Artigos Técnicos sobre Energia e Engenharia

O COBEI (Comitê Brasileiro de Eletricidade, Eletrônica e Iluminação) é o braço da ABNT (Associação Brasileira de Normas Técnicas) que elabora as normas do setor elétrico. A norma NBR-5410 – Instalações Elétricas de Baixa Tensão é uma das principais normas do setor elétrico e a revisão de 1980, que substituiu a antiga NB 3, datada de 1960, marcou o início da adoção dos padrões da IEC (International Electrotechnical Commission). Adotaremos neste texto o conceito de GFV (gerador fotovoltaico) para as plantas geradoras de pequeno porte, associadas a instalações de consumidores, como os GFV de telhado ou de cobertura de estacionamentos, anexos a edificações (residenciais, comerciais e industriais). O termo UFV (usina fotovoltaica) fica reservado para as plantas de solo ou flutuantes, de médio ou grande porte, que entregam a energia gerada para a rede de distribuição em média-tensão de uma concessionária de energia ou para o SIN (Sistema Interligado Nacional), através de uma subestação e de uma linha de transmissão de alta-tensão. As UFV são plantas de geração dedicadas que podem compartilhar a infraestrutura de transmissão (subestação e linha de transmissão) com outras plantas geradoras, usualmente parques eólicos ou usinas hidroelétricas (UFV flutuantes). A norma NBR 16690:2013 - Instalações Elétricas de Arranjos Fotovoltaicos — Requisitos de Projeto, baseada na especificação técnica IEC/TS 62548 - Photovoltaic (PV) Arrays - Design Requirements, é uma norma “filhote” da NBR-5410 e que remete para a mesma diversos aspectos relativos aos GFV. Subordina-se às prescrições gerais da norma NBR 5410 com ênfase (não declarada) em Geradores Fotovoltaicos de telhado, que são instalações de baixa-tensão (no lado c.c.), ainda que os inversores possam ser ligados a uma subestação de média-tensão. A norma IEC/TS 62738:2018 - Ground-mounted photovoltaic power plants - Design guidelines and recommendations foca as instalações de solo, não distinguindo se elas fazem parte de um GFV ou de uma UFV. Esta norma aborda, de forma mais objetiva, o sistema de aterramento de uma planta de solo, constituído por uma malha de aterramento que interliga as estruturas de suporte dos arranjos fotovoltaicos, assim como outros elementos que integram a infraestrutura da planta geradora. Os aspectos relacionados ao aterramento dos GFV são abordados pela NBR 16690 no item 6.4 – Aterramento e Equipotencialização, cujos subitens são apresentados e discutidos a seguir. No final deste artigo é proposta uma revisão deste item da norma, à luz dos comentários aqui apresentados. A norma NBR-16690 é uma norma jovem, que se encontra ainda na 1ª edição., podendo-se afirmar que uma norma pode ser considerada “madura” após pelo menos duas revisões. O item 6.4 inicia-se relacionando algumas justificativas para a implantação de um sistema de aterramento e de equipotencialização de um GFV: aterramento funcional – necessário para a boa operação do GVF, seja de um dos polos do arranjo fotovoltaico ou de partes metálicas não energizadas, para o DSI do inversor poder detectar correntes de fuga c.c.; aterramento como elemento integrante do sistema de proteção contra descargas atmosféricas; estabelecimento uma referência de terra comum para todos os componentes da UFV (equipamentos e estruturas), tendo em vista a equipotencialização do GFV. O termo equipotencialização significa interligação, uma vez que é impossível a efetiva equipotencialização em toda a faixa de frequências das tensões e correntes a que uma instalação deste tipo está sujeita Item 6.4.1 – Eletrodos e Condutores de Aterramento O Item 6.4.1 remete para a NBR-5410 os aspectos relativos aos condutores e eletrodos de aterramento do GFV. Não são mencionadas as interfaces com o sistema de aterramento e de proteção contra descargas atmosféricas (SPDA) da instalação consumidora a que o GFV está interligado. É importante observar que um GFV deve observar diversos requisitos estabelecidos por outras normas, além da NBR-5410. A norma NBR-16254 é sempre aplicável, assim como a norma NBR-5419, uma vez que os arranjos fotovoltaicos são necessariamente instalações externas, expostas ao tempo, que podem ou não ser protegidas contra quedas diretas de raios. Se a instalação que abriga o GFV tiver uma subestação de média ou alta-tensão, então serão também aplicáveis as normas NBR-14039 e NBR-15751. Item 6.4.2 – Equipotencialização O item 6.4.2 aborda, de maneira extremamente sucinta, os critérios de equipotencialização, estabelecendo apenas as seções mínimas de cabos de cobre a serem utilizados como condutores de equipotencialização: cabo de cobre de 6 mm² para GFV com arranjos fotovoltaicos separados do sistema de proteção contra descargas atmosféricas (spda) da instalação; e cabo de cobre de 16 mm² para os projetos em que os arranjos fotovoltaicos estiverem interligados ao spda da instalação, sujeitos, portanto, à circulação de parcelas de correntes de raios. Item 6.4.3 – Condutores de Proteção O item 6.4.3 remete para a NBR 5410 os aspectos relativos aos condutores de proteção (PE), estabelecendo exceção para o item 6.4.3.4 da NBR 5410, relativo a condutores PEN. As normas IEC 60364-7-712 e DIN VDE 0100-712 admitem apenas duas medidas de proteção contra choque para o lado c.c. em GFV - extra-baixa tensão SELV ou PELV (limitada a 60 Vcc e adotada por microinversores) e/ou isolação dupla ou reforçada, em que os componentes do GFV têm isolação classe II (módulos, cabos, caixas, conectores). Verifica-se, portanto, que o conceito de condutor de proteção para o lado c.c. de um GFV não se aplica, visto que a isolação dupla ou reforçada (classe II) não admite o condutor de proteção. Item 6.4.4 – Condutores de Equipotencialização O item 6.4.4 retorna ao tema equipotencialização, estabelecendo a necessidade dos condutores de equipotencialização interligando os diversos componentes do GFV, além de mencionar as partes 2 e 3 da NBR-5419. A Figura 1 reproduz a Figura 12 da NBR 16690, que ilustra o conceito de aterramento e equipotencialização das partes condutivas de um GFV, e que deixa bastante claro a necessidade da ligação equipotencial entre as partes condutoras expostas dos arranjos fotovoltaicos e do circuito de aplicação, que pode ser um inversor, um carregador de baterias ou uma carga c.c. Este item estabelece que a equipotencialização funcional de um GFV seja feita por condutores lançados próximo do par c.c. do arranjo fotovoltaico, de modo a reduzir a área do loop entre condutores e, assim, as sobretensões induzidas por descargas atmosféricas diretas ou indiretas. Cabe aqui conceituar o que são partes condutoras, conforme a NBR-5456: 7.5.64 – parte condutora - parte capaz de conduzir corrente, mas não necessariamente utilizada para conduzi-la em serviço normal; 7.5.65 – parte condutora exposta - parte condutora, normalmente morta, que pode ser tocada facilmente e que pode ficar sob tensão em caso de defeito ou falta. Em um contexto mais amplo, considerando a equipotencialização de massas metálicas da instalação como um todo (incluindo as redes c.a. e c.c.), conforme ilustrado na Figura 2, cabe destacar os requisitos estabelecidos pelas duas normas: NBR-5410 – considerando que a rede de distribuição c.a. é do tipo TN, todas as massas integrantes da rede em baixa-tensão devem estar ligadas a condutores de proteção (item 5.1.2.2.3.1), e todos os circuitos devem dispor de condutor de proteção em toda sua extensão (5.1.2.2.3.6); NBR-16690 – item 6.4.4 - estabelece a necessidade de condutores de equipotencialização interligando os diversos componentes do GFV - estruturas, módulos, caixas de junção, inversores etc. No lado c.a. da rede os condutores de proteção visam a garantia de um caminho de baixa impedância para as correntes de faltas fase-massa, assegurando uma atuação rápida da proteção com o desligamento do circuito. Cabe observar que no lado c.a., as medidas de equipotencialização e seccionamento automático da alimentação são complementares - se tensões de contato perigosas não podem ser evitadas por meio da equipotencialidade (como ocorre em uma subestação), então o recurso do seccionamento automático deve desligar o circuito responsável pela tensão de contato perigosa. No lado c.c. os condutores de equipotencialização têm por objetivo a garantia de continuidade elétrica entre os componentes do GFV e o estabelecimento de uma referência de terra comum para toda a planta geradora. Esta garantia de continuidade é necessária porque faltas para a massa são detectadas pelo dispositivo de supervisão de isolamento (DSI), normalmente integrado ao inversor - o objetivo, neste caso, não é o de proteção contra choque, e sim o de supervisão da integridade da rede c.c. A norma não aborda a questão dos GFV de solo, que podem ser equipotencializados por meio de uma malha de aterramento interligada às estruturas de suporte dos arranjos fotovoltaicos. Neste caso podem não ser necessários os condutores de equipotencialização lançados junto com os circuitos c.c., considerando-se que todo o sistema de aterramento é capaz de garantir a continuidade elétrica entre os diversos componentes da planta fotovoltaica. Para um GFV de solo interligado a uma malha de aterramento, a única condição de risco de ocorrência de tensões de passo e de toque, é quando a instalação a que ele pertence estiver conectada a uma rede de média-tensão de uma concessionária de energia ou a uma subestação de alta-tensão. Neste caso, quando da ocorrência de uma falta para a terra no barramento de média ou de alta-tensão da subestação, a contribuição do sistema vai retornar para o sistema supridor pelo solo, parcialmente no caso de a linha de transmissão possuir cabos para-raios, e no processo de dissipação no solo de uma parcela da corrente de falta pela malha do GFV vão surgir gradientes de potenciais no solo. Estes gradientes de potenciais devem ser devidamente controlados pelo sistema de aterramento, dentro dos limites das tensões suportáveis de passo e de toque. Itens 6.4.5 e 6.4.6 – Aterramento Funcional O item 6.4.5 da NBR 16690 informa que não se aplicam os requisitos especificados no item 6.4.5 da NBR 5410 (equipotencialização funcional), sendo abordado no item 6.4.6 o conceito de aterramento funcional do GFV, que é o aterramento de um dos seus polos. Este item começa estabelecendo que quando o arranjo fotovoltaico possuir aterramento funcional, a ligação de aterramento deve ser feita em um único ponto, preferencialmente dentro ou próximo do inversor ou do equipamento de interface com o circuito de aplicação. Se o aterramento funcional de um dos polos do arranjo fotovoltaico for adotado, o inversor deve ser provido de um dispositivo que supervisione este aterramento e comande o seu seccionamento em caso de falta para a terra. O item estabelece ainda que “quanto ao material e tipo, isolamento, identificação, instalação e conexões, os condutores de aterramento e a equipotencialização devem respeitar as disposições estabelecidas na ABNT NBR 5410”, recomendação esta que deveria ser relocada para um dos subitens iniciais do item 6.4. Os inversores sem isolação galvânica (transformerless) têm um dispositivo supervisor de isolamento (DSI) que detecta falhas de isolamento. No caso de 1ª contingência, o DSI detecta a falha de um dos polos para a terra e emite uma sinalização. No caso de 2ª contingência, que é a falta para a terra do polo são remanescente, o DSI comanda o desligamento da entrada no inversor (MPPT). Este desligamento não elimina a condição de dupla falha dos polos para as estruturas da planta geradora, que persistirá enquanto uma equipe de manutenção não for a campo e providenciar a sua eliminação, com a localização dos pontos da fiação c.c. danificados. Cabe observar que na 2ª contingência o sistema de equipotencialização vai proporcionar um caminho de retorno metálico para a c.c. de falta. Como não ocorre circulação de corrente pelo solo, não haverá tensões de passo e de toque nas partes condutoras expostas com origem na rede c.c. Nova estrutura sugerida para a NBR-16690 – Item 6.4 É importante que o comitê de revisão da NBR-16690 decida se esta norma tem a aplicabilidade restrita a GFV de microgeração/minigeração, associados a instalações elétricas em baixa tensão ou de média-tensão predial, ou se a sua aplicabilidade deve ser estendida a UFV dedicadas, de maior porte e ligadas a instalações de média e alta tensão, que possuem diversos requisitos específicos. Cabe destacar que tanto a IEC como o IEEE elaboraram normas específicas para as UFV de solo. Sugere-se que um novo item 6.4.1 aborde os Condutores de Aterramento, remetendo a definição destes condutores para as normas NBR-5410, NBR-5419 e NBR-16254. Caso a instalação possua uma interligação com uma subestação de média-tensão, a definição destes condutores deve considerar, também, os critérios estabelecidos nas normas NBR-14039 e NBR-15751. Neste caso faz-se necessário um estudo que garanta que a malha de aterramento da instalação seja capaz de controlar as tensões de passo e de toque quando da ocorrência de faltas para a terra no barramento de média-tensão. Um novo item 6.4.2 poderia abordar de forma mais completa os aspectos relativos à equipotencialização dos elementos do GFV, incluindo uma melhor caracterização dos aspectos relativos às suas interfaces com o sistema de proteção contra descargas atmosféricas. O item 5.7 da NBR-16690 aborda o aterramento funcional de um dos polos do arranjo fotovoltaico, estabelecendo que neste caso deve haver separação galvânica c.c.-c.a. por um transformador (interno ou na saída do inversor). Neste item 5.7.1 é estabelecido, de forma bastante confusa, que “Quando a UCP for um inversor com separação galvânica realizada no lado em corrente alternada, a conexão entre inversor e transformador não pode ser aterrada caso o aterramento no lado em corrente contínua seja exigido”. Os conceitos estabelecidos no item 5.7, além da confusa frase acima reproduzida, precisam ser mais bem coordenados com o item 6.4, já que ambos abordam a questão do aterramento funcional. Um novo item 6.4.3 poderia abordar de forma mais completa os aspectos relativos ao Aterramento Funcional, combinando as especificações dos atuais itens 6.4.5, 6.4.6 e do item 5.7.