Inércia: devagar quase parando

Enio Fonseca e Decio Michellis Jr.

“Não bate de frente com a gente
Que a gente é outra parada
Não bate de frente com a gente
Que a gente é outra parada (hehe)
Pediu pra parar, parou.”
(“Pediu pra Parar, Parou”; Péricles)

Inércia

Inércia é a tendência natural dos objetos em movimento de permanecerem em movimento e dos objetos em repouso de permanecerem em repouso, a menos que uma força cause uma mudança na velocidade. É um dos princípios fundamentais da física clássica e descrito por Isaac Newton em sua primeira lei do movimento (também conhecida como O Princípio da Inércia). É uma das principais manifestações da massa, uma das principais propriedades quantitativas dos sistemas físicos.

O momento de inércia é definido em relação a um eixo rotacional. É a razão entre o torque aplicado e a aceleração angular resultante em torno desse eixo. O momento de inércia de um corpo em torno de um eixo específico depende tanto da massa quanto de sua distribuição em relação ao eixo, aumentando com a massa e a distância do eixo. Trata-se de uma propriedade extensiva (aditiva): para uma massa pontual, o momento de inércia é simplesmente a massa vezes o quadrado da distância perpendicular ao eixo de rotação.

Momento de inércia é uma medida da resistência de um corpo à mudança em sua velocidade de rotação. Quanto maior o momento de inércia, mais difícil é acelerar ou desacelerar um objeto em rotação. GD² é uma forma de representar o momento de inércia, frequentemente encontrada em catálogos de equipamentos rotativos, especialmente motores elétricos. Ele representa a inércia rotacional de um corpo e é calculado multiplicando-se a massa (G) pela distância ao quadrado do eixo de rotação (D²). A unidade usual para GD² é kgf.m², mas também pode ser expressa em outras unidades, como kg.m².

A resposta inercial é uma propriedade de grandes geradores síncronos, que contêm grandes massas rotativas síncronas e que atua para superar qualquer desequilíbrio imediato entre o fornecimento de energia e a demanda por sistemas de energia elétrica, normalmente a rede elétrica. Devido ao desequilíbrio de energia sempre existente entre o fornecimento de energia mecânica e a demanda de energia elétrica, a frequência de rotação das massas rotativas em todos os geradores síncronos na rede acelera e, portanto, absorve a energia extra em caso de excesso de fornecimento de energia, ou diminui a velocidade e fornece energia adicional em caso de excesso de demanda de energia. Essa resposta, no caso de um gerador síncrono, é incorporada ao projeto e ocorre sem nenhuma intervenção ou coordenação externa, fornecendo ao controle automático de geração e ao operador da rede um tempo valioso (alguns segundos) para reequilibrar o sistema.

A inércia pode ser medida em unidades de produto potência-tempo (gigawatt -segundos). Os geradores de rotação mais rápida podem armazenar mais energia cinética (proporcional ao quadrado da frequência de rotação), mas são mais leves e, portanto, desaceleram mais rápido, fazendo com que mais potência seja injetada no início da resposta quando comparados às máquinas mais lentas e pesadas.

A inércia do Sistema Interligado está relacionada às constantes de inércia dos geradores em funcionamento; no momento de menor demanda de energia ou que as fontes renováveis (eólica e solar estão em geração máxima) pode haver menos geradores síncronos em funcionamento e, portanto, uma contingência carga/frequência pode ser mais difícil de lidar.

A elevada penetração da energia renovável variável criou desafios: por não possuírem massa rotacional (solar) ou seu projeto não o acopla eletromecanicamente ao restante da rede. São recursos baseados em inversores e, portanto, não consegue contribuir com a inércia para o sistema da mesma forma que um gerador síncrono.

Em 15/08/23 o Brasil viveu um apagão que durou até 8 h, com 29 milhões de pessoas afetadas em todos os estados exceto Roraima. Ocorreu uma perda em 10 minutos de 25,9% da carga/19.000 MW, decorrentes de uma falha em parques eólicos e solares (incapacidade de suporte dinâmico de potência reativa) no CE.

“A perturbação brasileira do dia 15/08/2023 evidenciou que o controle de tensão e o suporte dinâmico de potência reativa das usinas eólicas e fotovoltaicas durante contingências ficaram muito aquém do desempenho indicado pelos modelos matemáticos fornecidos pelos agentes proprietários dessas usinas. Em resposta, foi necessário ajustar os modelos das fontes eólicas e fotovoltaicas na base de dados para estudo de estabilidade do SIN para reproduzir de forma adequada a perturbação ocorrida. Esse episódio desencadeou uma série de estudos e ações por parte do ONS para estabelecer novas regiões operativas seguras, que desprenderam na redução dos limites de intercâmbio das interligações e na inclusão de novas restrições locais no sistema de transmissão para prevenir colapsos de tensão de larga abrangência em situações de contingência.

… a discrepância entre o desempenho dinâmico das usinas eólicas e fotovoltaicas informado pelos agentes através dos modelos matemáticos dessas usinas e o desempenho real delas resultou em impactos significativos em toda a cadeia de planejamento e operação do Setor Elétrico Brasileiro.
Esse contexto evidencia uma lacuna relevante entre as expectativas de planejamento da operação e as reais condições de escoamento do sistema pois para um mesmo sistema de transmissão, a capacidade de escoamento pode variar significativamente conforme o suporte dinâmico fornecido pelas usinas presentes na rede.

… após a identificação da causa raiz da ocorrência de agosto de 2023, o ONS não passou a adotar uma postura mais ou menos conservadora em relação ao seu mandato de risco na execução da operação em tempo real do SIN — ao contrário do que vem sendo afirmado, sem lastro técnico, em algumas publicações na mídia ou fóruns setoriais. O que de fato se alterou, a partir do final de 2023, foi a adoção de modelos matemáticos mais aderentes ao desempenho real das usinas renováveis variáveis. Como esse dado de entrada é crítico para o estabelecimento de regiões operativas seguras, conforme mencionado anteriormente, a atualização dos modelos implicou em uma redução da capacidade de escoamento do sistema, explicando a causalidade entre a ocorrência de agosto de 2023 e parte do aumento do curtailment. Essa medida foi necessária para assegurar a confiabilidade da operação, mantendo-se o mandato de risco, que considera contingências simples de qualquer elemento e contingências duplas de linhas de transmissão que compartilham a mesma torre ou faixa de passagem – critérios operativos amplamente adotados pela maioria de países e sistemas elétricos ao redor do mundo. Em outras palavras, a discrepância entre os modelos enviados e o desempenho real das usinas têm impactado o escoamento da geração renovável no Nordeste, resultando em aumento do curtailment dos agentes geradores como medida necessária para assegurar a confiabilidade do SIN, conforme os critérios estabelecidos nos Procedimentos de Rede.” () Recomendamos a leitura de artigo de nossa autoria “Curtailment: “Psicose” à Brasileira” Clicando aqui, em: 23/06/25, para melhor compreensão do tema.

Serviços Ancilares

Serviços ancilares são serviços complementares e essenciais para o funcionamento seguro e eficiente do sistema elétrico, garantindo a estabilidade e confiabilidade do fornecimento de energia. Eles atuam em conjunto com os serviços principais (geração, transmissão, distribuição e comercialização) para manter o equilíbrio do sistema, especialmente em relação à frequência e tensão, e para lidar com emergências. Eles complementam os serviços principais do sistema elétrico, como geração e transmissão, garantindo que o sistema opere de forma segura e estável.

A ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) estabelece as regras para a prestação e remuneração desses serviços, como a Resolução Normativa nº 1.030/2022
Os custos dos serviços ancilares são repassados aos consumidores através do Encargo de Serviço do Sistema (ESS). A apuração da indicação de pagamento desse encargo é feito pelo ONS e o custo é calculado mensalmente pela CCEE. Ele é pago pelos agentes da categoria consumo aos agentes de geração. Sua gestão fica a cargo da CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica.
São essenciais para a regulação da frequência, controle de tensão e resposta a contingências, assegurando o fornecimento contínuo de energia.

Recursos e ações que garantem a continuidade do fornecimento, segurança do sistema e manutenção dos valores de frequência e tensão:

• Regulação primária (Visa o provimento do controle primário de frequência);
• Regulação secundária (CAG – Controle Automático de Geração, controle secundário de frequência);
• Reserva para contingências (Visa cobrir grandes variações entre carga e geração; supre desvios não programados);
• Controle de tensão (suporte de reativo);
• Capacidade de restauração autônoma (Black-start);
• Suprimento de perdas.

Recursos e ações que garantem a continuidade do fornecimento, segurança do sistema e manutenção dos valores de frequência e tensão:

• Geradores (Controle de frequência, controle de tensão e partida autônoma);
• Reatores Manobráveis e Capacitores Shunt (Controle de tensão);
• Compensadores Síncronos e Estáticos (Controle de tensão);
• Cargas (Controle de frequência – alívio nas contingências ou interruptíveis).

Desvantagens dos Recursos Energéticos Distribuídos (REDs), especialmente a Micro e Minigeração Distribuída (MMGD), fornecendo serviços ancilares:

• Fornecimento de potência elétrica através dos REDs apresenta limites técnicos por níveis de sobre tensão;
• Os REDs somente poderiam fornecer energia nos níveis de distribuição;
• Só algumas tecnologias podem fornecer reservas operativas primarias, aquelas que têm tempos de resposta adequados;
• Os tempos de resposta de várias usinas de REDs dificilmente podem competir com o tempo de resposta de uma só usina centralizada;
• A inserção dos REDs nas redes aumenta os custos de O&M pelo fato de haver mais equipamentos ativos nas redes. É necessária uma gestão mais ativa das redes com maiores custos de comunicação e controle;
• Complexidade operativa (esforço computacional, predição, Big Data, I.A., comunicação e transmissão de dados, participação no mercado de resolução de desvios etc.);
• Custos dos REDs (a participação no mercado com todas as consequências): custos ocasionados pelo não cumprimento de sua produção e os custos de regulação;
• Algumas tecnologias de REDs têm problemas para predizer sua produção (eólica, fotovoltaica e em menor medida a cogeração) devido à variabilidade que apresenta o recurso primário empregado ou o processo industrial no qual estão imersos;
• A remuneração REDs deve reconhecer os custos adicionais da imprevisibilidade da produção para assegurar sua viabilidade econômica;
• REDs obriga à distribuidora a modificar a operação de suas redes, requerendo nova infraestrutura;
  Critérios de planejamento da distribuição que incorporem a necessidade de armazenamento de energia;
• Sistema frágil com potência reduzida de curto-circuito (relação de curto-circuito diminuída) – impacto na atuação dos dispositivos de proteção – desafio para proteção a falhas de alta impedância (cabos partidos por ex.);
• Falta de inércia para estabilizar a frequência da rede com alta participação de renováveis nas sub-redes locais;
  Necessidade de compensação de potência reativa;
• Presença de harmônicos e oscilações;
• Necessidade de armazenamento e unidades flexíveis de pico de carga;
• Geração Térmica Flexível Multicombustível de Back-up;
• UTE GN CS (Usinas Termelétricas a Gás Ciclos Simples) tem o dobro de emissão de GEE – Gases de Efeito Estufa da UTE GN CC (Usinas Termelétricas a Gás Ciclo Combinado).

Deslinearização das Cargas: as cargas tradicionais são lineares, isto é, resistivas ou indutivas/capacitivas, dimensionadas para operar com a frequência de 60 Hz. A evolução recente das cargas indica a importância crescente das cargas não-lineares, tais como equipamentos eletrônicos, inversores e conversores de frequência e equipamentos cuja alimentação passa por um retificador (ou inversor), todos em maior ou menor grau responsáveis pela introdução de harmônicos (múltiplos inteiros da frequência fundamental) nos sistemas de suprimento, (são componentes de frequência que se somam à frequência fundamental da rede 60 Hz) que não consomem corrente de forma suave e contínua, mas sim em pulsos, o que introduz distorções na forma de onda senoidal. Em geral, as harmônicas de ordem ímpar, como a 3ª, 5ª e 7ª, são as mais problemáticas, especialmente em sistemas trifásicos com cargas não lineares. A 3ª harmônica, por exemplo, é a mais significativa em sistemas com cargas monofásicas conectadas entre fase e neutro. Essas distorções na forma de onda da corrente e tensão podem causar problemas em equipamentos e reduzir a eficiência do sistema.

Lidando com o Declínio da Inércia

Os seguintes recursos são usados ​​para manter a confiabilidade da rede no ambiente de inércia reduzida:

• Manter a inércia acima dos níveis limite (uma medida temporária), forçando os proprietários dos geradores síncronos a operarem as suas unidades ou restringindo a utilização de recursos baseados em inversores de rede;
• ERAC – Esquema Regional de Alívio de Carga é um sistema de proteção que atua no sistema elétrico para evitar apagões, desligando automaticamente partes da carga quando a frequência da rede cai abaixo de um certo limite, compreendendo até 5 estágios com cortes que variam de 5 % a 16 % da carga variando por subsistema e/ou região. O restabelecimento manual das cargas desligadas pelo ERAC das distribuidoras de energia deve ser feito com autonomia pela operação do agente, somente após a estabilização da frequência em valor igual ou superior a 60 Hz, após um tempo igual ou superior a 01 (um) minuto.
• Equipar cargas não críticas que toleram breves desconexões (por exemplo, instalações de refrigeração industrial) com relés automáticos que cortam a carga no limite de frequência predefinido. A desconexão da carga pode ser feita muito rapidamente (meio segundo, incluindo a medição de frequência);
• Permitindo um desvio de frequência maior do que o típico 59,5 Hz;
• Utilizando a massa rotacional de compensadores síncronos;
• Utilizando geradores renováveis ​​menos convencionais que tenham inércia (energia solar concentrada ou energia de biomassa);
• A geração baseada em inversores, se não estiverem funcionando com a potência máxima disponível, também podem ser aumentados extremamente rápido (25% por segundo para energia eólica, 100% por segundo para energia fotovoltaica). Uma quantidade limitada de energia cinética pode ser extraída de uma turbina eólica, fornecendo 10% extras de sua capacidade por cerca de meio segundo (após um atraso de meio segundo). Esses recursos permitem a implementação da resposta rápida de frequência – controle de frequência usando o despacho de geração baseada em inversores e desconexões de carga para atingir tempos de reação semelhantes à inércia, daí o nome alternativo para inércia sintética;
• Baterias em escala de rede também podem participar de FFR com taxa de rampa de 100% por segundo;
• Obrigando os consumidores a pagarem pela resposta de frequência, tal como outros serviços ancilares, através de um mecanismo de mercado.

Quanto Custa?

“As usinas hidrelétricas responderam por 86% dos cortes de geração obrigatórios (curtailment) aplicados às fontes renováveis (solar, eólica e hidrelétrica) entre janeiro de 2022 e dezembro de 2024, que totalizaram 98 TWh (terawatt-hora). Os dados são da Abrage (Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica), que classifica o cenário como crítico para o segmento hídrico e fala em risco de desotimização do sistema.

Na avaliação da presidente da associação e ex-secretária-executiva do MME (Ministério de Minas e Energia), Marisete Dadald, a situação gera prejuízo tanto aos age      ntes quanto aos consumidores, visto que a restrição de geração hidrelétrica agrava o GSF (risco hidrológico). Segundo ela, o ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) têm cortado primeiro as hidrelétricas, antes de restringir a geração solar e eólica: “Se essa priorização dos cortes continuar, os consumidores poderão arcar com R$ 519 milhões adicionais em média por ano nas tarifas neste ciclo de 2025 a 2028″, disse em entrevista à Agência iNFRA.” ()

“De acordo com o relatório da Volt, foram afetadas com os cortes, chamados pelo jargão do setor de curtailment, 445 UFVs e parques eólicos, que ficaram impedidos de gerar em determinadas horas dos dias em 2024. A região mais impactada foi o Nordeste, com 330 mil horas, que representam 75% do total no Brasil. Os estados mais afetados foram Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia.

Cerca de 65% dos curtailments estavam relacionados com problemas na rede elétrica, que incluem dificuldades na infraestrutura de transmissão, como subdimensionamento das linhas, atrasos em obras e paradas para manutenção, além de possíveis instabilidades que poderiam ser causadas pela geração e eventuais falhas nos equipamentos.

Apenas 35% dos cortes tiveram motivação relacionada à diferença entre a oferta e demanda de carga instantânea. Segundo a análise, a oferta superior à demanda acontece de maneira mais recorrente nos finais de semana, quando boa parte das empresas consumidoras está fechada ou operando de forma mais pontual e reduzida.

Com o cenário, os prejuízos financeiros em 2024 ultrapassaram a marca de R$ 1,6 bilhão aos geradores, com mais de 14,6 TWh médios cortados.” ()
São cerca de R$ 2 bilhões de prejuízo gerado aos agentes nos últimos dois anos (2023 e 2024).

A inércia de um gerador em segundos de potência nominal armazenada como energia cinética. Isso é estranhamente chamado de constante de inércia. A constante de inércia para um gerador de pode variar de 2 a 7 segundos, com um valor típico sendo 4. Assim, uma usina térmica de 1 GW terá algo como 4 GW-s (4 GJ) de energia rotativa armazenada. Eólica e solar não têm inércia síncrona. Uma maneira de substituir essa inércia é um compensador síncrono e um volante. Isso é simplesmente um motor síncrono acionando um volante e nada mais. O volante é operado em vácuo para reduzir perdas.

Considerando que a energia solar custa entre US$ 1.150 e US$1.600 por kW nominal ou um US$ 1,15 bilhão de dólares (mín.) por GW de capacidade instalada, e queremos fornecer inércia equivalente a uma usina termelétrica convencional para essa capacidade, precisaríamos gastar cerca de US$ 175 milhões em compensadores síncronos. Isso adicionaria algo em torno de 15% ao custo da usina! Uma usina solar de 1 GW precisaria algo em torno de 300 MW, dependendo da localização, então a inércia nos custará algo em torno de US$ 575/kW de capacidade efetiva.

Utilizando os dados do ONS – Operador Nacional do Sistema da figura abaixo, se estima que seriam necessários no mínimo 13,7 GW em compensadores síncronos (meramente ilustrativo), o que equivale a um investimento de aproximadamente US$ 8 bilhões

A figura abaixo mostra o maior volante de inércia do mundo instalado na Irlanda. Pesa 200 toneladas e gira a 3.000 RPM. A particularidade do equipamento fabricado pela Siemens Energy, é seu tamanho enorme: pesa nada menos que 130 toneladas, somadas às 66 toneladas do compensador síncrono. Esse enorme peso gira a 3.000 rpm, atuando como um estabilizador eficaz da rede. Juntos, formam uma inércia de 4.000 GW/s. Foram investidos € 85 milhões.

https://i.blogs.es/074e4b/xtkvolante/1200_800.jpeg

Pesquisas em andamento apontam para a possibilidade de manter a frequência da rede mesmo em sistemas com inércia muito baixa ou inexistente. O desenvolvimento de novos inversores “formadores de rede” permite que recursos baseados em inversores assumam um papel mais ativo na manutenção da confiabilidade e pode ser uma tecnologia essencial para uma rede puramente baseada em inversores.

Não disponíveis comercialmente ainda.

É possível sobreviver com menos inércia, mas apenas ao custo de uma menor confiabilidade do sistema. Também seria possível que uma combinação de baterias suficientes e eletrônicos sofisticados possam substituir a inércia de forma mais barata (???). A conferir.

Porém o custo de baterias não é barato. Só para comparação a tarifa média no Brasil é de R$ 740,00/MWh (US$ 133,64/MWh) ()

Conclusões

O que realmente fornece inércia útil? Geradores síncronos (hidrelétricas, termelétricas a gás, nucleares, carvão): ()

• Giram em sincronia com a frequência da rede (60 Hz);
  Têm grandes massas rotativas, fornecem inércia física; e
• Ajudam a desacelerar as mudanças de frequência, dando tempo para os sistemas reagirem, seja pela demanda ou pela geração.

Geração assíncrona (a maioria das turbinas eólicas, todas as solares fotovoltaicas):

• Desacopladas magneticamente da rede;
• Têm pouca ou nenhuma massa rotativa; e
• Fornecem inércia física mínima ou nenhuma.

O desafio com o aumento das energias renováveis: como os sistemas de energia dependem mais da geração assíncrona, as mudanças de frequência podem ocorrer muito mais rapidamente, aumentando o risco de instabilidade da rede.

À medida que aumentamos a penetração das energias renováveis, entender e gerenciar a inércia se torna crítico.

Não é apenas uma palavra da moda, é fundamental para manter as luzes acesas.

É possível sobreviver com menos inércia, mas apenas ao custo de uma menor confiabilidade do sistema.

Também seria possível que uma combinação de baterias suficientes e eletrônicos sofisticados possam substituir a inércia das máquinas síncronas.

Inversores “formadores de rede” permitirão que recursos baseados em inversores assumam um papel mais ativo na manutenção da confiabilidade e pode ser uma tecnologia essencial para uma rede puramente baseada em inversores. Não disponíveis comercialmente ainda.

Tudo fica cada vez mais complicado. Parafraseando Jhovi Carmo (“O vazio é um NADA que acaba com TUDO”): O vazio (da inércia) é um NADA, que acaba com TUDO (a estabilidade da rede)!

Enio Fonseca – Engenheiro Florestal, Senior Advisor em questões socioambientais, Especialização em Proteção Florestal pelo NARTC e CONAF-Chile, em Engenharia Ambiental pelo IETEC-MG, em Liderança em Gestão pela FDC, em Educação Ambiental pela UNB, MBA em Gestão de Florestas pelo IBAPE, em Gestão Empresarial pela FGV, Conselheiro do Fórum de Meio Ambiente do Setor Elétrico, FMASE, foi Superintendente do IBAMA em MG, Superintendente de Gestão Ambiental do Grupo Cemig, Chefe do Departamento de Fiscalização e Controle Florestal do IEF, Conselheiro no Conselho de Política Ambiental do Estado de MG, Ex Presidente FMASE, founder da PACK OF WOLVES Assessoria Ambiental, foi Gestor Sustentabilidade Associação Mineradores de Ferro do Brasil e atual Diretor Meio Ambiente e Relações Institucionais da SAM Metais. Membro do Ibrades, Abdem, Adimin, Alagro, Sucesu, CEMA e CEP&G/ FIEMG e articulista do Canal direitoambiental.com. 

LinkedIn Enio Fonseca

Decio Michellis Jr. – Licenciado em Eletrotécnica, com MBA em Gestão Estratégica Socioambiental em Infraestrutura, extensão em Gestão de Recursos de Defesa e extensão em Direito da Energia Elétrica, é Coordenador do Comitê de Inovação e Competitividade da Associação Brasileira de Companhias de Energia Elétrica – ABCE, assessor técnico do Fórum do Meio Ambiente do Setor Elétrico – FMASE e especialista na gestão de riscos em projetos de financiamento na modalidade Project Finance.

 

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