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Análise de risco de descargas atmosféricas em usinas fotovoltaicas

O índice Ng permite o cálculo da probabilidade de uma instalação ser atingida por um raio

Autor: 5 de agosto de 2021Artigos
Análise de risco de descargas atmosféricas em usinas fotovoltaicas

Descargas atmosféricas são um importante componente de risco em qualquer instalação. As usinas fotovoltaicas são necessariamente instaladas ao ar livre, portanto expostas a quedas diretas de raios.

Os sistemas de proteção de estruturas e instalações contra descargas atmosféricas são regidos pela norma NBR-5419, que é baseada na IEC 62305 – Protection Against Lightning. A norma tem 4 partes:

  • Parte 1: Princípios gerais – estabelece os requisitos para a determinação de proteção contra descargas atmosféricas;
  • Parte 2: Gerenciamento de risco – estabelece os requisitos para análise de risco em uma estrutura devido às descargas atmosféricas para a terra;
  • Parte 3: Danos físicos a estruturas e perigos à vida – estabelece os requisitos para proteção de uma estrutura contra danos físicos por meio de um SPDA e para proteção de seres vivos contra lesões causadas pelas tensões de toque e passo nas vizinhanças de um SPDA;
  • Parte 4: Sistemas elétricos e eletrônicos internos na estrutura – fornece informações para projeto, instalação, inspeção, manutenção e ensaio de sistemas de proteção elétricos e eletrônicos (Medidas de Proteção contra Surtos ─ MPS) para reduzir o risco de danos internos à estrutura devido aos impulsos eletromagnéticos de descargas atmosféricas (LEMP).

O principal índice para o estabelecimento do nível de exposição de uma instalação aos raios é o Ng, que é igual ao número de descargas anuais para o solo (descargas atmosféricas/km²/ano). 

A Figura 1 apresenta o mapa do índice Ng, no planeta e no Brasil, onde Ng varia de 1 a 20. Dá para ver que a América do Sul se destaca no planeta em termos de incidência de raios. As áreas pretas são os hot-spots – regiões de elevadíssima incidência de raios, que ocorrem na América do Sul (Venezuela e Colômbia) e na África Central.

O índice Ng permite o cálculo da probabilidade de uma instalação ser atingida por um raio em um ano, bastando multiplicar a área ocupada (em km²) pelo Ng (Ng x S = raios por ano). Uma UFV GD de 5 MWp, ocupando uma área de 100.000 m² em uma região com Ng = 10, estará exposta à incidência média de um raio por ano.

A Figura 2 apresenta os quatro tipos de risco previstos pela NBR-5419-2. A análise de risco a ser realizada para um GFV de telhado é a mesma que deve ser feita para a edificação como um todo, seja ela residencial, comercial ou industrial. Todos os tipos de risco podem ser considerados:

  • R1 – perda de vida humana – uma vez que edificações são frequentadas por pessoas, que ali residem, trabalham ou lá estão em função de alguma prestação de serviço;
  • R2 – perda de serviço ao público – caso a edificação abrigue um hospital, museu, central telefônica, subestação abrigada etc.;
  • R3 – perda de herança cultural – caso a edificação abrigue um museu ou biblioteca, por exemplo;
  • R4 – perdas econômicas – associadas a danos em instalações e equipamentos e na interrupção das operações.

Já para um GFV ou uma UFV de solo cabe a aplicação apenas das avaliações relativas aos riscos R2 e R4. O risco R1 não é aplicável, devido ao fato que os arranjos fotovoltaicos são instalações ao tempo e, portanto, não podem proporcionar proteção a pessoas. 

Para o controle deste tipo de risco é necessária a disponibilidade de um sistema de alarme de aproximação de tempestade com raios, que pode ser local ou monitorado remotamente, que permita que as equipes que estão trabalhando na área se recolham em locais abrigados até que o risco de queda de raio não mais exista. O risco R3 evidentemente não é aplicável.

O risco R4 muito frequentemente não é considerado, principalmente por falta de informação suficiente para a caracterização da perda econômica associada à queda de um raio. Resta o R2, que pode ser associado a danos materiais à instalação e à falha de componentes essenciais para a sua operação, que, em última instância, vão resultar em perda de geração, seja para o sistema interligado ou para o consumidor interno.

A análise de risco é um processamento complexo, que envolve a seleção de um amplo conjunto de parâmetros associados aos diferentes aspectos do problema que é a queda de um raio em uma instalação. 

A disponibilidade de um software ajuda muito na elaboração desta análise. Tomando como exemplo o programa DEHN Risk Tool, que é um dos mais completos (inclusive com versão em português), pode-se identificar os seguintes módulos do programa, que trata de diferentes grupos de parâmetros:

  • aspectos dimensionais da edificação – que em função da área construída e da altura define a área exposta à queda direta de raios (considerando também o índice Ng);
  • aspectos de ocupação da edificação – que pode ser dividida em diferentes zonas (classificadas segundo critérios estabelecidos na NBR-5419), quantidade de pessoas, função e tipo de conteúdo da edificação, e valores que podem ser associados ao seu conteúdo;
  • linhas de energia, de comunicações e de sinal que atendem a edificação, assim os subsistemas internos a elas interligados;
  • infraestrutura de aterramento e de proteção contra raios existente na instalação;
  • quantificação dos quatro tipos de riscos (R1 a R4) e valores monetários associados;
  • medidas a serem tomadas para a redução dos riscos calculados a níveis considerados adequados.

A probabilidade de uma descarga causar danos físicos a uma estrutura depende das medidas de proteção adotadas, em função da classe do SPDA, conforme estabelecido na NBR-5419-2 – Tabela B.2 (reproduzida na Figura 3). A classe do SPDA a ser implantado em uma instalação é definida a partir da análise de risco, realizada conforme estabelecido na Parte 2 da NBR-5419. 

Cabe observar que os arranjos fotovoltaicos são estruturas que não têm condições de serem protegidas por quedas diretas de raios, uma vez que estão expostas ao tempo. A instalação de um SPDA em uma UFV de solo exigiria um espaçamento maior entre os arranjos fotovoltaicos, que resultaria em uma redução significativa da capacidade de geração em Wp/m², e ainda resultaria em sombreamento de módulos fotovoltaicos, além dos custos de implantação e de manutenção do sistema.

Uma solução intermediária adotada em alguns poucos projetos, é a utilização de terminais aéreos fixados nas estruturas dos arranjos fotovoltaicos. Estes componentes não impedem que os raios caiam nas estruturas, apenas interceptam alguns dos raios que poderiam cair direto em algum módulo e o descarregam normalmente na estrutura do arranjo fotovoltaico. 

O critério de projeto de instalação destes componentes, em tese, deve considerar as estruturas metálicas dos arranjos fotovoltaicos como uma imensa gaiola de Faraday, instalando os terminais aéreos nos vértices do reticulado calculado conforme a classe do SPDA determinada pela análise de risco, que normalmente será II ou III.

Com ou sem o SPDA acima mencionado, os arranjos fotovoltaicos de uma UFV de solo vão enquadrar-se na categoria de estrutura não protegida (Figura 3), que tem 100% de probabilidade de interceptar um raio que venha a incidir na sua área de exposição. Cabe, então, proceder à análise de risco das demais instalações da UFV – eletrocentros, cabine de medição, sala de O&M, oficinas, vestiários etc.

A Figura 4 apresenta o SPDA de um eletrocentro. A análise de risco de um eletrocentro normalmente indica a não necessidade de instalação de SPDA, devido à sua pequena área e à muito eventual presença de pessoas. 

Desta maneira, a especificação de para-raios para o eletrocentro depende de uma decisão a ser feita com o cliente final, que às vezes faz questão dos para-raios.

Cabe observar que, com ou sem para-raios, a instalação de DPS no QGBT do eletrocentro é mandatória, devendo a sua especificação ser objeto de uma análise que avalia o tipo de UFV (com inversores concentrados ou distribuídos), da existência de linhas de alimentação em baixa tensão que deixam o eletrocentro para a alimentação de cargas externas (câmeras de CFTV, antenas RSU, estação meteorológica etc.).  

Figura 1: Mapas do índice Ng – no planeta e no Brasil

Figura 2: os quatro tipos de riscos previstos pela NBR-5419-2

Figura 3- Classe do SPDA em relação à probabilidade de uma descarga causar danos físicos a uma estrutura [Tabela B.2 da NBR-5419-2]

Figura 4: SPDA de um eletrocentro

Paulo Freire

Paulo Freire

Graduado em Engenharia Elétrica e mestre em Sistemas de Potência, ambos pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro. Doutor em Geociências pela Unicamp. Desenvolve pesquisas na área de sistemas de aterramento, aplicando Engenharia Elétrica e Geociências.

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