guia com informações
sobre a utilização e aplicação das redes subterrâneas [12].
Um tópico interessante deste guia, e que será utilizado como referência para
o comparativo financeiro, é a apresentação dos custos referentes a várias tipologias
de sistemas subterrâneos, tanto totalmente enterrados quanto parcialmente
enterrados. As tabelas com essas informações estão apresentadas a seguir.
Tabela 6 – Custos das redes totalmente enterradas [12]
Redes totalmente enterradas
Tipo de rede
Rede reticulada
ou Network
Sistema Radial
Densidade de
carga típica
Maior que
3000 kVA/km
ou 48 MVA/km2
Maior que
1500 kVA/km
ou 24 MVA/km2
Custo aprox./km
R$ 12 milhões
R$ 5 milhões
Custo/kVA
R$ 4.000,00
R$ 3.400,00
DEC e FEC
qualitativo
Observações
0 a 0,2
Rede com
câmaras
subterrâneas
para abrigo dos
transformadores
e rede de baixa
tensão
interligada
0,5 a 1,0
Tipicamente
construída com
cabos
acomodados
em dutos e
equipamentos
acomodados
em câmaras e
caixas
subterrâneas
85
Tabela 7 – Custos das redes parcialmente enterradas [12]
Redes parcialmente enterradas
Tipo de rede
Áreas urbanas
com
equipamentos
semienterrados
ou tipo pedestal
Áreas urbanas
com
equipamentos
em poste
Densidade de
carga típica
Entre 400 e
1500 kVA/km ou
entre 6,4 e 24
2
MVA/km
Entre 200 e
1500 kVA/km ou
entre 6,4 e 24
2
MVA/km
Custo aprox./km
R$ 3,2 milhões
R$ 2,5 milhões
Custo/kVA
R$ 3.400,00
R$ 2.900,00
DEC e FEC
qualitativo
Observações
0,7 a 1,5
Necessidade
de liberação de
espaços
públicos e/ou
privados para
instalação de
equipamentos
1,2 a 2,0
Necessidade
de liberação de
espaços
públicos para a
instalação de
postes com
equipamentos
A partir de outro estudo, realizado pela AES Eletropaulo [23], e que visava
buscar a viabilidade da implantação de redes de distribuição subterrâneas, pode-se
retirar informações essenciais para a conclusão do comparativo em questão, sendo
elas:

Para redes com densidade de carga até de 20 MVA/km 2, o custo dos
equipamentos elétricos representa 50% dos investimentos iniciais,
enquanto a infraestrutura civil representa os outros 50%;

Para redes com densidade acima de 20 MVA/km2, o custo dos
equipamentos representa 60%, ficando a infraestrutura civil com os
40% restantes;

Quando a carga é dobrada, em uma mesma área, os custos dos
equipamentos elétricos sofrem um acréscimo de aproximadamente
40%;

Na infraestrutura civil, o dobro da carga acarreta em um aumento de
5% dos investimentos;
86
Com base nestes dados e informações, serão feitas simulações de custos
de implantação para os quatro tipos de redes descritos nas tabelas acima,
considerando também vários valores de carga para uma rede típica de 1 km2.
5.1.1 Rede totalmente enterrada – Sistema Reticulado
Para este tipo de rede, considera-se que o custo/km é aproximadamente R$
12 milhões para uma carga de 48 MVA, sendo o custo elétrico (60%) R$ 7,2 milhões
e o custo civil (40%) R$ 4,8 milhões. Como sabe-se que o dobro de carga acarreta
em um acréscimo de 40% no custo elétrico e 5% no custo civil, pode-se chegar nos
valores apresentados na tabela a seguir:
Tabela 8 – Custos estimados para Rede Subterrânea Reticulada
Rede Subterrânea Reticulada
Carga
(MVA)
Equipamentos
Elétricos
(R$/km)
Infraestrutura
Civil
(R$/km)
Total
(R$/km)
48
7,2 milhões
4,8 milhões
12 milhões
24
5 milhões
4,56 milhões
9,56 milhões
12
3,5 milhões
4,33 milhões
7,83 milhões
6
2,45 milhões
4,11 milhões
6,56 milhões
5.1.2 Rede totalmente enterrada – Sistema Radial
Neste tipo de rede, que tem como valor base R$ 5 milhões por quilômetro
linear considerando uma carga de 24 MVA, o custo elétrico (60%) é de R$ 3 milhões
e o custo civil (40%) é R$ 2 milhões. Partindo do mesmo princípio de acréscimo nos
custos quando a carga é dobrada, os resultados são os seguintes:
Tabela 9 – Custos estimados para Rede Subterrânea Radial
Rede Subterrânea Radial
Carga
(MVA)
Equipamentos
Elétricos
(R$/km)
Infraestrutura
Civil
(R$/km)
Total
(R$/km)
48
4,2 milhões
2,1 milhões
6,3 milhões
24
3 milhões
2 milhões
5 milhões
12
2,1 milhões
1,9 milhões
4 milhões
6
1,47 milhões
1,81 milhões
3,28 milhões
87
5.1.3 Rede parcialmente enterrada – Equipamentos tipo pedestal
Nesta tipologia, onde a densidade de carga é menor, os custos elétrico e
civil são divididos em partes iguais. Isso resulta em um custo elétrico de R$ 1,6
milhões e um custo civil também de R$ 1,6 milhões, sendo ambos os valores com
base em uma carga de 15 MVA. Através do mesmo princípio de acréscimo de preço
de acordo com o dobro da carga, os resultados são mostrados abaixo:
Tabela 10 – Custos estimados para Rede Subterrânea com Equipamentos em Pedestal
Rede Subterrânea
Equipamentos em pedestal
Carga
(MVA)
Equipamentos
Elétricos
(R$/km)
Infraestrutura
Civil
(R$/km)
Total
(R$/km)
45
3,14 milhões
1,76 milhões
4,9 milhões
30
2,24 milhões
1,68 milhões
3,92 milhões
15
1,6 milhões
1,6 milhões
3,2 milhões
7,5
1,12 milhões
1,52 milhões
2,64 milhões
5.1.4 Rede parcialmente enterrada – Equipamentos em poste
Neste outro tipo de rede utilizado para densidades de carga menores, os
custos elétrico e civil também representam partes iguais. A partir disso, chega-se em
valores de R$ 1,25 milhões para o custo elétrico e R$ 1,25 milhões para o custo civil,
referidos a uma carga de 13 MVA. Mais uma vez utilizando os acréscimos para cada
vez que a carga é dobrada, os valores obtidos são apresentados a seguir:
Tabela 11 – Custos Estimados para Rede Subterrânea com Equipamentos em Poste
Rede Subterrânea
Equipamentos em poste
Carga
(MVA)
Equipamentos
Elétricos
(R$/km)
Infraestrutura
Civil
(R$/km)
Total
(R$/km)
40
2,45 milhões
1,38 milhões
3,83 milhões
26
1,75 milhões
1,3 milhões
3,05 milhões
13
1,25 milhões
1,25 milhões
2,5 milhões
6
0,88 milhão
1,18 milhões
2,06 milhões
88
5.1.5 Análise de Resultados
Considerando os dados obtidos nos tópicos anteriores, é possível chegar a
diversas considerações sobre a implantação dos diversos tipos de rede.
Os custos das redes subterrâneas tipo network são muito elevados em
relação aos outros sistemas, e isso se deve a complexidade de alguns de seus
equipamentos e também a ampla infraestrutura civil necessária, não importando a
densidade de carga. Sua utilização só será justificada em casos onde a densidade
seja elevada e os requisitos de confiabilidade precisem ser muito próximos a zero.
As redes totalmente enterradas com configuração radial podem ser uma
alternativa para as redes reticuladas, apresentando custos reduzidos em relação a
esta última, porém maiores que os sistemas parcialmente enterrados. São
justificáveis em áreas de densidade de carga alta, porém não elevada, e que
necessitem de bons níveis de qualidade. Seus equipamentos não exigem proteções
complexas, ao contrário do sistema network.
As redes parcialmente enterradas, tanto com equipamentos em poste quanto
equipamentos tipo pedestal, aparecem como sendo boas alternativas aos sistemas
totalmente enterrados. São opções para áreas de média e alta densidade de carga,
e necessitam de liberação de espaços públicos ou privados para a instalação dos
equipamentos no nível do solo. Estes equipamentos são mais simples que os
utilizados em sistemas enterrados, o que favorece a diminuição dos custos elétricos
e consequente queda nas receitas gastas em infraestrutura civil. Os indicadores de
confiabilidade apresentados por estas tipologias são aceitáveis, ficando entre os
sistemas totalmente enterrados e os sistemas aéreos.
Segundo a Copel, os custos dos sistemas aéreos convencionais giram em
torno de sete vezes menos que os sistemas reticulados. Esse valor possibilita uma
concorrência direta com os sistemas parcialmente enterrados, porém apresentando
índices de confiabilidade bem abaixo. Um ponto que pode ser comum entre as redes
aéreas e as parcialmente enterradas são a indisponibilidade de instalação para
áreas com elevada densidade de carga, já que o espaço demandado seria tal que
inviabilizaria a implantação, contrariando os fatores físicos e estéticos.
Uma análise dos custos gastos com manutenção em uma rede subterrânea
reticulada, dados estes disponibilizados pela Copel e disponíveis no anexo 4, pode
claramente mostrar que a maioria dos atendimentos de manutenção em uma rede
89
subterrânea totalmente enterrada envolve atividades relacionadas aos elementos
instalados abaixo do nível do solo, ou seja, a grande quantidade de dinheiro gasto
com a manutenção da rede subterrânea poderia ser evitada caso fossem escolhidas
tipologias com equipamentos acima do nível do solo. Porém, é lógico que não se
pode somente levar em conta somente estes custos, mas sim a relação deles com
os arranjos e necessidades de demanda das áreas em estudo, pois em uma área
com elevada densidade de carga, as redes totalmente enterradas serão viáveis, mas
em uma área onde a densidade exija um estudo entre as tipologias enterradas e
parcialmente enterradas, essa ausência de custos de manutenção irá ponderar para
a escolha dos sistemas parcialmente enterrados.
90
6 CONCLUSÃO
Após a crise do apagão ocorrida nos anos 2001 e 2002, aumentou-se no
Brasil a preocupação com a qualidade do fornecimento de energia aos
consumidores, ao mesmo tempo em que as interrupções passaram a expor as
grandes falhas no sistema elétrico brasileiro. Iniciou-se então a idéia de que
investimentos deveriam ser feitos nas concessionárias de energia nos anos
seguintes.
Entretanto falta ainda uma conscientização de que investimentos bem feitos
e obras bem planejadas garantem menor prejuízo no futuro e maior qualidade de
serviço ao longo dos anos, mesmo que para isso seja necessário um maior gasto
inicial.
Na distribuição de energia, uma forma de melhorar consideravelmente a
qualidade de serviço é a implantação de redes subterrâneas em substituição às
convencionais aéreas. Se forem analisados os índices DEC e FEC de conjuntos
consumidores atendidos por essas redes enterradas, é possível perceber o baixo
valor de seus indicadores, bem inferiores aos dos atendidos por redes aéreas. No
estudo de caso da Copel, esses valores chegaram a ser nulos no período analisado.
O ideal de confiabilidade é a implantação do sistema subterrâneo reticulado,
que apesar de complexo, é bastante seguro contra interrupções de serviço. Outras
topologias subterrâneas do tipo parcialmente enterradas, em pedestal ou poste, são
soluções mais baratas, mas que não possuem o mesmo nível de confiabilidade dos
sistemas reticulado. Ainda assim seus valores são melhores do que os das redes
aéreas, podendo ser solução em casos de alta densidade.
Um caso que pode ser tomado como exemplo é o da Avenida Visconde de
Guarapuava, na cidade de Curitiba. Nessa região, a densidade de carga não é
elevada o bastante a ponto da primeira alternativa ser uma rede reticulada. Talvez o
sistema mais viável seja o parcialmente enterrado com equipamentos do tipo
pedestal ou instalados em poste, já que a avenida apresenta um canteiro central que
poderia abrigar tais equipamentos, evitando um gasto desnecessário com a ampla
infraestrutura civil e custos de manutenção exigidos pela rede totalmente enterrada.
Em relação aos níveis de confiabilidade deste exemplo, qualquer solução
91
subterrânea adotada apresentaria ótimos índices em relação aos atuais, já que
atualmente a área é atendida pelo sistema aéreo da Copel, e que conforme foi
mostrado no trabalho, apresenta índices de interrupções mais elevados que os
sistemas subterrâneos.
Alguns estudos passados chegaram a afirmar que o valor para se instalar
uma rede subterrânea de distribuição poderia ser de até dez vezes maior que o de
uma rede aérea. O presente trabalho mostra também que o avanço tecnológico
empregado tem reduzido consideravelmente esta diferença. O sistema reticulado é
atualmente cerca de sete vezes mais caro e existem ainda outras soluções que
diminuem mais ainda este valor, como as redes parcialmente enterradas, que
podem chegar a ser pouco mais de duas vezes mais cara que a aérea. Vale lembrar
também que em redes de distribuição para atendimento de áreas com alta e elevada
densidade de carga, os custos de implantação não podem ser o fator mais
importante, e sim uma combinação entre eles, custos de manutenção, níveis de
confiabilidade, espaço disponível, segurança, complexidade de equipamentos e
outros, que no final representarão um bom faturamento para a concessionária e uma
qualidade de serviço ótima para o consumidor.
A viabilidade técnica aliada à financeira pode ser observada através dos
valores das compensações pagas pelas concessionárias por ultrapassarem os
níveis de continuidade pré-estabelecidos. Em 2010, a Copel pagou cerca de R$ 10
milhões em compensações. Como a maior parte da rede é aérea, se em algumas
áreas ocorresse a substituição por redes subterrâneas, que apresentam índices de
interrupção baixíssimos, o valor da multa poderia diminuir a ponto de talvez viabilizar
a implantação dessas redes, com retorno de investimentos em um horizonte de
planejamento longo. Outro fator que pondera para essa implantação é o custo da
energia não distribuída, que pode ser alto em redes aéreas com interrupções
frequentes, algo que não ocorre nas redes subterrâneas.
Com os resultados alcançados, a proposta inicial do projeto foi atendida.
Entretanto as dificuldades foram encontradas ao se buscar material bibliográfico
para pesquisas e profissionais com experiência em implantação de redes
subterrâneas. Muito disso por causa da pouca utilização dessa configuração no
sistema brasileiro.
92
REFERÊNCIAS
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http://www.aneel.gov.br/area.cfm?id_area=80. Acesso em: 15/11/2011.
[2]: ANEEL, Multas e compensações pagas. Disponível em:
http://www.aneel.gov.br/area.cfm?idArea=680&idPerfil=2. Acesso em: 15/11/2011.
[3]: ANEEL, Resolução Normativa nº 250. Brasília, 2007.
[4]: ANEEL, Resolução Normativa nº 395. Brasília, 2009.
[5]: ANEEL, Resolução Normativa nº 456. Brasília, 2000.
[6]: ARRANJOS de Sistemas de Distribuição Elétrica para Instalações de Médio e
Grande Porte. Disponível em:
http://www.engeparc.com.br/cariboost_files/Sistemas_20de_20Distribuicao.pdf.
Acesso em: 05/10/2011.
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Subterrânea Reticulada através de Algoritmos Genéticos. 140 f. Dissertação
(Mestrado em Engenharia Elétrica), Universidade Federal do Paraná, Curitiba, 2010.
[8]: BARRETO, G.A. Estudo de Viabilidade de um Sistema de Monitoramento de
Baixo Custo para os Sistemas de Distribuição Reticulados Subterrâneos. 105 f.
Dissertação (Mestrado em Engenharia Elétrica), Universidade de São Paulo, São
Paulo, 2010.
[9]: BRITO, M.L.S.; CASTRO, P.M. Viabilidade Econômica de Redes de Distribuição
Protegidas. Revista da Sociedade Brasileira de Arborização Urbana, São Paulo, v. 2,
n. 1, 2007.
[10]: COMTRAFO TRANSFORMADORES. Transformador Trifásico tipo pedestal.
Cornélio Procópio, 2011. Catálogo.
[11]: COPEL. Guia de Visitação: Rede Subterrânea. Curitiba, 2003. Visita técnica.
[12]: COPEL. Utilização e Aplicação de Redes de Distribuição Subterrâneas – Guia
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[13]: ELOS ELETROTÉCNICA LTDA. Cabine de Distribuição tipo pedestal de Média
Tensão. Curitiba, 2010. Catálogo.
[14]: ELOS ELETROTÉCNICA LTDA. Quadro de Distribuição pedestal – QDP.
Curitiba, 2010. Catálogo.
93
[15]: FERNANDES, M.A. Estudo Comparativo Técnico/Financeiro entre Linhas de
Transmissão Aéreas e Subterrâneas, em Grandes Centros Urbanos. 126 f. Trabalho
de Graduação (Engenharia Elétrica), Centro Federal de Educação Tecnológica do
Paraná, Curitiba, 2003.
[16]: GARCIA, D.A.A. Metodologia de Diagnóstico Automático de Falhas de CurtoCircuito em Alimentadores Primários de Sistemas de Distribuição Reticulados tipo
Spot. 205 f. Tese (Doutorado em Engenharia Elétrica), Universidade de São Paulo,
São Paulo, 2006.
[17]: GOMES, H.J. Estudos de Viabilidades das Redes de Distribuição Secundárias
Compactas no Sistema Elétrico da CELG D. 126 f. Dissertação (Mestrado em
Engenharia Elétrica), Universidade de Goiás, Goiânia, 2010.
[18]: KAGAN, N.; OLIVEIRA, C.C.B.; ROBBA, E.J. Introdução aos Sistemas de
Distribuição de Energia Elétrica. 2 ed. São Paulo: Edgard Blucher, 2010.
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[20]: NETO, J.A.D. Distribuição de Energia Elétrica. Universidade Federal do Paraná,
Curso de Engenharia Elétrica, Curitiba, 2011. Anotações de Aula.
[21]: ONS, Evolução da Carga de Energia. Disponível em:
http://www.ons.org.br/historico/carga_propria_de_energia.aspx. Acesso em:
21/09/2011.
[22]: PRYSMIAN CABLES ANS SYSTEMS. Acessórios Desconectáveis 600 A. São
Paulo, 2011. Catálogo.
[23]: ROBBA, E.J. Distribuição Subterrânea: é viável? Anais do II Encontro Técnico
de Redes de Distribuição de Energia Elétrica, São Paulo, 2004.
[24]: VELASCO, G.D.N. Arborização Viária x Sistemas de Distribuição de Energia
Elétrica: Avaliação dos Custos, Estudo das Podas e Levantamento de Problemas
Fitotécnicos. 117 f. Dissertação (Mestrado em Agronomia), Universidade de São
Paulo, São Paulo, 2003.
94
ANEXOS
Anexo 1 – Dados da rede subterrânea da COPEL [11] ............................................. 95
Anexo 2 – Indicadores DEC e FEC para conjuntos da LIGHT [1] ............................. 96
Anexo 3 – Indicadores DEC e FEC para conjuntos da COPEL [1] ............................ 97
Anexo 4 – Custos gastos com manutenção da rede subterrânea da COPEL no ano
de 2010 ..................................................................................................................... 98
95
Anexo 1 – Dados da rede subterrânea da COPEL [11]
96
Janeiro
Fevereiro
Março
Abril
Maio
Junho
Agosto
Setembro
Conjunto Consumidor
DEC
FEC
DEC
FEC
DEC
FEC
DEC
FEC
DEC
FEC
DEC
FEC
DEC
FEC
DEC
FEC
Baependi aéreo
1,88
0,75
0,77
0,91
0,87
0,82
0,64
0,12
0,56
0,3
0,33
0,06
1,23
0,64
0,44
0,07
Baependi subterrâneo
0,39
0,2
0,07
0,08
0,17
0,13
0,11
0,05
0,01
0
0,05
0,01
0,17
0,08
0,03
0,02
Barra aéreo
4,86
0,96
3,7
0,84
4,06
1,82
1,77
0,71
1,42
0,66
2,79
1,52
0,9
0,41
0,58
0,25
Barra subterrâneo
0,2
0,14
0,07
0,06
0,21
0,12
0
0
0,58
0,41
0,24
0,22
0,27
0,13
0,1
0,16
Botafogo aéreo
0,09
0,01
1,06
1,06
1,99
1,37
0,23
0,07
0,84
0,51
1,96
0,41
0,9
0,41
1,54
0,48
Botafogo subterrâneo
0,08
0,05
0,88
0,97
1,04
1,01
0,02
0,01
0,06
0,03
0,02
0,02
0,27
0,13
0,06
0,03
Camerino aéreo
1,05
0,94
0,3
0,1
0,39
0,09
1
0,41
0,82
0,26
1,58
1,41
2,85
1,08
0,22
0,08
Camerino subterrâneo
0,17
0,26
0,02
0,01
0
0
0
0
0,04
0,03
0,06
0,01
0,12
0,19
0,01
0
Humaita aéreo
1,26
0,6
1,1
0,21
0,8
0,35
0,67
0,17
1,13
0,81
0,8
0,51
1,5
0,79
0,47
0,31
Humaita subterrâneo
0,87
0,55
0,27
0,12
0,01
0
0,08
0,03
0,06
0,06
0,03
0,07
0,04
0,03
0,01
0,03
Itapeba aéreo
0,57
0,37
5,93
2,55
1,87
1,06
1,37
0,61
0,42
0,35
1,19
0,96
1,54
0,73
1,89
0,47
Itapeba subterrâneo
0,72
0,32
1,59
1,21
1,87
1,4
0,26
0,2
0,32
0,27
0,8
0,58
0,13
0,04
0,07
0,54
Leme aéreo
0
0
0,05
0
0,13
0,11
0
0
0,01
0
2,45
0,55
0,21
0
0
0
Leme subterrâneo
0
0
0,01
0
0,01
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Posto seis aéreo
15,15
2,76
7,47
1,62
0,57
0,2
0,44
0,11
0,03
0
0,02
0
2,69
0,29
7,58
0,65
Posto seis subterrâneo
0,01
0
0,01
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0,01
0
0
Samaritano aéreo
0
0
0,03
0
0,01
0
0,08
0,01
0,64
1
0,03
0,02
0,68
0,2
0,09
0,01
Samaritano subterrâneo
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1,41
0,73
0,02
0,03
0
0
São Conrado aéreo
6,07
0,88
5,08
0,68
3,94
1
1,33
0,5
3,27
1,28
3,22
1,37
2,37
0,77
2,07
0,98
São Conrado subterrâneo
0,43
0,25
0,09
0,1
0,11
0,08
0,05
0,01
0,5
0,4
1,61
2,13
0,47
0,56
0,91
0,58
Anexo 2 – Indicadores DEC e FEC para conjuntos da LIGHT [1]
97
Janeiro
Fevereiro
Março
Abril
Maio
Junho
Conjunto
DEC
FEC
DEC
FEC
DEC
FEC
DEC
FEC
DEC
FEC
DEC
FEC
Boqueirão
6,1
0,54
0,45
0,48
0,46
0,46
0,34
0,29
0,57
0,57
0,24
0,22
Campo Largo 3,24
1,44
3,75
1,65
1,44
0,56
1,11
0,75
0,57
0,31
2,79
1,3
Capanema
0,52
0,36
0,37
0,52
0,51
0,89
0,48
0,61
0,02
0,03
0,28
0,26
Centro
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Pinhais
2,62
2,13
0,43
0,36
1,04
0,77
1,59
1,18
0,92
0,83
1,57
1,44
Uberaba
1,18
1,85
1,07
0,97
0,48
0,54
0,63
0,61
0,7
0,59
0,74
0,59
Anexo 3 – Indicadores DEC e FEC para conjuntos da COPEL [1]
98
Anexo 4 – Custos gastos com manutenção da rede subterrânea da COPEL no ano de 2010
99
100