CAP 1 INTRODUÇÃO AOS SISTEMAS ELÉTRICOS

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Capítulo 11
INTRODUÇÃO AOS SISTEMAS ELÉTR ICOS
1. CONCEITOS BÁSICOS
Após a revolução industrial , a energia elétrica assumiu um papel deci-
sivo no mundo moderno e a cada dia o consumo de energia vem sendo incre-
mentado. Esta importância da energia elétrica está associada a três fatores:
a) Facilidade de se converter qualquer forma de energia em energia
elétrica.
b) Facilidade de se transmitir esta energia através de grandes dis-
tâncias com custo relativamente baixo.
c) Facilidade de se converter energia elétrica em outras formas de
energia utilizadas na vida moderna em eletrodomésticos, bombas,
lâmpadas, elevadores.
Com este consumo de energia crescendo dia após dia, a produção de
energia obrigatoriamente teve que acompanhar este ritmo. Nos sistemas elétri-
cos a energia é produzida pelo processo de conversão de energia, isto é:
a) Pela utilização de energia térmica em energia mecânica através de tur-
binas à vapor, turbinas à gás e motores diesel.
b) Pela utilização da força das quedas de água para acionar turbinas hi-
dráulicas.
c) Pela conversão da energia solar em energia elétrica.
d) Pela conversão de energia eólica em energia mecânica e desta em elé-
trica...
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
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Esta energia elétrica é gerada em centrais de geração através de má-
quinas síncronas que operam normalmente com tensões nominais abaixo de
25 kV. No Brasil, estas centrais são predominantemente hidrelétricas e na sua
quase totalidade estão situadas longe dos grandes centros de carga.
O transporte de energia das centrais de geração até os centros de car-
ga são realizadas pelas linhas de transmissão, elas são as “artérias” dos sis-
temas elétricos. O crescimento econômico e populacional, as restrições ambi-
entais e o uso corrente de energia elétrica levaram progressivamente a ne-
cessidade de mais linhas de transmissão ocupando o menor espaço possível.
A solução natural foi o emprego de níveis de tensão cada vez maiores
para a transmissão de energia elétrica, praticamente dobrando a cada 20
anos. Apareceram assim linhas em 69 kV, 138 kV, 345 kV, 500 kV e 750 kV. O
primeiro sistema elétrico em 765 KV entrou em operação em 1965 no Canadá (
735 KV da Hydro Quebec). No Brasil, atualmente, o maior nível de tensão é o
de 765 KV do sistema de Itaipu.
Para ilustrar este fato apresentamos a figura 1 que procura dar uma idéia do
aumento da capacidade de transmissão a medida que se eleva o nível de ten-
são. O tamanho das estruturas e a ocupação de espaço físico estão em uma
mesma escala. Para valores típicos de transporte apresentados na Figura 1,
concluímos que uma linha de 765 kV carrega o equivalente a 30 linhas de 138
kV, com uma estrutura de transmissão de mais ou menos o dobro do tamanho
daquela de 138 kV.
Figura 1 – Comparação de estruturas de diferentes tipos de tensão
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
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O controle do fluxo de energia elétrica é realizado nas subestações ao
longo do sistema elétrico. Nas subestações a energia é transformada para ní-
veis de tensão mais adequados, permitindo o transporte de energia de forma
mais segura e econômica.
Define-se uma subestação como um conjunto de componentes e equi-
pamentos elétricos usados para controlar e direcionar o fluxo de energia elétri-
ca em um sistema elétrico de potência.
2. ESTRUTURA GERAL DE UM SISTEMA ELÉTRICO
A estrutura geral de um sistema de potência pode ser visualizada atra-
vés da Figura 2. Nesta figura estão mostrados as diferentes partes consti-
tuintes de um sistema elétrico caracterizados por diferentes níveis de tensão
separados por transformadores.
A produção de energia é formada por centrais de geração constituída por um
conjunto de geradores síncronos. Estes geradores por limitações físicas não
são fabricados em tensões acima de 25 KV e são movidos por máquinas pri-
márias ou turbinas.
As usinas hidrelétricas e termelétricas são os dois tipos mais comuns de
centrais de geração. A Figura 3 mostra o perfil típico de uma usina hidrelétrica,
onde a energia potencial da água armazenada no reservatório é transformada
em energia cinética e energia de pressão dinâmica pela passagem da água
pelos condutos forçados. Ao fazer o acionamento da turbina hidráulica, essa
energia é convertida em mecânica que por sua vez transmite pelo eixo ao ge-
rador, onde finalmente a energia mecânica é convertida em energia elétrica.
A transmissão num sistema elétrico constitui um conjunto de linhas de trans-
missão e subestações que operam em níveis de ultra alta tensão ( tensões
acima de 500 KV ) e extra alta tensão ( tensões acima de 138 KV e 500 KV )
como função transportar grandes blocos de potência dos centros de geração
até as subestações de maior carga do sistema elétrico, geralmente em volta de
grandes centros urbanos ou industriais.
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
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Figura 2 - Esquema geral de uma sistema elétrico de potência
Figura 3 - Perfil típico de uma usina hidrelétrica
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
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Dentro dos sistemas de transmissão destacamos as linhas de interliga-
ção ( ‘tie lines’ ) que interligam sistemas elétricos permitindo: um aumento da
confiabilidade de ambos os sistemas, uma possibilidade de um intercâmbio de
energia entre os diversos sistemas de acordo com as disponibilidades e ne-
cessidades diferenciadas, uma redução nos custos da construção, na opera-
ção e manutenção de unidades de reserva.
A subtransmissão consiste de um conjunto de linhas e subestações que
operam em níveis de E.A.T. e A.T. ( alta tensão, tensões entre 69 KV e 138
KV) com a função de distribuir a energia entre às subestações situadas em
torno de grandes centros urbanos e industriais.
É importante salientar que não existe uma separação clara entre os cir-
cuitos de transmissão e subtransmissão. O aumento de demanda na carga
torna geralmente necessário superpor uma nova rede numa tensão mais alta a
uma já existente, fazendo com que uma rede que era de transmissão passe a
ser de subtransmissão.
O nível de distribuição constitui a malha mais refinada do sistema elétri-
co; nele, são alimentados a partir de subestações de distribuição, pequenos e
médios consumidores. Usualmente dois níveis de tensão de distribuição são
utilizados: o de distribuição primária com tensões da ordem de 15 KV (13.8
KV) e outra de distribuição secundária com tensões abaixo de 500V
(380V/220V/110V). O nível de subtransmissão é o responsável pela interliga-
ção das diversas subestações de distribuição de uma dada área geográfica e
tem tensões entre 13.8 KV e 138 kV.
Hoje, toda a estrutura de um sistema elétrico é gerenciada e monitorada
continuamente em sistemas de controle computadorizados. O aumento do ta-
manho e da complexidade dos sistemas elétricos, acarretou a necessidade de
ferramentas eficientes para garantir a confiabilidade e a qualidade do forneci-
mento de energia elétrica a um baixo custo. Cada importante nó ou barra de
um sistema elétrico tem suas ações de comando e supervisão locais realiza-
das por uma U.T.R. (unidade terminal remota). As unidades terminais remotas
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
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de uma dado conjunto de subestações é comando e controlado por centros de
controle regionais.
Centros de controle regionais centralizam todas as informações, ações
e dados regionais a partir de ações definidas pelo Centro de Controle Principal
ou Geral.
O Centro de Controle Principal é modernamente constituído por um conjunto
de computadores que operam o sistema elétrico tomando decisões a partir de
dados e informações geradas por estudos on-line e off-line.
As funções de sistemasde controle deste tipo vão desde de funções
SCADA ( Supervisory Control And Data Acquisition - controle supervisório e
aquisição de dados) até operação econômica, verificando o desempenho e a
segurança na rede, de modo a manter adequados os padrões de qualidade e
quantidade de energia suprida ao longo do tempo.
A Figura 4 mostra um esquema de um sistema de controle supervisório
deste tipo.
Figura 4 – Sistema de Controle Supervisório
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
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3. HISTÓRICO DO CRESCIMENTO DOS SISTEMAS ELÉTRICOS
O primeiro sistema elétrico de potência a entrar em funcionamento foi
nos anos de 1880, construído por Edson, em Nova York, incluindo a usina de
Pearl Street. Este sistema fornecia energia para iluminação pública de parte da
cidade e alimentação de pequenos motores. Vale salientar que, sem a inven-
ção da lâmpada da incandescente por Thomas Alva Edson e dos trabalhos da
Siemens, Grammee Pacinotti na área da produção de energia elétrica a partir
da energia mecânica, este primeiro sistema elétrico não teria sido construído.
Com a entrada em funcionamento deste primeiro sistema elétrico em
corrente contínua, ficou evidenciado as limitações do uso de corrente contínua
para transporte de energia. As perdas por efeito Joule no transporte de ener-
gia elétrica em corrente contínua, se tornavam tão elevadas a medida que se
afastava das usinas que quando se queria transportar energia a distâncias
maiores, era obrigatório a construção de novas usinas.
O desenvolvimento dos sistemas em corrente alternada teve início em
1885, quando Jorge Westinghouse comprou as patentes do sistema de trans-
missão em corrente alternada desenvolvidas por L. Goulad e J. D. Gibbs.
William Stanley, antigo sócio de Westinghouse, em Greet Barrington e
Massachusetts nos anos de 1885/1886, instalou nesta cidade o primeiro sis-
tema experimental de distribuição em corrente alternada que alimentava 150
lâmpadas. Porém, o grande impulso dos sistemas de corrente alternada só
aconteceu por volta de 1886/1887, quando foi inventado o transformador que
permitia elevar e diminuir a tensão, com grande rendimento, desde que a
energia fosse em corrente alternada.
As primeiras linhas de transmissão eram monofásicas, e a energia con-
sumida em geral era para a iluminação. Duas realizações se destacaram neste
período:
a) Em 1886 foi construída uma linha monofásica com 29,5 km na Itália,
conduzindo 2700 HP para Roma
b) Em 1888, foi construída uma linha de 11KV trifásica, com um compri-
mento de 180 Km na Alemanha
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
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A invenção entre 1885 e 1888 dos motores de indução, por Ferraris e
Tesla, deu novo impulso aos sistemas de corrente alternada. A partir deste fato
os sistemas de corrente continua ficaram restritos a pequenas aplicações con-
de os motores em corrente continua ainda apresentavam algumas vantagens.
4. CRESCIMENTO DOS SISTEMAS ELÉTRICOS NO BRASIL
Na história do crescimento do setor elétrico nacional destacam-se os
seguintes períodos:
· Entre 1879 e 1930, foi o período caracterizado por iniciativas
pioneiras e pela predominância de sistemas elétricos isolados,
como a Iluminação da Estrada de Ferro D. Pedro II e a hidrelétrica
de Delmiro Gouveia em P.Afonso. Nesta fase surgiram as
primeiras empresas para explorar o negócio energia elétrica.
· Entre 1930 e 1945, foi o período caracterizado pela primeiras
regulamentações, no sentido de controlar as tarifas e as
concessões para exploração do potencial hidraúlico. A forte
concentração de capital e o predomínio das empresas
estrangeiras no setor elétrico, foram os principais fatos que
resultaram na promulgação do Código das Aguas em 1934.
· De 1945 à 1980, o Brasil iniciava uma fase de significativas taxas
de crescimento que teve seu pico nos anos 70 onde se deu o
“milagre brasileiro”. O setor elétrico neste período atravessou uma
fase de profundas mudanças, onde as empresas estrangeiras não
conseguiram acompanhar o ritmo deste crescimento econômico,
fazendo com que o governo passasse a assumir este papel
realizando os pesados investimentos requeridos.
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
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· De 1980 a 1995 foi o período da crise do petróleo, onde o Brasil e
seu setor elétrico nacional atravessaram momentos dificeis
comuma grave crise econômica, que retardou os novos
investimentos e deixaou no ar a ameaça de racionamento e
apagões.
· De 1995 aos dias atuais iniciou-se outro período de significativas
mudanças no setor elétrico. O governo brasileiro, temendo pelas
consequencias do reduzido nivel de investimentos do período
passado, iniciou um processo de reestruturação do setor. A
reformulação do setor elétrico teve início formal em 1995 com a
criação da estrutura do projeto de Restruturação do Setor Elétrico
Brasileiro, o RESEB pelo Ministério das Minas e Energia.
1.1 PERÍODO ENTRE 1879 E 1930
Este período do crescimento do setor elétrico no país se caracterizou
por iniciativas pioneiras e isoladas, com uma quase simultaneidade em relação
ao surgimento de outros sistemas elétricos no mundo. O Imperador Pedro II
que sempre dispensava uma atenção especial às invenções e descobertas
científicas, inaugurou em 1879, o primeiro sistema elétrico do país para ilumi-
nação elétrica da antiga Estação da Corte (hoje Estação D. Pedro II), da Es-
trada de Ferro Central do Brasil, com 6 lâmpadas de arco voltaico, tipo Jablo-
ckhoff, que substituíram os 46 bicos de gás existentes com um melhor nivel de
iluminamento.
O mesmo D. Pedro II instalou outras 16 lâmpadas no Campo da Acla-
mação (Praça da República) em junho de 1881, alimentadas por um locomóvel
com dois dínamos. Em 1883 Campos (RJ) se torna a primeira cidade do Brasil
e da América do Sul a receber iluminação pública, elétrica. O Imperador D.
Pedro II inaugurou também em Campos uma máquina térmica que acionava 3
dínamos, com potência de 52 kW, fornecendo energia para 39 lâmpadas de
2.000 velas cada uma.
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
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Neste período da história de crescimento do setor elétrico nacional é
importante ainda destacar os seguintes marcos:
· Em setembro de 1889 foi construída a primeira usina hidrelétrica
construída para fornecer eletricidade a cidade de Juiz de Fora, obra do
pioneiro Bernado Mascarenhas. Esta usina foi construída no rio Paraibuna
constituída de dois geradores monofásicos de 1000V em 60 Hz.
· Em 1913 foi inaugurada a hidrelétrica no Nordeste numa iniciativa do
pioneiro Delmiro Gouveia com 1600 CV para dar energia as suas fábricas
texteis em P.Afonso.
· Em 9 de outubro de 1899, o grupo Light começa a atuar na cidade de São
Paulo, sob o nome de “The São Paulo Railway, Light and Power Co. Ltd.”,
assumindo os direitos e obrigações do contrato de concessão para
exploração de serviços públicos de energia elétrica.
· Em 16 de outubro de 1905, o grupo Light assume também os mesmos
serviços na cidade do Rio de Janeiro. Com a denominação de “The Rio de
Janeiro Tramways, Light and Power Co. Ltd.”
· Em 1924 instala-se no país a AMFORP (“American Foreign Power
Company”), do grupo Bond and Share Co. no interior de São Paulo na
região de produção do café.
· A partir de 1927, o grupo AMFORP passa a adquirir por compra, o controle
de diversos concessionários dos serviços públicos de energia elétrica já
existentes, em várias capitais de Estado e outras cidades do país. Em 1930
a AMFORP cria uma holding denominada Companhia Auxiliar das
Empresas Elétricas Brasileiras (CAEEB), destinada a supervisionar e
administrar as seguintes empresas e áreas de concessão: Companhia
Força e Luz Nordeste do Brasil (Natal e Maceió), Pernambuco TramwaysCapítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
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and Power Co. Limited (Recife), Companhia Energia Elétrica da Bahia
(Salvador), Companhia Central Brasileira de Força Elétrica (Vitória),
Companhia Brasileira de Energia Elétrica (Niterói, Sio Gonçab> e
Petr6pctlis), Companhia Força e Luz de Minas Gerais (Belo Horizonte),
Companhia Paulista de Força e Luz (Estado de São Paulo), Companhia
Força e Luz do Paraná (Curitiba), Companhia de Energia Elétrica Rio
Grandense (Porto Alegre), e The Rio Grandense Light and Poliwer
Syndicate Limited (Pelotas), abrangendo quase todas as capitais dos
Estados do Brasil com exceção do Rio e São Paulo.
1.2 PERÍODO ENTRE 1930 E 1945
Nesta fase, a forte concentração de capital, o predomínio de empresas
estrangeiras e a falta de uma política de controle das tarifas de energia elétri-
ca, fez com que o país se preocupasse em criar uma regulamentação para o
setor. Sob o impulso da revolução de 1930, surgiram uma série de medidas de
caráter administrativo que modificaram significativamente as condições dos
serviços de energia elétrica. Dentre essas medidas destacamos:
· O Decreto n.° 23 501, de 27/11/1933, que declarou nula qualquer
estipulação de pagamento em ouro, ou em determinada espécie de moeda,
que não fosse a moeda nacional. Na época, vários contratos de
fornecimento de energia elétrica tinham suas tarifas, reguladas por tabela
especificada, cujo pagamento seria feito parte em papel e parte em ouro,
assegurando uma estabilidade internacional aos ganhos dos
concessionários de fora. É fácil avaliar a que niveis tarifários clausúlas
deste tipo poderiam levar, em um pals com constante queda cambial, com
acentuado prejuizo para a nação, embora fosse um estímulo para as
empresas do setor. A revogação da clausula ouro, como era conhecida na
época, teve significativo efeito no setor de energia
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
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· A criação em 1934 do Serviço de Águas, subordinado ao Ministério de
Agricultura, que veio a ser o embrião do atual Ministério das Minas e
Energia.
· A instituição do Código das Aguas pelo Decreto 24.643 no dia 10 de julho
de 1934, que dotou finalmente o país de uma legislação específica em
relação aos aproveitamentos hidroelétricos.
Sob este código as seguintes modificações introduzidas devem ser destaca-
das:
a) Todas as quedas d’água e as terras onde elas se encontram passavam
ao a ser do patrimônio da união,
b) A união passou a ser responsável pela outorga de autorização e con-
cessão para aproveitamento de energia elétrica de origem hidráulica
para uso privativo ou serviço público,
c) Passava a união a controlar a política de tarifas públicas, institui-se o
princípio do custo histórico e do serviço pelo custo, de lucro limitado e
assegurado.
1.3 PERÍODO ENTRE 1945 E 1980
Na fase inicial deste período de 1945 à 1970, o Brasil apresentava ta-
xas de crescimento elevadas, com de que teve seu pico nos anos 70 onde se
deu o “milagre brasileiro”. Neste período, as empresas do setor elétrico que
pertenciam ao capital estrangeiro começaram a reduzir seus investimentos e
como conseqüência ao crescimento econômico vigoroso da época o déficit da
produção e os racionamentos começaram a acontecer. Os mais graves racio-
namentos, principalmente devido a maior concentração industrial ocorreram
nas cidades de São Paulo, Rio de Janeiro, porém ocorreram também severos
racionamentos em Belo horizonte, Vitória e Niterói. O governo brasileiro en-
tendeu ser o setor elétrico estratégico e que devido ao rápido crescimento
econômico do país este necessitava ter investimentos significativos. Uma das
principais conseqüências dos racionamentos foi o aparecimento dos autopro-
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
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dutores. Fábricas, hotéis, cinemas passavam a instalar geradores próprios.
Diante deste quadro o governo começa a controlar o setor, criando impostos
como o Imposto Único sobre o Energia Elétrica buscando levantar recursos
para os pesados investimentos que precisavam ser realizados.
Os principais marcos notáveis dos anos 50 da história da energia elétri-
ca no Brasil foram os seguintes:
· Constituição da CEMIG, em Minas Gerais, objetivando realizar
um plano global de eletrificação do estado mineiro, em 1952. Ini-
ciou-se a construção de Três Marias.
· Criação da CHESF, em 1954, com o intuito de promover o apro-
veitamento do Rio São Francisco, garantindo o esforço de indus-
trialização do Nordeste, Iniciou-se o complexo de Paulo Afonso.
· Criação de FURNAS , empresa destinada inicialmente a construir
uma grande usina no Rio Grande, na divisão entre os estados de
Minas Gerais e São Paulo, em 1957.
· Em 1960, foi criado o Ministério das Minas e Energia, assumindo
responsabilidades que antes estavam sob o controle do Ministério
de Agricultura. Ficando assim o Ministério das Minas e Energia
responsável pela política energética do país e pela definição da
orientação básica na área de sua competência.
Os anos 60 se caracterizam pela nacionalização do setor que teve início
com a promulgação da lei da ELETROBRÁS, em 1961, tendo sido a empresa
constituída no dia 11 de junho de 1962. O período inicial de funcionamento da
ELETROBRÁS caracterizou-se pela implantação da realidade tarifária e tam-
bém pelas aquisições de direitos e ações das concessionárias estrangeiras
controladas pelos grupos AMFORP (American Foreign Power Co.) e BEPCO (
Brazilian Electric Power Co.).
A ELETROBRÁS assumiu desde o início as características de holding, núcleo
de um conjunto de concessionárias com grande autonomia administrativa. A
gestão dos recursos do Fundo Federal de Eletrificação transformou-a rapida-
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
I - 14
mente na principal agência financeira setorial. Em 1964, foram ultimadas as
negociações para a compra pelo governo brasileiro das concessionárias atu-
antes no Brasil do grupo Amforp. O negócio foi realizado em 14 de outubro e
essas empresas passaram à condição de subsidiárias da Eletrobrás.
Em 1968, foi criada a subsidiária da região sul, as Centrais Elétricas do Sul do
Brasil (Eletrosul) e em 1973, a última subsidiária regional, as Centrais Elétricas
do Norte do Brasil (Eletronorte). Em 1973, a Eletrobrás estabeleceu, junta-
mente com a Administración Nacional de Electricidad, empresa estatal paragu-
aia, a Itaipu Binacional, visando à construção da hidrelétrica de Itaipu, no rio
Paraná, na fronteira dos dois países.
Nos anos 70, a ELETROBRÁS controlava as quatro grandes empresas regio-
nais ( ELETRONORTE, FURNAS, CHESF e ELETROSUL), coordenava o pla-
nejamento e o atendimento ao mercado de energia elétrica, definindo critérios
e procedimentos para a operação do sistema elétrico nacional, deixando as
tarefas executivas ao cargo das empresas controladas. A figura 5 mostra a
área de concessão de cada uma das empresas controladas que eram respon-
sáveis pela produção e transmissão de energia em grosso e ainda em promo-
verem as necessárias interligações regionais.
Figura 5 – Áreas de atuação das empresas controladas pela Eletrobrás
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
I - 15
Na década de 70 as concessionárias locais ou estaduais, interligadas as em-
presas regionais, se encarregavam da subtransmissão e distribuição de ener-
gia, embora algumas concessionárias locais ou estaduais na região Sul e Su-
deste construíram centrais de geração de energia como a COPEL no Paraná,
a CEMIG em Minas Gerais e a CESP em São Paulo, nas demais regiões do
país as concessionárias locais se encarregam apenas da subtransmissão e
distribuição de energia.
Ao final da década de 1970, todas as concessionárias do setor de energia elé-trica tinham capital nacional, com a compra pelo governo brasileiro das ações
da Light à multinacional Brascan Limited, em janeiro de 1979.
1.4 PERÍODO ENTRE 1980 E OS DIAS ATUAIS
Nesta fase a crise do petróleo e o elevado endividamento externo do país o
início da década seguinte, o desempenho da Eletrobrás passou a se ressentir
das dificuldades que vinham sendo enfrentadas pela economia brasileira. A
recessão e a crise da dívida externa criaram um quadro de grave estrangula-
mento financeiro no setor. Essa situação agravou-se em 1988, com a extinção
do Imposto Único sobre Energia Elétrica e a transferência para os estados da
arrecadação tributária equivalente.
De 1980 a 1995 com, o Brasil e o próprio setor elétrico nacional atra-
vessaram uma grave crise econômica que retardou os novos investimentos e
deixava no ar o perigo de apagões.
No início da década de 1990, o programa de obras de geração foi pratica-
mente paralisado e foi iniciada uma reorganização institucional do setor, com o
fim de reduzir a presença do Estado na economia.
Em março de 1993, diminuiu-se o controle da União sobre os preços dos servi-
ços de energia elétrica. Em setembro do mesmo ano, foi criado o Sistema Na-
cional de Transmissão de Energia Elétrica (Sintrel), pacto operativo entre as
empresas detentoras de instalações de transmissão, baseado no princípio do
livre acesso à rede de transporte de energia. Em 13 de fevereiro de 1995 foi
sancionada pelo Executivo a Lei 8.987, que introduziu uma nova legislação de
serviços públicos, fixando regras específicas para as concessões dos serviços
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
I - 16
de eletricidade, reconhecendo a figura do produtor independente de energia,
liberando os grandes consumidores do monopólio comercial das concessioná-
rias e assegurando livre acesso aos sistemas de transmissão e distribuição.
 Dentro do quadro de dificuldades do governo brasileiro de conseguir recursos
para atender as crescentes demandas de energia, ele seguindo os passos de
outros países do mundo iniciou um processo de privatização. Dentro do pro-
cesso de privatização a ELETROBRÁS, passou para o setor privado a posse
de duas concessionárias regionais que estavam sobre seu controle acionário a
ESCELSA do estado do Espírito Santo e a LIGHT do Rio de Janeiro. A ES-
CELSA foi privatizada em 21/05/96, tendo sido vendido a um consorcio lidera-
do pela IVEN S.A. e a LIGHT em 12/07/95 a um consorcio liderado pela Eletri-
cité de France (EDF).
A primeira subsidiária da ELETROBRÁS a passar por este processo foi a
Centrais Elétricas do Sul do Brasil S. A. (ELETROSUL). Dando continuidade
ao reformulação do modelo do setor elétrico nacional, a ELETROSUL foi cindi-
da em duas empresas, uma de geração, incluindo todas as usinas, a GERA-
SUL e outra de transmissão que permaneceu com o nome ELETROSUL. A
GERASUL - Centrais Geradoras do Sul do Brasil S. A., sediada em Florianó-
polis (SC), originou-se desta cisão, tendo assumido as atividades de geração e
comercialização que foram desmembradas da ELETROSUL que ficou respon-
sável pelo segmento de transmissão. A GERASUL passou à iniciativa privada
em 15.09.98. Cerca de 50,01% do controle acionário, pertencente ao Governo
Federal, foi adquirido, em leilão, pelo Grupo TRACTEBEL, de origem belga
especializado em energia elétrica, gás, engenharia e gestão de resíduos.
5. NOVO MODELO DO SETOR ELÉTRICO
O processo de restruturação do setor elétrico nacional foi iniciado
dentro de um fenômeno internacional que vem ocorrendo em quase setenta
(70) países, estimulando a criação de um mercado competitivo e a privatização
do setor. Nos dias de hoje mundialmente a energia elétrica não é vista mais
como serviço público e sim como uma “commodity”.
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
I - 17
Dentro desta ambiente internacional e com os problemas advindo da
crise do petróleo caracterizados pelos insuficientes Investimentos, pela defa-
sagem das tarifas, por uma inadimplência setorial crônica, o governo brasileiro
iniciou o processo de restruturação do setor integrando o setor ao programa de
privatização de áreas consideradas não estratégicas do setor público.
A premissa básica para a reestruturação, era que o governo brasileiro
deveria ficar apenas responsável pelas políticas energéticas e pela regula-
mentação do setor elétrico, e que o setor privado deveria assumir as respon-
sabilidades de operar os sistemas elétricos interligados e de realizar novos
investimentos. Seguindo esta premissa básica e fortemente influenciado pelo
modelo inglês, as empresas do setor elétrico foram “desverticalizadas”, isto
é, divididas em quatro segmentos: geração, transmissão, distribuição e comer-
cialização.
A Figura 6 apresenta uma representação esquemática dos quatro
segmentos deste modelo.
Transmissão Distribuição
conexão
Distribuição
conexão
G C
ConsumidorGeração
Figura 6 – Segmentos do novo modelo do setor elétrico
O segmento geração deveria ser preferencialmente privado, forte-
mente competitivo e com tarifas acordadas livremente. Neste segmento as
concessões são precedidas de licitação ou autorização. O segmento transmis-
são e o segmento distribuição seriam preliminarmente estatais, teriam tarifas
reguladas e também teriam concessão precedidas de licitação ou autorização.
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
I - 18
Finalmente o segmento comercialização se caracteriza por apresentar
também uma elevada competição e por ter suas tarifas acordadas livremente.
As empresas do segmento comercialização operam a partir de autorização do
agente regulador.
Na concepção deste novo modelo, a determinação do livre acesso aos
sistemas de transmissão e distribuição e o estabelecimento do novo panorama
institucional, onde se inclui a constituição de novos agentes para as funções
de regulação, comercialização, operação e o planejamento foram pontos pre-
cedidos de amplas discussões.
A Figura 7 apresenta a estrutura global do novo modelo implantado,
destacando os diversos agentes, segmentos e os principais fluxos financeiros
entre eles.
Transmissora Geradores
MAEONS
Agente Operador
Distribuidoras
e Comercializadores
Consumidores
cativos
Consumidores
livres
Ag. Regulador - ANEEL
CCPE
Planejador Indicativo
Fluxos Financeiros
MAE - Mercado Atacadista de
Energia
Figura 7 – Estrutura Geral do Novo Modelo
O processo de reestruturação dos setor iniciou-se formalmente com a
publicação da Lei 9.074 de 07 de julho de 1995 que criou o conceito de Rede
Básica, a figura do Produtor Independente de Energia (PIE) e do Consumidor
Livre além de instituir o livre acesso aos sistemas de distribuição e transmis-
são.
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
I - 19
Produtor Independente de Energia Elétrica (PIE) é a empresa que de-
tenha concessão para produzir energia elétrica destinada ao comércio de toda
ou parte da energia produzida. O aproveitamento de potencial hidráulico, para
fins de produção independente, dar-se-á mediante contrato de concessão de
uso de bem público e as linhas de transmissão de interesse restrito aos apro-
veitamentos de produção independente poderão ser concedidas ou autoriza-
das, simultânea ou complementarmente, aos respectivos contratos de uso do
bem público.
A Lei 9.074 de 07 de julho de 1995 estabeleceu ainda o conceito de
consumidores livres isto é, consumidores que poderiam optar por contratar seu
fornecimento, no todo ou em parte com PIE ou qualquer concessionário de
energia elétrica do sistema interligado. Na lei ficou definido que:
· Os novos consumidores com carga igual ou maior que 3.000 kW,
atendidos em qualquer tensão, já seriam considerados ConsumidoresLivre, podendo escolher o fornecedor com quem contratará sua compra de
energia elétrica.
· Os consumidores já existentes para serem considerados livres deveriam ter
carga igual ou maior que 10.000 kW e serem atendidos em tensão igual ou
superior a 69 kV.
· Em julho de 2000, os consumidores já existentes seriam considerados
livres desde que tivessem carga igual ou maior que 3.000 kW e serem
atendidos em tensão igual ou superior a 69 kV.
· Segundo minuta da ANEEL, em 2003, qualquer consumidor cujo consumo
seja superior a 50 kW seria considerado Consumidor Livre. A mesma
minuta estabeleçe que a partir de 2005 todo consumidor seria considerado
Consumidor Livre.
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
I - 20
A Figura 8 apresenta a evolução do conceito de Consumidor Livre e
sua evolução ao longo do tempo no Brasil e em outros países do mundo como
Inglaterra, Noruega e na Argentina.
Figura 8 – Evolução do conceito de Consumidor Livre
Desde a publicação da lei 9.074, ficou assegurado aos fornecedores e
respectivos consumidores o livre acesso aos sistemas de distribuição e trans-
missão do concessionário de serviço público, mediante ressarcimento do custo
de transporte envolvido (‘pedágio’).
Outro grande marco do processo de reestruturação do setor elétrico
nacional foi a Lei 9.427 de 26 de dezembro de 1996 que criou o agente regu-
lador do novo modelo denominado de Agência Nacional de Energia Elétrica
(ANEEL). A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) foi instituída como
autarquia com sede em Brasília ligada ao Ministério de Minas e Energia tendo
por finalidade de regular e fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e
comercialização de energia elétrica, em conformidade com as políticas e dire-
trizes do governo federal.
No exercício de suas atribuições, a ANEEL deve promover as licita-
ções destinadas à contratação de concessionárias de serviço público para
produção, transmissão e distribuição de energia elétrica e para a outorga de
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
I - 21
concessão para aproveitamento de potenciais hidráulicos. Ela deve também
celebrar e gerir os contratos de concessão serviços públicos de energia elétri-
ca, fiscalizar, diretamente ou mediante convênios com órgãos estaduais, as
concessões e a prestação dos serviços de energia elétrica. A ANEEL deve
dirimir, no âmbito administrativo, as divergências entre concessionárias, per-
missionárias, autorizadas, produtores independentes e autoprodutores, bem
como entre esses agentes e seus consumidores.
A Figura 9 apresenta uma das páginas do site da ANEEL onde estão
anunciadas licitações para contratação de concessionárias de serviço público
para obras de geração e transmissão.
Figura 9 – Página do Site da ANEEL com licitação e contratos
Cabe ainda a ANEEL fixar os critérios para cálculo do preço de trans-
porte dos sistemas de transmissão e arbitrar seus valores nos casos de nego-
ciação frustrada entre os agentes envolvidos.
Outro marco importante no processo de restruturação do setor foi a Lei
9.648 de 27 de maio de 1998, que instituiu a liberdade para contratação de
energia, a criação do Mercado Atacadista de Energia e a reestruturação da
ELETROBRÁS.
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
I - 22
O Mercado Atacadista de Energia Elétrica (MAE) é um ambiente orga-
nizado regido por regras claramente estabelecidas no qual se processam a
compra e a venda de energia entre seus participantes, tanto através de con-
tratos bilaterais como em um mercado de curto prazo, tendo como limites os
sistemas interligados Sul/Sudeste/Centro-Oeste e Norte/Nordeste.
Com a criação do Mercado Atacadista de Energia Elétrica surgiram
novos “atores” no setor elétrico como os agentes de comercialização, importa-
ção e exportação de energia. Os Agentes de Comercialização são empresas
autorizadas pela ANEEL a vender energia elétrica a consumidores finais e a
comprar e vender energia elétrica no âmbito do MAE. As empresas autoriza-
das pela ANEEL para importar energia elétrica e vender energia elétrica no
âmbito do MAE são denominadas Agentes de Importação. Da mesma forma os
Agentes de Exportação são empresas autorizadas pela ANEEL para exportar
energia elétrica compradas no âmbito do MAE.
Para viabilizar o funcionamento do Mercado Atacadista de Energia foi
constituída a Administradora de Serviços do MAE (ASMAE) empresa privada,
com sede em São Paulo, criada para prestar serviços administrativos, técnicos
e jurídicos, no âmbito do Mercado Atacadista de energia.
A Lei 9.648 definiu que as transações de compra e venda de energia elétrica
nos sistemas elétricos interligados, serão realizadas no âmbito do Mercado
Atacadista de Energia Elétrica, através Acordo de Mercado a ser firmado entre
os diversos agentes.
O Acordo de Mercado é um contrato multilateral de adesão subscrito
por agentes de geração, agentes de comercialização, agentes de importação,
agentes de exportação e consumidores livres de energia elétrica que define as
condições para a instituição e funcionamento do MAE. A compra e venda de
energia elétrica que não for objeto de contrato bilateral entre agentes, consti-
tuirá o denominado Mercado de Curto Prazo ou “Mercado Spot” regido pelas
regras estabelecidas no Acordo de Mercado. A administração, fiscalização e
acompanhamento da execução do Acordo de Mercado será do Comitê Execu-
tivo (COEX) composto por representantes eleitos pelos membros do MAE.
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
I - 23
Devem obrigatoriamente participar do MAE:
· Empresas com a concessão ou autorização para exploração de serviços de
geração que possuam central geradora com capacidade instalada igual ou
superior a 50 MW;
· Empresas com concessão, permissão ou autorização para exercício de
atividades de comercialização de energia elétrica com mercado igual ou
superior a 300 GWh/ano;
· Empresas com autorização para importação ou exportação de energia
elétrica em montante igual ou superior a 50 MW;
Podem participar do MAE:
· Empresas com concessão ou autorização para exploração de serviços de
geração;
· Empresas com concessão, permissão ou autorização para exercício de
atividades de comercialização de energia elétrica;
· Empresas com demais titulares de autorização para importação ou
exportação de energia elétrica;
· Consumidores livres.
A Lei 9.648 além de estabelecer a livre negociação para a compra e
venda de energia elétrica entre concessionários, permissionários e autoriza-
dos, ainda definiu as seguintes regras para as condições de transição:
· No ano de 1998, os montantes de energia e de demanda de potência
foram definidos e atualizados pelo Grupo Coordenador para Operação
Interligada – GCOI e, na falta destes, os montantes seriam acordados entre
as partes.
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
I - 24
· Durante os anos de 1999, 2000 e 2001, os respectivos montantes de
energia seriam os definidos pelo Grupo Coordenador do Planejamento dos
Sistemas Elétricos – GCPS, nos Planos Decenais de Expansão 1996/2005,
1997/2006 e 1998/2007, atualizados e complementados com a definição
dos respectivos montantes de demanda de potência pelo GCOI e
referendados pelo Comitê Coordenador de Operações Norte/Nordeste –
CCON, para o sistema elétrico Norte/Nordeste.
· Durante o ano de 2002, seriam definidos os mesmos montantes de energia
e demanda definidos para o ano de 2001.
· A partir de 2003 os montantes de energia e de demanda de potência,
deverão ser contratados com redução gradual à razão de 25% (vinte e
cinco por cento) do montante referente ao ano de 2002 e assim
sucessivamente até a liberalização completa para a compra e venda de
energia.
A Figura10 apresenta uma representação gráfica do período de tran-
sição para a liberalização completa da compra e venda de energia.
Figura 10 – Transição para o mercado livre
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
I - 25
Para complementar a restruturação restava definir o responsável pela
execução da adequação do planejamento da expansão da oferta de energia
elétrica ao mercado consumidor e da expansão dos sistemas elétricos de
transmissão adequado ao seu atual contexto institucional e regulamentar. Na
Portaria MME n.º 150, de 10 de maio de 1999, o Ministério de Minas e Energia
criou o Comitê Coordenador de Planejamento da Expansão dos Sistemas Elé-
tricos (CCPE ), estabelecendo as diretrizes e princípios básicos para sua es-
truturação.
No modelo antigo do setor elétrico as atividades de planejamento do
setor eram realizadas pelo Grupo Coordenador do Planejamento dos Sistemas
Elétricos (GCPS), que foi extinto quando do encerramento dos trabalhos do
Plano Decenal do ciclo 1999 (planejamento com um horizonte de 10 anos).
Tendo o CCPE iniciado suas atividades com algumas indefinições em janeiro
de 2000.
No novo contexto do Setor Elétrico, o ambiente concorrencial criou no-
vos paradigmas para a atividade de planejamento, repercutindo desde os es-
tudos de previsão de mercado, já que os agentes passam a atribuir conotação
estratégica a uma série de informações antes compartilhadas sem restrições
com todos os participantes do processo de planejamento do setor; como tam-
bém se alteram as premissas e os principais objetivos do planejamento de ex-
pansão da oferta, agora de natureza indicativa. Neste novo ambiente o plane-
jamento de transmissão, que também é impactado, passa a ter como principal
objetivo estabelecer um sistema de transporte de energia que não iniba a con-
corrência entre os agentes de mercado, diferindo fundamentalmente do objeti-
vo estrito de mínimo custo global, que sempre norteou as decisões de expan-
são de transmissão.
O CCPE deve oferecer aos agentes do mercado elétrico um quadro de
referência para seus planos de investimento, que forneça subsídios para to-
mada de decisão e, ao mesmo tempo, permita a redução de riscos na implan-
tação dos projetos. Este planejamento terá caráter indicativo para a expansão
da geração e determinativo para a expansão da rede básica de transmissão.
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
I - 26
O CCPE deve a partir de dados públicos e de origem declarada deve
proporcionar freqüentes atualizações das alternativas para expansão, em ra-
zão da dinâmica de alterações nas premissas adotadas em sua elaboração e
deve ser realizado de forma integrada, incorporando a gestão da realização de
estudos básicos ao processo de planejamento, orientando a expansão ade-
quada das redes locais à Rede Básica, e incorporando soluções que conside-
rem a possibilidade de integração com países vizinhos.
O CCPE em consonância com os princípios de concorrência na gera-
ção e comercialização de energia e do monopólio natural da transmissão, tem
as seguintes atribuições:
· Produzir os Planos Decenais de Expansão e os Planos Nacionais de
Energia Elétrica de longo prazo.
· Elaborar, de forma integrada, o planejamento de longo prazo do setor
elétrico;
· Elaborar, atualizar e ajustar os Planos Decenais de Expansão e o
Programa Determinativo da Transmissão;
· Estruturar e manter atualizados o Sistema de Informações Técnicas do
planejamento da expansão do setor de energia elétrica, disponibilizando-o
aos agentes que atuam no setor e à sociedade em geral;
· Estimar os requisitos de capital para expansão da oferta e da transmissão
de energia elétrica, acompanhando a sua realização;
· Propor à ANEEL para apreciação e posterior homologação os critérios,
normas, procedimentos e referências de qualidade para o desempenho do
sistema elétrico na realização da atividade de planejamento, divulgando-
os.
Para cumprir suas atribuições o CCPE, está dividido em comitês técni-
cos específicos como o Comitê de Desenvolvimento de Mercado (CDEM) res-
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
I - 27
ponsável pelos estudos de mercado, o Comitê Técnico para Desenvolvimento
da Oferta (CTDO) responsável pelos estudos de oferta de energia, o Comitê
Técnico para Expansão de Transmissão (CTET) responsável pelos estudos de
expansão da transmissão e o Comitê Técnico de Estudos Sócio-Ambientais
(CTSA).
No âmbito dos estudos de mercado, deverão ser elaboradas as previ-
sões de mercado de energia elétrica em bases anuais, para um horizonte de
planejamento de médio ou longo prazo, em nível de agregação coerente com
os objetivos das análises que se esteja buscando realizar. As previsões deve-
rão ser consolidadas por Estado da Federação, regiões geográficas e geoelé-
tricas e País, incorporando o efeito das expectativas de auto-produção e con-
servação de energia. A partir das previsões de mercado, deverão ser obtidos
os dados básicos para o planejamento da operação e da expansão dos siste-
mas elétricos, que são as cargas próprias de energia e demanda anuais. A
carga própria deverá possuir abertura tanto no nível de valores mensais,
quanto por centro de carga do sistema, de modo a suportar os estudos de pla-
nejamento de transmissão. Além das informações básicas, o processo de pre-
visão gera um grande número de informações sobre o mercado de energia
elétrica, que são utilizadas pelos órgãos governamentais, empresas, institui-
ções, etc.
O CDEM deverá elaborar as previsões de mercado dos Estados da
Federação, Região e Brasil, independente das previsões das Concessionárias.
Uma metodologia concebida para atingir tal objetivo encontra-se em desenvol-
vimento foi inicialmente desenvolvida no âmbito do CTEM/GCPS, em conjunto
com o CEPEL e a UFRJ. Para haver compatibilidade entre os trabalhos do
CCPE e da ONS que faz os estudos de planejamento de curto prazo, a mesma
base de dados deve ser adotada em seus trabalhos.
Os estudos energéticos que deverão compor o Plano Decenal de Ex-
pansão estão baseados no Programa Decenal Indicativo de Geração, de peri-
odicidade que se prevê, em princípio, anual. A partir de um conjunto de dados
fornecidos por diferentes agentes do Setor e com base em critérios e metodo-
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
I - 28
logias aprovados no âmbito do Comitê Técnico para Desenvolvimento da
Oferta (CTDO), deverão ser formulados os planos indicativos de expansão da
geração.
No novo ambiente do Setor Elétrico, o papel do sistema de transmis-
são se altera substancialmente, posto que o sistema de transmissão deverá
ser dimensionado de tal forma que possa se constituir em instrumento viabili-
zador e estimulador da competição, que deverá se desenvolver nos segmentos
de comercialização e geração.
Por conta dessa nova faceta no rol de suas funções tradicionais, a fun-
ção objetivo do planejamento da expansão da Rede Básica deixa de ser estri-
tamente a minimização do custo global, alocando-se maior ênfase ao papel de
viabilizar a competição. Dessa forma, a função objetivo do planejamento de
transmissão ainda visualiza a minimização dos custos globais de expansão,
mas incorpora outros objetivos e critérios, em consonância com a diretriz de
proporcionar competição entre os agentes em condições isonômicas.
No novo contexto institucional, a entrada de novas instalações de ge-
ração deverá ser muito mais dinâmica, face à liberdade de tomada de decisão
por parte dos agentes geradores, muitas vezes privilegiando projetos de redu-
zido prazo de maturação. Este fato impõe uma adaptação da rede elétrica em
prazo muito mais reduzido que o tradicionalmente considerado, agregando
ainda uma forte componente de incertezano dimensionamento do sistema,
requerendo robustez às soluções apresentadas dentro do âmbito do Comitê
Técnico para Expansão de Transmissão (CTET).
A realização dos estudos de planejamento das expansões necessárias
na rede de interface da distribuidora com a empresa transmissora, detentora
da Rede Básica, deve ser regulamentada, definindo a responsabilidade por
sua execução. Estes estudos devem ser executados mediante metodologia e
critérios definidos pelo CCPE, a princípio reavaliados a cada 2 anos, abran-
gendo um horizonte de estudo de 5 anos. As expansões indicadas contribuirão
diretamente na elaboração do planejamento determinativo e na composição
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
I - 29
das bases de dados necessárias. São propostos os Núcleos Regionais de Pla-
nejamento, de forma a criar o foro para elaboração destes estudos.
No organograma do CCPE está também estabelecido um Comitê Téc-
nico de Estudos Sócio-Ambientais (CTSA), com os seguintes objetivos:
· subsidiar o planejamento da expansão da geração e da transmissão,
realizando estudos (análises, critérios, metodologias e modelos) sobre os
aspectos sócio-ambientais associados às alternativas de expansão;
· elaborar análises que sinalizem as alternativas de expansão com menor
grau de incerteza e aquelas mais voltadas ao desenvolvimento
sustentável;
· elaborar estudos específicos para atender a demandas das demais.
Os aspectos sócio-ambientais constituem uma parcela significativa de
riscos e indefinições às alternativas de expansão. O tratamento antecipado
destes aspectos com a sinalização de ações que possam equacioná-los, em
tempo apropriado, resulta na identificação dos elementos de risco, na diminui-
ção das incertezas e, consequentemente, em maior atratividade para os futu-
ros investimentos.
As atividades referentes ao planejamento no que diz respeito aos as-
pectos sócio-ambientais são:
· apoio para a revisão e elaboração de uma política sócio-ambiental setorial,
adaptada à atuação da multiplicidade de agentes intra-setoriais e que
articule os interesses extra setoriais junto aos demais órgãos de políticas
públicas e, especialmente, às estruturas de licenciamento e regulação
ambientais (Ministério de Meio Ambiente, CONAMA, IBAMA, etc.);
· estudos integrando os aspectos sócio-ambientais aos modelos do
planejamento para a expansão, expressando uma visão preventiva do
tratamento das questões sócio-ambientais, sinalizando os respectivos
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
I - 30
riscos e incertezas associados à conformação das alternativas de
expansão. Estas atividades deverão estar incorporadas à sistemática de
atuação do CTSA, permitindo agregar definitivamente, ao processo de
planejamento, os ganhos oriundos das ações preventivas na área sócio-
ambiental.
Portanto, a abordagem da questão ambiental de maneira integrada à
formulação do planejamento, desenvolvendo critérios e metodologias compatí-
veis com as necessidades deste planejamento, produzirá ganhos à futura via-
bilização dos empreendimentos, devendo ser prioritariamente incorporada à
rotina do CCPE.
6. CRESCIMENTO DO SETOR ELÉTRICO DO NORDESTE
Quando a CHESF foi oficialmente inaugurada atendia apenas 2% da
energia total produzida no Brasil. Nos anos 60 o contínuo aumento do consu-
mo de energia na região Nordeste, com taxas acima de 10% exigiu pesados
investimentos durante este período.
No início dos anos 60 apenas as capitais dos estados de Pernambuco,
Bahia e Sergipe eram atendidas pela CHESF, cuja área de concessão até
1973, atingia apenas até o Nordeste do Ceará. Neste ano a CHESF incorporou
a Companhia Hidrelétrica de Boa Esperança (COHEBE), ampliando-se assim a
área de atuação da CHESF a toda o Nordeste. De 1973 à 1980, a CHESF foi
responsável por praticamente todo o atendimento do mercado de energia elé-
trica do Nordeste, uma vez que a autoprodução e a geração própria de algu-
mas concessionárias locais, de base diesel, foram sendo progressivamente
desativadas.
Em 1981, foi colocada em operação a linha de transmissão Sobradinho
Presidente Dutra em 500KV, que interligando a região Norte com a região
Nordeste, propiciou substituir as termelétricas que atendiam o Pará. Por força
de decreto federal em 1983, motivado por forte pressão política, o estado do
Maranhão passou a integrar a área de concessão da ELETRONORTE. Esta
situação foi mantida até os dias atuais conforme está apresentado na figura 5.
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
I - 31
Atualmente, a CHESF gera e transmite toda a energia elétrica produzi-
da no Nordeste e está interligado ao sistema elétrico da ELETRONORTE atra-
vés de duas linhas de transmissão em 500KV. A atual estrutura do setor elétri-
co na região é formada por uma concessionária regional a CHESF, responsá-
vel pela geração e transmissão de energia e as concessionárias locais para
distribuição de energia. A implantação do novo modelo do setor elétrico no
Nordeste implicará na cisão da CHESF em uma empresa de transmissão e
uma ou mais empresas de geração.
A figura 6 apresenta o sistema de transmissão da CHESF, indicando
toda a malha primária, a interligação entre CHESF e ELETRONORTE e as
interligações entre as principais usinas do sistema CHESF.
Figura 11 - Sistema de transmissão CHESF
Dentro da reformulação do setor elétrico a quase totalidade das con-
cessionárias estaduais do Nordeste que são responsáveis pela distribuição de
energia estão privatizadas ou em processo de privatização.
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
I - 32
A primeira concessionária estadual privatizada foi a COELBA em
31/07/97 adquirida por um consorcio liderado pelo grupo espanhol Iberdrola,
que também adquiriu o controle acionário da COSERN em 13/12/97. A ENER-
GIPE foi privatizada em 03/12/97 pelo grupo Cataguazes-Leolpodina.
No dia 18 de fevereiro de 2000 o consórcio Guaraniana formado pelo
grupo Iberdrola, o Banco do Brasil Investimentos (BBI) e a Previ, fundo de
pensão dos funcionários do BB, adquiriu a CELPE pelo preço mínimo de R$
1.780.979,26 em leilão realizado na Bolsa de Valores do Rio de Janeiro
(BVRJ). Com a aquisição, o consórcio passou a controlar 10,9% da distribui-
ção de eletricidade no País, com 5,3 milhões de clientes.
No dia 15 de junho de 2000 a americana Pensylvannia Power & Light
(PPL) arrematou a Companhia Energética do Maranhão (CEMAR) pelo preço
mínimo de R$ 522,7 milhões na Bolsa do Rio de Janeiro.
O governo durante o ano de 2000 deve ainda privatizar a CEPISA, a
CEAL e a SAELPA, que estão com editais e até no caso da CEPISA com data
de privatização já definida no site do BNDES http:/www.bndes.gov.br (dia
06/08/2000 - Figura 12).
Figura 12 – Site do BNDES
A situação atual no tocante ao controle acionário das concessionárias
estaduais de energia elétrica e do próprio processo de reformulação pode ser
resumida na Tabela 1.
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
I - 33
Tabela 1 - Empresas concessionárias de energia na região Nordeste
Controle
Acionário
Área de
atuação
Empresa
Estadual Piauí Companhia Energética do Piauí - CEPISA
Privada Ceará Companhia Energética do Ceará - COELÇE
Privada Rio G. Norte Companhia Energética do Rio G. do Norte - COSERN
Estadual Paraíba Soc. Anônima de Eletrificação da Paraíba - SAELPA
Privada Pernambuco Companhia Energética de Pernambuco - CELPE
Privada Bahia Companhia Energética da Bahia - COELBA
Estadual Alagoas Companhia Energética de Alagoas - CEAL
Privada Sergipe Companhia Energética da Sergipe - ENERGIPE
Municipal Paraíba Companhia de Eletricidade da Borborema - CELB
Privada Sergipe SULGIPE
A CHESF tem ainda 14 grandes consumidores industriais alimentados em
230KV localizadosnos estados de Pernambuco, Ceará, Bahia, Alagoas e Ser-
gipe. São eles: Dow Química, Alcan, Alunordeste, Sibra, Usiba, Ferbasa, Co-
pene, Caraíba Metais, Mineração Caraíba, Schincariol e a CQR na Bahia, Aço
Norte em Pernambuco, Salgema em Alagoas, Sibra no Ceará e a Nitrofértil em
Sergipe. A Figura 13 mostra como está distribuído o mercado de energia da
região Nordeste, e é importante destacar que 75% da energia vendida pela
CHESF é consumida pela concessionárias de distribuição.
Concessionárias 
de Distribuição
75%
Perdas
7%
Consumo Próprio
1%
Consumidores 
Industriais
17%
Figura 13 - Mercado de Energia Elétrica do Nordeste
Como pode ser visto na Figura 14, o consumidor Salgema é o maior consumi-
dor industrial da CHESF, ele compra a CHESF 23.1% de toda a energia vendi-
da aos consumidores industriais.
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
I - 34
CARAÍBA 
METAIS
7,2%
SALGEMA
23,1%
DOW 
QUÍMICA
16,6%
AÇO NORTE
2,3%ALCAN
7,3%
SIBRA
9,7%
COPENE
14,0%
NITROFÉRT.
2,7%
FERBASA
10,9%
USIBA
4,5%
Figura 14 - Consumidores Industriais CHESF – 1996
A tabela 2 apresenta a capacidade instalada de cada central de geração loca-
lizada na região Nordeste, apresentando número de unidades e potência de
cada unidade.
Tabela 2 - Capacidade instalada de geração no Nordeste
Usinas
Número de
unidades
Potência por
unidade (MW)
Potência
Total (MW)
Hidrelétrica de Paulo Afonso I 3 60 180
Hidrelétrica de Paulo Afonso II-A 3 75 225
Hidrelétrica de Paulo Afonso II-B 3 85 255
Hidrelétrica de Paulo Afonso III 4 216 864
Hidrelétrica de Paulo Afonso IV 6 410 2460
Hidrelétrica de Sobradinho 6 175 1050
Hidrelétrica de Itaparica 6 250 1500
Hidrelétrica de Moxotó 4 110 440
Hidrelétrica de Xingó 6 500 3000
Hidrelétrica de Boa Esperança A 2 54 108
Hidrelétrica de Boa Esperança B 2 63 126
Hidrelétrica de Funil 3 10 30
Hidrelétrica de Pedra 1 23 23
Hidrelétrica de Araras 2 2 4
Hidrelétrica de Coremas 2 1.76 3.52
Termelétrica de Camaçari 5 58 290
Termelétrica de Bongi* 5 28.5 142
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
I - 35
7. QUALIDADE DE ENERGIA
No início deste capítulo, definimos sistema elétrico de potência como sendo
um conjunto de componentes e equipamentos elétricos que permitem gerar,
transmitir, controlar e distribuir a energia elétrica a todos os seus consumido-
res dentro de certos padrões de qualidade. A palavra qualidade ao longo dos
anos teve sua definição evoluindo ao longo do tempo. Inicialmente os padrões
de qualidade estavam apenas relacionados a continuidade de fornecimento e
a preocupação em manter a tensão e a freqüência constante. Hoje com o apa-
recimento de cargas não lineares “poluindo” a rede, injetando harmônicos no
sistema elétrico, com a presença cada vez mais significativa de equipamentos
eletrônicos sensíveis, outros aspectos foram incorporados.
 Dentro desses novos tempos os padrões de qualidade passaram a ser deter-
minados pelos seguintes fatores:
· continuidade do fornecimento;
· freqüência elétrica constante;
· tensão constante;
· oscilações rápidos de tensão;
· desequilíbrio de tensão;
· distorções harmônicas de tensão;
· nível de interferência em sistemas de comunicação.
Passado vinte e dois anos da última regulamentação sobre qualidade e
mais de nove anos do Código de Defesa do Consumidor, a ANELL publicou
em 28 de janeiro de 2000 a resolução 24 que revisa a regulamentação da qua-
lidade de fornecimento de energia no País.
A resolução 24 da ANEEL mantém os indicadores de conjunto DEC (Du-
ração Equivalente de Interrupção por Consumidor de um Conjunto) e o FEC
(Freqüência Equivalente de Interrupção por Consumidor de um Conjunto) da
Portaria 046/78, e cria três novos indicadores DIC (Duração Equivalente de
Interrupção Individual por unidade consumidora), FIC (Freqüência Equivalente
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
I - 36
de Interrupção Individual por unidade consumidora) e o DMIC ( Duração Máxi-
ma de Interrupção contínua). Porém o mais importante desta resolução está na
fixação de metas para as concessionárias e permissionárias de energia elétri-
ca.
O DEC exprime o espaço de tempo em que, em média cada consumidor
do conjunto considerado ficou privado do fornecimento de energia elétrica e é
pela seguinte equação:
Cs
itiCa
CDE
n
i
å
== 1
)().(
 [1]
onde:
DEC - Duração Equivalente de Interrupção por Consumidor de
um conjunto
Ca(i) - número de consumidores, do conjunto considerado, atingi-
dos nas interrupções
t(i) - tempo de duração das interrupções em horas
Cs - número de consumidores total do conjunto.
O FEC pode ser calculado pela seguinte equação:
Cs
iCa
CFE
n
i
å
== 1
)(
 [2]
 onde:
FEC - Freqüência Equivalente de Interrupção por Consumidor de
um Conjunto
Ca(i) - número de consumidores, do conjunto considerado, atingi-
dos nas interrupções
Cs - número de consumidores total do conjunto.
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
I - 37
A Portaria 046/78 do DNAEE, de 17/04/78, estabeleceu ainda os valores
máximos anuais de DEC e FEC apresentados na Tabela 3.
Tabela 3 - Valores máximos anuais de DEC e FEC
Conjunto de Consumidores
DEC
(horas)
FEC
 (número
de vezes)
Atendido por sistema subterrâneo com secundário reticulado 15 20
Atendido por sistema subterrâneo com secundário radial 20 25
Atendido por sistema aéreo com mais de 50.000 consumido-
res
30 45
Atendido por sistema aéreo com número de consumidores
entre 15.000 e 50.000
40 50
Atendido por sistema aéreo com número de consumidores
entre 5.000 e 15.000
50 60
Atendido por sistema aéreo com número de consumidores
entre 1.000 e 5.000
70 70
Atendido por sistema aéreo com menos de 1000 consumido-
res
120 90
A duração de interrupção por unidade consumidora (DIC) é obtido pela
seguinte equação:
å
=
=
n
1i
t(i)DIC [3]
onde:
t(i) – tempo de duração i da unidade consumidora;
n – número de interrupções no período considerado.
A freqüência de interrupção por unidade consumidora (FIC) é obtida
contabilização do número de interrupções no período de análise, isto é:
nFIC = [4]
onde:
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
I - 38
n – número de interrupções no período considerado.
O último indicador DMIC é a duração máxima de interrupção contínua
por unidade consumidora no período considerado. Na apuração dos indicado-
res DIC, FIC e DMIC deverão ser consideradas todas as interrupções inclusive
as programadas e de urgência, excetuando-se aquelas que sejam causadas
por falhas na instalação da unidade consumidora. Quando a concessionária
violar os padrões de FIC, DIC e DMIC definidos pela ANEEL os consumidores
terão direito ao recebimento de multa.
A partir desta resolução todos os cinco indicadores antigos e novos de-
verão constar na fatura do consumidor. Para permitir a adaptação das conces-
sionárias a nova legislação definiu uma implantação gradual através de regras
transitórias. A partir 1 de janeiro de 2001, todos os consumidores disporão no
mínimo dos valores de DEC e FEC verificados no mês anterior bem como as
metas anuais da concessionária que lhe fornece energia para DEC, FEC, FIC
e DIC.
Apenas para os consumidores de alta tensão os valores de DIC e FIC
verificados no mês anterior estarão disponíveis nas faturas a partir de 01 de
janeiro de 2001, os consumidores de baixa tensão terão esta informação na
conta apenas a partir de 2005. Na Resolução 24 está tambémdito que mesmo
os consumidores de baixa tensão terão direito a informação dos valores de
DIC e FIC verificados no mês anterior, desde que solicitem a concessionária
ou permissionária. No caso do indicador DMIC (duração máxima de interrup-
ção contínua) estará apenas disponível nas faturas a partir de janeiro de 2003.
As metas para estes índices para os anos de 2001 a 2004 serão defini-
das em 2000 pela ANEEL e concessionárias, elas entrarão em vigor a partir de
2001 e serão reavaliadas a partir de cada revisão tarifária.
Exemplo 1 :
Uma concessionária de distribuição que alimenta 60.000 consumidores através
de sua rede aérea, apresentou o seguinte relatório de interrupções de forneci-
mento de energia no último trimestre:
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
I - 39
· 5 interrupções de 140 minutos ( 2,33 horas) : 7800 consumidores;
· 2 interrupções de 100 minutos ( 1,66 horas) : 6300 consumidores;
· 3 interrupções de 40 minutos ( 0,66 horas) : 9850 consumidores;
· 6 interrupções de 180 minutos ( 3,00 horas) : 12700 consumidores;
· 8 interrupções de 150 minutos ( 2,50 horas) : 19000 consumidores;
· 5 interrupções de 120 minutos ( 2,00 horas) : 17500 consumidores.
horas 15,24
60000
5x2x1750008x2,5x19006x3x12700
60000
03x0,66x98563x9850x0,662x6300x1,635x7800x2,3
DEC
=
++
+
+++
=
[ 5]
dores/consumiinterrupçõ 61,6F
60000
5x175008x190006x127003x98502x63005x7800
FEC
=
+++++
=
EC
 [6]
Estes números exprimem que, em média, cada cliente desta concessio-
nária esteve 15,24 horas privado do fornecimento de energia elétrica no tri-
mestre e que em média cada consumidor teve 6,61 interrupções.
As interrupções, perdas de serviço para um ou mais consumidores e
que são o resultado de uma ou mais saídas de componentes, dependendo da
configuração do sistema, são classificadas de acordo com certos critérios, de
maneira a bem caracteriza-la. As interrupções podem ser classificadas pelos
seguintes critérios:
§ Quanto a duração:
- Momentâneas : tempo máximo de 3 minutos;
- Sustentadas: tempo superior a 3 minutos.
§ Quanto a origem:
- Externa ao sistema: aquela que resulta de uma saída de compo-
nentes não pertencente ao sistema;
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
I - 40
- Interna ao sistema: aquela que resulta de uma saída de compo-
nentes pertencente ao sistema.
§ Quanto a causa:
- Programada: aquela que resulta da retirada deliberada de serviço
de um componente, por um tempo preestabelecido, usualmente
para fins de construção ou manutenção.
- Não Programada: é uma interrupção causada por uma saída for-
çada. Devido a ocorrências do meio ambiente (poluição, corrosão,
inundação, animais), vandalismo (interferência voluntária ou aci-
dental), falha humana (erro de operação), falha própria do sistema
( sobretensão, subtensão, manobra), falha de componente (ajuste,
montagem, envelhecimento).
§ Quanto a tensão:
- Secundária: 115/127/220/230/380 Volts;
- Primária: 13 800, 34 500 Volts;
- Transmissão: igual ou maior 34 500 Volts.
§ Quanto as condições climáticas:
- Tempo adverso: (vento, chuva, calor) causam uma alta proporção
de saídas forçadas e a demora no reparo dos componentes.
- Tempo normal: causam pouca influencia na saída dos equipa-
mentos.
As interrupções que devem ser incluídas nos cálculos dos índices são
todas aquelas resultantes de saídas de um ou mais componentes que afetam
os consumidores alimentados pelo sistema que se analisa. Excetuando-se os
casos de desligamento de consumidores causado por seus próprios dispositi-
vos, mesmo que sejam devido às condições transitórias do sistema ou por fa-
lha em sua própria rede.
A tensão de fornecimento não sendo constante afeta significativamente
o desempenho dos diversos equipamentos conectados a rede. Cada equipa-
mento tem sua tensão nominal e operá-lo numa tensão diferente da nominal
provoca um mau desempenho operacional e até redução de sua vida útil. Para
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
I - 41
ilustrar este fato, consideremos um motor de indução. Ele operando fornecen-
do uma dada potência mecânica no seu eixo, quando sua tensão de alimenta-
ção está abaixo da nominal ele solicita da rede mais corrente para continuar
fornecendo a mesma potência e tem suas perdas e elevações de temperatura
incrementadas, podendo assim comprometer a sua própria vida útil.
No que se refere a manutenção da tensão constante, a Portaria 047/78
estabelece as condições mínimas que a concessionária deve atender quanto
ao nível de tensão de fornecimento prestado aos seus consumidores. Serão
relacionados a seguir os principais pontos constantes da referida Portaria, ou
seja:
- Atendimento em tensão de transmissão, subtransmissão ou primária de
distribuição:
· A tensão de fornecimento no ponto de entrega de energia pode
ser fixada entre + 5% e - 5% com relação à tensão nominal do
sistema.
· Os limites de variação da tensão de fornecimento no ponto de
entrega de energia são + 5% e - 7,5%.
- Atendimento em tensão secundária de distribuição
· Os limites de variação de tensão de fornecimento no ponto de
entrega de energia constam da Tabela. As disposições cons-
tantes na portaria não se aplicam nos seguintes casos: Variações
momentâneas de tensão, ocasionadas por defeitos, manobras,
alterações bruscas de carga ou perturbações similares e venda
de energia em grosso. A mesma Portaria estabelece ainda as
condições de verificação das medições de tensão e as providên-
cias que devem ser tomadas para regularizar os limites de ten-
são.
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
I - 42
Tabela 4 - Limites de Variação da Tensão de Alimentação
Limites Inferiores Limites SuperioresTensão
Nominal
 ( V )
Condições
Precárias
Condições
Adequadas
Condições
Precárias
Condições
Adequadas
127 109 116(110*) 135 132
220 189 201(190*) 233 229
380 327 348 403 396
* - Exclusivamente para ligações fase-neutro
As reclamações dos consumidores quando ocorrerem variações de ten-
são perceptíveis. Essas variações podem ser as normais que ocorrem entre os
horários de pico e os horários de carga leve, ou, ainda as oscilações rápidas
de tensão. O primeiro tipo de variações apresenta uma relativa facilidade de
medição e correção, uma vez que a variação de tensão é lenta, acompanhan-
do a variação da carga. Já o segundo tipo é de difícil medição, devido às vari-
ações bruscas de tensão, que provocam o fenômeno denominado flicker.
As cargas que podem provocar oscilação; de tensão são os fornos à
arco, aparelhos de raio X, máquinas de solda e motores acionando carga vari-
ável (compressores, britadores, laminadores, guindastes, elevadores, etc. ).
A freqüência elétrica é um parâmetro que também exerce influência no
desempenho dos equipamentos dos consumidores de um sistema elétrico.
Como exemplo podemos citar a influência nas perdas, na elevação de tempe-
ratura e nas velocidades mecânicas dos motores elétricos.
De acordo com o IBGE o Brasil ainda tem 47% da sua população sem
energia elétrica, talvez este fato possa justificar a baixa exigência dos consu-
midores brasileiros durante ao anos 70 e 80 com relação a qualidade do forne-
cimento de energia elétrica. Entretanto, no inicio dos anos 90, com a crescente
automação do parque industrial e com a invasão dos microcomputadores nas
mais diferentes atividades produtivas e recreativas, os clientes dos serviços de
energia elétrica passaram a pleitear melhor qualidade de energia para essas
novas cargas.
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
I - 43
A promulgação da Lei 8.078 de 11 de setembro de 1990, denominada
Código de Defesa do Consumidor, despertoua sociedade brasileira no sentido
de requerer, em todos os níveis, a qualidade desejável, tanto dos produtos ad-
quiridos, quanto dos serviços recebidos das empresas públicas e privadas.
Os principais distúrbios associados a qualidade de energia são:
a) Variações instantâneas de tensão: dependem do montante de energia ar-
mazenada nos elementos do sistema, no instante inicial da ocorrência, e do
seu comportamento transitório, para atingir o seu novo ponto de operação.
Neste grupo estão incluídos:
§ Surtos de tensão: causados por descargas atmosféricas;
§ Transitórios oscilatórios de tensão: causados por chaveamento de equi-
pamentos e linha de transmissão;
§ Cortes na tensão: causados por curto-circuito fase-fase;
b) Variações momentâneas de tensão: tem duração menor que 1 minuto.
§ Subtensão momentâneas ou afundamento: são reduções do valor eficaz
da tensão entre 10% e 90% com duração entre ½ ciclo e 1 minuto;
§ Sobretensão ou elevação: são elevações momentâneas em uma ou
mais fases do sistema elétrico, para valores superiores a ½ ciclo e 1 mi-
nuto;
c) Variações sustentadas de tensão, com duração maior ou igual a um minuto.
Em geral são causados pela entrada e saída de grandes cargas , linhas de
transmissão e equipamentos de compensação de potência reativa (banco
de capacitores).
§ Subtensão sustentada: entre 10% e 90% da tensão nominal;
§ Sobretensão sustentada: superiores a 110% da tensão nominal;
§ Interrupção sustentada: para valores menores que 10% da tensão no-
minal, ou faltas de tensão;
d) Variações momentâneas de freqüência: pequenos desvios de freqüência da
tensão, decorrentes do desequilíbrio entre a geração da energia elétrica e
a demanda solicitada pela carga.
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
I - 44
e) Distorção harmônica total: refere-se tanto a tensão quanto à corrente, para
quantificar o nível de distorção da forma de onda com relação à ideal (se-
noidal), à freqüência fundamental.
f) Flutuação de tensão: é uma série de variações de tensão sistemática e in-
termitentes, dentro de uma faixa entre 95% e 105% da tensão nominal;
g) Cintilação: é a impressão visual resultante da variação do fluxo luminosos
nas lâmpadas, submetidas às flutuações de tensão do sistema.
h) Desequilíbrio de tensão : é a razão entre a componente de seqüência ne-
gativa e da seqüência positiva da tensão do sistema trifásico levando em
consideração os ângulos. O IEEE também considera a relação entre a
componente de seqüência zero e seqüência positiva para medir o desequi-
líbrio da tensão.
Com a atual política de privatização do setor elétrico nacional, sinaliza-
se uma competição de mercado entre as empresas responsáveis pelo serviço
público de energia elétrica. Dentro desse cenário, em que a tendência é de
todos os consumidores sejam livres podendo escolher o seu fornecedor, a dis-
cussão da qualidade de energia elétrica no Brasil vai ser objeto de constantes
ajustes. Novos limites de continuidade, níveis de tensão e outros parâmetros,
como distorções harmônicas permitidas, níveis de flicker, etc., que orientem
tanto os clientes quanto as concessionárias de energia elétrica, além de pena-
lidades quanto as transgressões aos limites impostos pela normalização, vão
fazer parte do dia a dia de consumidores, concessionárias e ANEEL.
Devem também ser estabelecidas as responsabilidades dos clientes
quanto à injeção de poluentes elétricos no sistema supridor, e quais as penali-
dades sofridas pelas concessionárias, se os níveis de qualidade de energia
não forem atendidos. Como se pode perceber, com o advento de novas tec-
nologias incorporadas à carga do consumidor, os procedimentos normativos,
anteriormente expostos, não fazem mais sentido serem o instrumento balizador
do nível de qualidade de energia nos tempos atuais.
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
I - 45
8. EVOLUÇÃO E PERSPECTIVAS FUTURAS DOS SISTEMAS
ELÉTRICOS
Nos últimos anos a evolução dos sistemas elétricos ocorreu sempre
tendendo a:
· reduzir o nível de investimentos,
· reduzir o impacto ambiental causado pelo número excessivo
de linhas de transmissão e subestações;
· incrementar a qualidade no fornecimento de energia elétrica;
· descobrir novas tecnologias para geração de energia elétrica
encarando uma provável futura escassez de recursos naturais
como carvão e óleo mineral.
Dentro destas linhas de ação foram:
· construídas linhas de transmissão em níveis de tensão cada
vez mais elevadas ocupando o menor espaço possível, surgin-
do assim linhas de transmissão em 69kV, 138kV, 345kV,
500kV e 750kV;
· construídas linhas interligando sistemas isolados e ainda, am-
pliando as interligações entre sistemas elétricos já interligados;
· colocadas em operação pequenas centrais acionadas por fon-
tes primárias alternativas como a energia solar e a energia eó-
lica;
· construídas linhas de transmissão em corrente contínua para
transporte de grandes blocos de energia em grandes distânci-
as.
A interligação de sistemas elétricos aumenta a confiabilidade e reduz
novos investimentos, pois permite que:
· unidades geradoras de alto custo sejam substituídas por outras
de custo menor;
· ocorra ajuda mútua em casos de emergência em um dos sis-
tema elétricos operando interligado;
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
I - 46
· sejam reduzidos novos investimentos em centrais elétricas
para ampliar e manter a reserva girante de um sistema elétrico,
· sejam aproveitadas a diversidade de carga entre sistemas in-
terligados;
· sejam aproveitadas a diversidade hidrológica entre bacias hi-
drográficas distintas.
É importante destacar que interligações entre sistemas elétricos não
trazem apenas vantagens, uma vez que distúrbios de um sistema são transmi-
tidos para o outro e que interligar sistemas elétricos significa elevar o nível de
curto circuito, aumentando o custo dos equipamentos e instalações.
Com o aparecimento nos anos sessenta da tecnologia dos tiristores e
com a necessidade cada vez maior de transportar grandes blocos de energia
por grandes distâncias, a transmissão de energia em corrente contínua passou
a ser uma alternativa atraente. É importante ressaltar que a idéia não é elimi-
nar os sistema em corrente alternada e sim superpor uma linha CC a uma CA
ou interligar dois sistema ca por um link ou elo CC.
A Figura 15 apresenta o diagrama unifilar de um elo CC com seus
principais componentes: filtros de harmônicos CA, conversores e reatores série
CC. Os conversores podem operar como inversores ou como retificadores. Os
filtros CA são responsáveis pela eliminação dos harmônicos do lado CA e os
reatores série impedem que os harmônicos circulem pelo lado CC do elo.
Os disjuntores são instalados apenas no lado CA dos conversores e
não são utilizados para eliminar faltas no lado CC ou nos conversores. Para
falhas no sistema CC, o sistema de controle de ignição dos tiristores atua blo-
queando o fluxo de potência no elo.
 
Sistema
CA
Sistema
CA
Figura 15 – Diagrama unifilar de um elo de corrente contínua
 
Capítulo 1 - Introdução aos Sistemas Elétricos
I - 47
As principais aplicações dos sistema de transmissão em corrente con-
tínua são:
· para o caso de travessias marítimas utilizando cabos de alta
tensão em trechos longos (maior que 40Km). Este fato não se
deve apenas ao menor custo do cabo mas também é uma de-
corrência do fato de não existir solução econômica para com-
pensação da corrente de carga dos cabos;
· para interconectar sistemas CA com freqüências diferentes ou
onde não há interesse em sincronizar os dois sistemas CA;
· para limitar os níveis de curto circuito, pois com dois sistemas
CA interligados