Redes Subterrâneas de Energia Elétrica no Brasil

CENTRO UNIVERSITÁRIO AUGUSTO MOTTA CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO REDES SUBTERRÂNEAS DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL Luiz Cláudio Rego Campos RIO DE JANEIRO 2017 CENTRO UNIVERSITÁRIO AUGUSTO MOTTA CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO REDES SUBTERRÂNEAS DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL Luiz Cláudio Rego Campos Trabalho acadêmico apresentado ao Curso de Engenharia Elétrica do Centro Universitário Augusto Motta (UNISUAM), como requisito parcial à obtenção do título de Bacharel em Engenharia Elétrica. Orientador: André Luís da S. Pinheiro, D.Sc. RIO DE JANEIRO 2017 CENTRO UNIVERSITÁRIO AUGUSTO MOTTA CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO REDES SUBTERRÂNEAS DE ENERGIA ELÉTRICA Luiz Cláudio Rego Campos APROVADO EM: _________________________ BANCA EXAMINADORA: _______________________________________ Prof. André Luís da Silva Pinheiro, D.Sc. - Orientador _______________________________________ Prof. Geraldo Motta Azevedo Júnior, D.Sc. _______________________________________ Prof. Antônio José Dias da Silva, M.Sc. _______________________________________ Prof. Marcelo de Jesus Rodrigues de Nóbrega, Pós D.Sc. RIO DE JANEIRO 2017 DEDICATÓRIA Aos meus filhos Victória Luiza, Luiz Guilherme, Ana Beatriz meus melhores e maiores presentes e a minha mãe Elisabete, vocês são a razão do meu viver. AGRADECIMENTOS Agradecer nos leva a pensar o quanto o passado está ligado ao nosso presente e o quanto as pessoas são importantes ao logo de todo este processo. Foram muitos anos de luta, a todo momento surgia diversos motivos para desistir e a força vindo de vários lugares nos fez permanecer e acreditar. Guardo com carinho as pessoas que tiveram suas participações direta ou indiretamente nesta conquista. Agradeço primeiramente a Deus, aquele que está acima de todas as coisas. Aos meus pais Luiz (In Memoriam) e Elisabete, por todos os ensinamentos ao longo da vida, na formação do meu caráter, no apoio em todos os momentos. Ao meu irmão Fábio por estar sempre junto. Aos meus filhos Victória Luiza, Luiz Guilherme e Ana Beatriz, vocês são a razão de todas as noites sem dormir para estudar e tornar tudo isso realidade. Ao meu avô Waldyr Campos, pelos conselhos. A Elaine e Ana Carolina que cada uma do seu jeito, com suas qualidades e seus defeitos sempre me apoiaram em todos momentos. Ao meu compadre Beni pelas palavras nos momentos difíceis e de desânimo. Ao meu orientador professor André Pinheiro, pela paciência, pelas cobranças para que o trabalho pudesse ficar o melhor possível. A UNISUAM, que através dos seus professores, me permitiu todo o aprendizado adquirido, vou citar alguns deles que marcaram este período: Marcelo Nóbrega, Geraldo Mota, José Raed, Vinicius Coutinho, Franco Fattorillo, José Tadeu, Gladson Fontes, Roberto Silva, Antônio José, Luiz André Subtil, Gilbert Santos, Paulo Salgueiro, Leonardo Silva, Paulo Cesar Paz, Everton Bispo, Luciene das Neves. Aos colegas que vamos levar para toda a vida: Leonardo Tadeu, Vitor Maia, Tiago Mineiro, André Luis, Victor Loubach, Rafael Mendes, Raphael Martins, Ricardo Dias, Taynara Viana, Douglas Viana, Leandro Dias, Jeferson Bragança, Jefferson Goes, Catiane Gonçalves, Marcos Melo, Priscila Pereira, Denilson Gaudard, Mávio Torres, Vinicius Barbosa, Alexandre Junior, Carlos Otávio, Renato Pedra, Lucas Vilaça, Fábio Sabino ( In Memorian ), Célio Sabino, Taís Regina, Felipe Vidal, Gedílson Marques, Jonison Andrade, Jorge Armando, Luciano Oliveira, Luiz Maciel, Marcelo Maia, Max Rueb, Renato Botelho, Thaís Moura, Taynara Abreu, Thiago Araújo, Rafael Botelho. EPÍGRAFE “Tu te tornas eternamente responsável por tudo aquilo que cativas”. Antoine de Saint-Exupéry LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS ANEEL- Agência Nacional de Energia Elétrica COPEL- Companhia Paranaense de Energia CPFL- Companhia Paulista de Força e Luz CC- Corrente Contínua CA- Corrente Alternada CEMIG - Companhia Energética de Minas Gerais FURNAS - Furnas Centrais Elétricas S.A LT- Linha de Transmissão RDS- Rede de Distribuição Subterrânea BTX- Rede de Barramento Triplex CTS- Caixa de Transmissão Subterrânea LISTA DE ILUSTRAÇÕES Figura 1 Esquema do sistema elétrico de potência – SEP............................................ 13 Figura 2 Esquema de rede de distribuição aérea de energia elétrica............................. 14 Figura 3 Esquema de rede de distribuição subterrânea de energia elétrica................... 14 Figura 4 Radial em anel com alimentadores oriundos de SETD’s diferentes............... 22 Figura 5 Radial em anel com alimentadores oriundos de transformadores diferentes da SETD......................................................................................... 23 Figura 6 Radial em anel com alimentadores oriundos do mesmo transformador SETD.............................................................................................................. 23 Figura 7 Câmara transformadora típica do sistema radial em anel............................... 25 Figura 8 Configuração do sistema residencial subterrânea........................................... 27 Figura 9 Câmara transformadora cabine....................................................................... 29 Figura 10 Câmara transformadora típica do sistema D.R.S............................................ 29 Figura 11 Configuração típica do sistema radial com primário seletivo........................ 31 Figura 12 Câmara transformadora típica do sistema radial com primário seletivo........ 33 Figura 13 Configuração típica do sistema reticulado...................................................... 34 Figura 14 Câmara transformadora reticulado................................................................. 36 Figura 15 Banco de linhas de dutos................................................................................ 40 Figura 16 Construção de CTS......................................................................................... 40 Figura 17 Construção da Caixa de Inspeção................................................................... 41 Figura 18 Caixa de passagem.......................................................................................... 42 Figura 19 Infraestrutura da Rede Subterrânea................................................................ 42 Figura 20 Cabo de Média Tensão................................................................................... 43 Figura 21 Cabo de Baixa Tensão.................................................................................... 44 Figura 22 Esquema ilustrativo da camisa de Puxamento................................................ 45 Figura 23 Destorcedor..................................................................................................... 45 Figura 24 Roletes............................................................................................................ 46 Figura 25 Dinamômetro.................................................................................................. 46 Figura 26 Carreta............................................................................................................. 46 Figura 27 Camisa de puxamento..................................................................................... 47 Figura 28 Escavação da vala........................................................................................... 48 Figura 29 Preparação da vala.......................................................................................... 49 Figura 30 Método de instalação dos cabos em vala........................................................ 51 Figura 31 Instalação do torcedor..................................................................................... 52 Figura 32 Emenda de MT – Tipo Reta Trifásica............................................................ 54 Figura 33 Emenda de MT – Tipo Reta Trifásica- em construção................................... 54 Figura 34 Emenda de Média Tensão Contrátil A Frio – Reta........................................ 55 Figura 35 Emenda de Média Tensão Termocontrátil...................................................... 55 Figura 36 Emendas Derivação Raychem........................................................................ 56 Figura 37 Transformador................................................................................................ 57 Figura 38 Diagrama de um Transformador.................................................................... 57 Figura 39 Chave à óleo 3 direções................................................................................. 58 Figura 40 Foto chave à gás de 2 vias............................................................................. Figura 41 Chave à gás 3 vias.......................................................................................... 59 Figura 42 Protetor Network Submersível....................................................................... 61 Figura 43 Barramento Triplex (BTX)............................................................................. 62 Figura 44 Processo de Retirada de óleo.......................................................................... 67 58 Figura 45 Processo de enchimento de óleo..................................................................... 68 Figura 46 Instalação do PICOUP.................................................................................... 78 Figura 47 Acionador PICOUP........................................................................................ 78 Figura 48 Detector de gás............................................................................................... 79 Figura 49 Pavè De Terre................................................................................................. 79 Figura 50 Diagrama Pavé de Terre................................................................................. 80 Figura 51 Alicate com matrizes...................................................................................... 80 Figura 52 Injetor De Sinal Acústico................................................................................ 81 Figura 53 Detector de Tensão......................................................................................... 81 Figura 54 Detector de Tensão por ponto capacitivo....................................................... 82 Figura 55 Detector De Tensão Por Contato Direto......................................................... 82 Figura 56 Princípio de Funcionamento........................................................................... 83 Figura 57 Detector Balístico........................................................................................... 83 Figura 58 Gerador de Ondas de Choque......................................................................... 84 Figura 59 Ecometria De Baixa Tensão........................................................................... 85 Figura 60 Reflexão Durante O Arco............................................................................... 85 Figura 61 Reflexão Direto em Tensão............................................................................ 86 Figura 62 Reflexão em Comparação 1ª forma................................................................ 86 Figura 63 Reflexão em Comparação 2ª forma................................................................ 87 Figura 64 Reflexão Direto em Choques.......................................................................... 87 Figura 65 Reflexão em Comparação Diferencial............................................................ 88 Figura 66 Geofone........................................................................................................... 88 Figura 67 Ferramenta Utilizada Para Retirada da Capa de PVC.................................... 89 Figura 68 Extrator de Semi Condutora........................................................................... 89 Figura 69 Extrator de Isolamento.................................................................................... 90 Figura 70 Ferramenta de Chanfro................................................................................... 90 Figura 71 Apontador....................................................................................................... 90 . CAMPOS, Luiz Cláudio Rego. Redes Subterrâneas de Energia. 108 fls. Trabalho de conclusão de curso (Graduação em Engenharia Elétrica) – Centro Universitário Augusto Motta, Rio de Janeiro, 2017. RESUMO Visto a exigência dos consumidores , a cada dia que passa a extensão da rede de cabos subterrâneos em baixa tensão e em média tensão, tem vindo a aumentar, de forma a garantir uma maior qualidade de serviço, aumentar a segurança e diminuir o impacto visual que as linhas aéreas produzem. Para tal, é necessário compreender quais os materiais e as suas características mais adequadas para os cabos subterrâneos, isso é feito neste trabalho. Apesar de os defeitos em cabos subterrâneos serem menos frequentes do que nas linhas aéreas, tornam-se mais complicados de identificar e de localizar, dado que habitualmente eles não estão visíveis. Deste modo é necessário utilizar diversos métodos, recorrendo a equipamentos específicos, sendo neste trabalho apresentada uma síntese completa dos mesmos. Palavras-chave: Cabos, Subterrâneos e Impacto. CAMPOS, Luiz Cláudio Rego. Underground Power Networks. 108 fls. Trabalho de conclusão de curso (Graduação em Engenharia Elétrica) – Centro Universitário Augusto Motta, Rio de Janeiro, 2017. ABSTRACT As consumers demand to increase the extension of the underground cable network at low voltage and medium voltage every day, it has been increasing in order to guarantee a higher quality of service, increase safety and reduce the visual impact that The airlines produce. To do this, it is necessary to understand which materials and their characteristics are most suitable for underground cables, this is done in this work. Although the defects in underground cables are less frequent than in the airlines, they become more complicated to identify and locate, since they are usually not visible. In this way it is necessary to use several methods, using specific equipment, being in this work a complete synthesis of them. Keywords: Cables, Underground and Impact. 0 SUMÁRIO CAPÍTULO 1. INTRODUÇÃO .............................................................................................. 1 1.1 APRESENTAÇÃO DO PROBLEMA ................................................................................. 1 1.2 DEFINIÇÃO DO PROBLEMA ........................................................................................... 3 1.3 HIPÓTESE ........................................................................................................................... 4 1.4 OBJETIVO ........................................................................................................................... 5 1. 5 MOTIVAÇÃO ..................................................................................................................... 5 1.6 TRABALHOS RELACIONADOS E CONTEXTUALIZAÇÃO........................................ 5 1.7 JUSTIFICATIVA E RELEVÂNCIA ................................................................................. 11 1.8. METODOLOGIA.............................................................................................................. 11 1.9. ORGANIZAÇÃO DO TEXTO ......................................................................................... 12 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA............................................................... 12 2.1 REDES SUBTERRÂNEAS DE ENERGIA ...................................................................... 12 2.2. A HISTÓRIA DAS REDES SUBTERRÂNEAS DE ENERGIA ELÉTICA NO BRASIL .................................................................................................................................................. 17 2.3 HEXAFLUORETO DE ENXOFRE (SF6) ........................................................................ 18 2.4 INCOMPATIBILIZAÇÃO DO SOLO POR PARTE DAS CONCESSIONÁRIAS......... 20 2.5 ESPAÇO CONFINADO .................................................................................................... 21 CAPÍTULO 3. TIPOS DE SISTEMAS ................................................................................ 22 3.1. SISTEMA RADIAL COM PRIMÁRIO EM ANEL........................................................ 22 3.1.2. Projeto de rede .............................................................................................................. 22 3.1.3. Funcionalidade da rede ................................................................................................ 25 3.2. SISTEMA DISTRIBUIÇÃO RESIDENCIAL SUBTERRÂNEA (D.R.S) ...................... 26 3.2.1. Âmbito de aplicação ..................................................................................................... 26 3.2.2. Projeto de rede .............................................................................................................. 26 3.2.3 Funcionalidade da rede ................................................................................................. 28 0 3.3. SISTEMA RADIAL COM PRIMÁRIO SELETIVO ........................................ 30 3.3.1. Âmbito de aplicação ...................................................................................... 30 3.3.2. Projeto de rede .............................................................................................................. 30 3.3.3. Funcionalidade da rede ............................................................................................... 33 3.4 SISTEMA RETICULADO ................................................................................................ 34 3.4.1 Âmbito da aplicação ...................................................................................................... 34 3.4.2 Projeto de rede ............................................................................................................... 34 3.4.3 Funcionalidade da rede ................................................................................................. 36 CAPÍTULO 4. CONSTRUÇÃO DE REDES SUBTERRÂNEAS ..................................... 38 4.1. PRINCÍPIOS GERAIS ...................................................................................................... 38 4.1.1. Definições...................................................................................................................... 38 4.2 CONSTRUÇÕES CIVIS .................................................................................................... 40 4.2.1 Linha de dutos................................................................................................................ 40 4.2.2 Câmaras Transformadoras Subterrâneas (CTS) ....................................................... 41 4.2.3 Caixas de Inspeção (CI’s) ............................................................................................. 41 4.2.4 Caixas de Passagem (CP’s) ........................................................................................... 42 4.3 CABOS SUBTERRÂNEOS .............................................................................................. 43 4.3.1 Cabos de média tensão .................................................................................................. 43 4.3.2 Cabos de Baixa Tensão ................................................................................................. 44 4.4 ACESSÓRIOS PARA INSTALAÇÃO DE CABOS ....................................................... 45 4.4.1 – Camisa de Puxamento ................................................................................................ 45 4.4.2 – Destorcedor ................................................................................................................. 46 4.4.3 – Roletes .......................................................................................................................... 46 4.4.4 – Dinamômetro .............................................................................................................. 47 4.4.5 – Carretas para Bobinas ............................................................................................... 47 4.5 LANÇAMENTO DE CABOS EM VALAS ...................................................................... 47 4.5.1 – Preparação da ponta do cabo para lançamento ...................................................... 47 0 4.5.2 – Escavação da vala ........................................................................................ 48 4.5.3 – Interferências com outras instalações ........................................................ 49 4.5.4– Instalação dos cabos .................................................................................................... 50 4.6. LANÇAMENTO DE CABOS EM DUTOS ..................................................................... 52 4.6.1 – Preparação da ponta do cabo para puxamento ....................................................... 52 4.6.2 – Preparação das caixas de inspeção ........................................................................... 53 4.6.3 – Preparação dos dutos ................................................................................................. 53 4.6.4 – Instalação dos cabos ................................................................................................... 53 4.7 EMENDAS EM CABOS SUBTERRÂNEOS ................................................................... 54 4.7.1 – Emenda de média tensão enfitada............................................................................. 54 4.7.2 – Emenda de média tensão contrátil a frio - Reta ...................................................... 55 4.7.3 – Emenda de média tensão termocontrátil .................................................................. 56 4.7.4 – Emenda de baixa tensão termocontrátil (derivação) .............................................. 56 CAPÍTULO 5. EQUIPAMENTOS RDS .............................................................................. 58 5.1 TRANSFORMADORES .................................................................................................... 58 5.2 CHAVES À ÓLEO............................................................................................................. 59 5.3 CHAVES À GÁS ............................................................................................................... 59 5.4 - PROTETOR NETWORK ............................................................................................... 60 5.4.1 - Características Gerais ................................................................................................. 60 5.4.2 – Operação do protetor network na rede .................................................................... 61 5.5 BTX (BARRAMENTO TRIPLEX) ................................................................................... 63 CAPÍTULO 6. MANUTENÇÃO RDS ................................................................................ 64 6.1 – TRANSFORMADORES ................................................................................................. 64 6.1.1 - Inspeções ...................................................................................................................... 64 6.1.2 Acessórios dos Transformadores ............................................................................... 65 6.1.2.2 Válvula de alívio de pressão....................................................................................... 65 6.1.3 Coleta de amostra de líquido isolante .......................................................................... 66 0 6.1.4 Transformador submerso por inundação .................................................. 66 6.2 CHAVES A ÓLEO.............................................................................................. 66 6.2.1 Inspeções ......................................................................................................................... 66 6.2.2 Inspeção dos Acessórios ................................................................................................ 67 6.2.3 Enchimento e retirada do meio isolante ...................................................................... 67 6.2.4 Periodicidade de Manutenção ...................................................................................... 69 6.3 – CHAVES À GÁS ............................................................................................................ 70 6.3.1 Inspeções ......................................................................................................................... 70 6.3.2 Verificação dos Acessórios ............................................................................................ 70 6.3.3 Enchimento e retirada do meio isolante ...................................................................... 71 6.3.4 Periodicidade de Manutenção ...................................................................................... 71 6.4 PROTETOR NETWORK .................................................................................................. 72 6.4.1 Inspeções e Procedimentos............................................................................................ 72 6.5 MANUTENÇÃO DE CÂMARAS TRANSFORMADORAS ........................................... 74 6.5.1 Inspeção Externa da CT ............................................................................................... 74 6.5.2 Inspeção Interna da Câmara ........................................................................................ 75 CAPÍTULO 7. FERRAMENTAS UTILIZADAS NA RDS ............................................... 78 7.1 PICOUP .............................................................................................................................. 78 7.2 DETECTORES DE GÁS ................................................................................................... 79 7.3 PAVÈ DE TERRE .............................................................................................................. 80 7.4 ALICATE DE COMPRESSÃO ......................................................................................... 81 7.5 INJETOR DE SINAL ACÚSTICO .................................................................................... 81 7.6 DETECTOR DE TENSÃO ................................................................................................ 82 7.6.1 Detector de tensão por aproximação ........................................................................... 82 7.6.2 Detector de tensão por ponto capacitivo...................................................................... 82 7.6.3 Detector de tensão por contato direto .......................................................................... 83 7.7 DETECTOR DE IMPULSO ELETROMAGNÉTICO BALÍSTICO ................................ 83 1 7.7.1 Princípio de Funcionamento .......................................................................... 83 7.8 GERADOR DE IMPULSOS ............................................................................... 84 7.9 REFLECTROMETRO ....................................................................................................... 85 7.10 DETECTOR ACÚSTICO ................................................................................................ 89 7.11 FERRAMENTAS PARA PREPARAÇÃO DE CABOS ................................................. 90 CAPÍTULO 8. CONCLUSÃO .............................................................................................. 92 1 CAPÍTULO 1. INTRODUÇÃO 1.1 APRESENTAÇÃO DO PROBLEMA Segundo (AZEVEDO,2010), após o descobrimento da energia elétrica e sua forma de utilização no decorrer da história do homem, ela se torna um fator formidável no desenvolvimento humano e tecnológico mundial. A massificação da utilização da energia trouxe diferentes consequências para expansão dos sistemas e com isso algumas cidades originassem a aplicação de redes subterrâneas de transmissão de energia, assim como, suprimir um aumento na capacidade de transmissão e o padrão do sistema elétrico de potência (SEP). AZEVEDO,2010 também nos diz que primeiramente os sistemas elétricos operavam em corrente contínua (CC) e em seguida vieram a operar em corrente alternada (CA), com uma maior tensão de operação. Estes fatores, juntamente com a locação de transformadores de distribuição em postes possibilitam o transporte de blocos maiores de energia até os consumidores. Os sistemas subterrâneos, chamadas pela ABNT NBR 5410 de linhas enterradas, são linhas localizadas por baixo do nível do solo. Estas redes possuem apelo estético muito grande, mas têm ainda diversas vantagens técnicas como níveis de segurança e maior confiabilidade. Redes aéreas são muito empregadas na distribuição pública no Brasil, são responsáveis por um bom número de acidentes por contatos diretos de indivíduos com a rede ou devido a quedas de cabos. Segundo (SARDETO,1999), a rede convencional é caracterizada por condutores nus, apoiados sobre isoladores de vidro ou porcelana, fixados horizontalmente sobre cruzetas de madeira, nos circuitos de média tensão e, verticalmente, nos de baixa tensão. Essa rede fica inteiramente desprotegida contra as influências do meio ambiente, proporciona alta taxa de falhas e exige que sejam feitas podas drásticas nas árvores, visto que o simples contato do condutor nu com um galho de árvore pode provocar o desligamento de parte da rede. A topologia de distribuição subterrânea reticulada de baixa tensão foi trazida para o Brasil de forma pioneira pela empresa Light na década de 1930, seguindo o conceito dos empórios nos Estados Unidos, onde começou a ser utilizado apenas alguns anos antes (LIGHT, 2009). A eletricidade é uma importante forma de energia para a circulação de fábricas e viabilização de uma melhor comodidade dentro dos prédios, sejam eles residenciais ou comerciais. Desta forma se observa uma importante atividade dentro da engenharia elétrica que 2 é a de criar meios para transporte de uma energia da fonte geradora até aos usuários finais (consumidores). Redes aéreas compactas têm sido extensivamente utilizadas no Brasil como uma solução eficaz para distribuição de energia elétrica, a custos economicamente compatíveis com a realidade nacional (PIAZZA et al., 2000; SILVA,2000; MUNARO,2000). A utilização da rede protegida traz inúmeros benefícios ecológicos, diminuição da poluição visual e melhoria da confiabilidade com relação ao fornecimento de energia (COPEL,1995; OLIVEIRA, 1996) A (CPFL,2016) lembra que quanto mais material técnico acessível sobre as redes de distribuição forem disponibilizados, melhores as condições para o desenvolvimento de um mercado maior, mais padronizado e com ganhos em relação ao custo. Especificamente neste trabalho, será utilizada uma abordagem sobre distribuição subterrânea, rede esta que normalmente se estabelece dentro do perímetro urbano e em muitas vezes em áreas de grande agrupamento populacional o que se torna cada vez mais imprescindível, devido ao crescimento constante da demanda de energia, sendo esteticamente mais viável e causando uma menor poluição visual. Estas redes passam a ser troncos nos quais estão ligadas cargas elevadas e complexas. Por isso, algumas condições são fundamentais para a determinação do tipo de rede a ser empregada, são eles: confiabilidade, segurança e viabilidade econômica (relação custo/benefício). A rede que melhor acolhe a todos estes requisitos de forma indiscutível e já consagrada é a rede subterrânea. As redes subterrâneas sempre foram vistas como uma alternativa que ordenava elevados investimentos na sua implementação e por isso eram muitas eram vezes abandonadas, ou seja, o requisito econômico era e ainda continua sendo fundamental na escolha do tipo de rede. Pesquisando os fatores que poderão reduzir substancialmente os custos dos materiais, tais como a utilização de cabeamento diretamente enterrado e a própria situação políticoeconômica do país. Segundo (COPEL, 2003) em seu manual de distribuição de redes subterrâneas a tecnologia aplicada a construção de redes de distribuição de energia elétrica seja em uma área convencional, área compactada ou subterrânea tem apresentado uma expressiva melhora ao longo dos anos em todo o mundo, cujo o resultado reflete no produto final através de custos reduzidos e maior nível de segurança. A CPLF, 2016 retrata que enquanto que padrões de redes subterrâneas em condomínios estão disseminados no Brasil, os conceitos de conversão de redes aéreas em subterrâneas em áreas urbanas ainda não estão. Tais diferenças justificam a adoção de configurações mais 3 simples, a operação sinérgica com os circuitos aéreos circundantes e uma visão estratégica de planejamento posteriormente. 1.2 DEFINIÇÃO DO PROBLEMA O setor elétrico brasileiro no período entre 1960 e 1990 era basicamente estatal, oferecendo alto crescimento da oferta de energia elétrica, vinculado à grandes investimentos em geração de energia desde a década de 60 até o início da década de 80. Entretanto na década de 1980 o padrão do setor de energia elétrica passou a apresentar restrições de investimentos e de crescimento. (MEDEIROS,2008; LEITÃO,2002). Durante décadas, o setor elétrico teve o gerenciamento verticalizado, com controle da geração centralizado, utilizando o sistema de transmissão e distribuição para a entrega de energia ao consumidor final. Todo o conjunto era projetado para ser econômico, seguro e confiável. A partir de 1995, com as privatizações, houve a reestruturação do setor elétrico brasileiro e o surgimento de um novo modelo no qual as empresas estatais, ligadas ao setor elétrico, deixaram de ser verticalizadas e passaram a ser divididas por atividade: geração, transmissão, distribuição e comercialização (CCEE, 2009). Com a desestatização e as novas regulamentações do setor elétrico brasileiro, deu-se início a um novo ambiente de competitividade entre empresas de distribuição de energia elétrica. Esta concorrência ocorre no âmbito dos resultados econômico-financeiros e pelo progresso da gestão dos ativos do sistema elétrico de potência (AZEVEDO,2010), para manter os sistemas subterrâneos e permitir a expansão do sistema elétrico mesmo com a desestatização e as novas regulamentações do setor elétrico brasileiro, deu-se início a um novo ambiente de competitividade entre empresas de distribuição de energia elétrica. Segundo informações da CEMIG, a rede subterrânea “Network” é a configuração mais confiável que existe. Como o próprio nome indica, é constituída de uma “malha” de cabos de baixa tensão, servida por vários transformadores. Por compor uma rede bastante complexa, tanto em relação ao fluxo de potência elétrica na malha quanto à construção dos circuitos, esta modalidade oferece um custo altíssimo, praticamente inviável nos dias de hoje. Em valores relativos, este custo é de aproximadamente 10 vezes o custo de uma rede convencional com cabos nus. Por conta de sua grande confiabilidade, este sistema foi adotado nos grandes centros urbanos de Belo Horizonte, São Paulo, Rio de Janeiro, Curitiba e Porto Alegre. No Brasil, as redes elétricas são em maior parte aéreas. No entanto, não há uma padronização dessas estruturas nas zonas urbana e rural da maioria das cidades brasileiras. Segundo (MARTINS,2012): 4 Entre 1905 e 1909, a Rio Light1 uma das primeiras companhias de eletricidade a chegar ao país foi obrigada pela prefeitura a colocar condutores subterrâneos para condução de energia elétrica. Era a remodelação da capital da República, sob o comando de Pereira Passos. Nas zonas urbanas de maior densidade, as canalizações eram subterrâneas. Fora da área metropolitana, a rede aérea foi a mais implantada. No início pode ter sido um pouco de estética, outro tanto de invencionismo, mas o fato é que, no Rio de Janeiro, em 25 de julho de 1938, os cabos aéreos de baixa e alta tensão estavam atrapalhando o plano de embelezamento da Capital da República. Assim sendo, o Governo Federal dispôs de um plano para substituir gradativamente a rede aérea. AZEVEDO,2010 conta que os critérios para aplicação de redes subterrâneas antes e após a desregulamentação do setor de energia elétrica no Brasil, assim como, as atuais regras que envolvem a expansão das redes subterrâneas, comprovam a importância dos trabalhos relacionados com o tema e sua divulgação. AZEVEDO,2010 ainda pauta que a adoção de um artifício para otimização da rede de distribuição de energia elétrica subterrânea reticulada pode cooperar para a redução de custos de expansão e reforço deste sistema elétrico. SCHLEMMER et al. ,2003 afirma que ao pesquisarmos a fundo sobre este assunto, percebemos um grande déficit de material sobre o tema aqui tratado no mercado. Por abordar uma tecnologia pouco empregada até a ocasião, o que acaba dificultando na hora de uma negociação entre a concessionária de energia e a prefeitura local sobre a real probabilidade ou não de ser feita uma LT subterrânea. Por conta da falta de estudos comparativos sobre este assunto, e quando encontramos estes comparativos, os mesmos estão incompletos e desatualizados, não mais servindo como base para uma comprovação sobre o assunto. Por isso, com este trabalho, pretendemos suprir parte desta falta de material sobre o tema. A otimização de cabeamentos de energia, sejam eles do tipo aéreas ou subterrâneas, justificam a realização de pesquisas e desenvolvimentos de novos materiais, equipamentos, assim como, das técnicas de construção, operação e manutenção. Também motivam a realização de estudos e desenvolvimento de ferramentas e metodologias para análise e acompanhamento de performance de sistemas elétricos, assim como, de ferramentas para o projeto das redes de distribuição com o objetivo de proporcionar avanços relacionados com o custo total de implementação, operação e manutenção ao longo de sua vida útil. 1.3 HIPÓTESE Por conta da falta de material sobre o assunto abordado neste trabalho de conclusão de curso pretende-se elaborar um material informativo de cunho técnico-científico que abranja 5 todos os conceitos relacionados que abranjam linhas de transmissão subterrâneas, desenvolvendo um material de fácil compreensão e que possa ser divulgado para sanar o déficit de produção técnicas neste assunto. Desta forma difundindo a informação para as redes subterrâneas possam ser melhor utilizadas, realizando uma avaliação de possibilidade de migração de redes aéreas de distribuição de energia elétrica para redes subterrâneas considerando vários fatores, como a possibilidade de se proporcionar melhor qualidade de vida à população em razão da maior confiabilidade no sistema e menor risco de falhas e acidentes, na medida em que se eliminará o contato dos fios com agentes externos. Além disso, o uso de redes subterrâneas contribui para melhora da paisagem urbana, reduzindo a poluição visual causada pela exposição dos fios via rede aérea de distribuição, e proporcionando a arborização das cidades, contribuindo, desse modo, também para a harmonização e preservação do meio ambiente. 1.4 OBJETIVO Conhecer e apresentar os conceitos referentes aos sistemas de distribuição subterrâneos e detalhá-los de forma que haja o entendimento de como esses sistemas funcionam. Tornando assim o conhecimento de todos que tenham a oportunidade de ter acesso a este trabalho os sistemas de distribuição subterrânea. 1. 5 MOTIVAÇÃO A motivação em descrever sobre tal tema é dada por trabalhar durante 24 anos na área elétrica, sendo 20 desses diretamente em redes subterrâneas de energia elétrica e pelo desafio de demonstrar um tema com poucas bibliografias nacionais e pouco conteúdo acadêmico durante o curso de graduação. 1.6 TRABALHOS RELACIONADOS E CONTEXTUALIZAÇÃO Os sistemas de distribuição de energia elétrica, por sua vez, destinados ao atendimento e ligação dos consumidores também apresentaram desenvolvimento. Inicialmente, estes sistemas elétricos atuavam em corrente contínua (CC), a tensão de distribuição e de entrega aos consumidores finais era a mesma desde a geração até o consumo, para tanto, foram construídas redes elétricas sobre postes. Depois, os sistemas de distribuição passaram a operar em corrente alternada (CA) e em maior tensão de operação. Estes fatores, juntamente com a implantação de transformadores de distribuição em poste possibilitaram o transporte de maiores blocos de energia até os consumidores. (BEAMENT et al.,1999) 6 Para algumas comunidades, todavia, apesar do imenso benefício, as redes elétricas aéreas com seus equipamentos, postes, fios, conectores isoladores, transformadores e outros dispositivos passaram a serem vistos com disparidade. Em 1854, informavam que a grande quantidade de fios e equipamentos era muito desordenada, como apresentado em (BEAMENT et al.,1999). BASCOM; VON DOLLEN, 1994 dizem que o crescimento de redes subterrâneas de média tensão, para transporte de energia em curtas distâncias, demanda estudos sobre a vida útil destes sistemas. Em algum momento, o operador da rede deverá decidir quando substituir seus componentes ou confrontar-se com interrupções não planejadas. Segundo (PALERMO JR., 1987), o sistema de distribuição de energia elétrica residencial subterrânea (DRS) é o melhor método para conciliar arborização urbana e fiação elétrica. O autor coloca que nos EUA, onde mais de 70% das áreas residenciais utilizam o sistema, lá denominado URD (Underground Residential Distribution), o custo varia de 1,2 a 1,5 vezes em relação ao custo do sistema aéreo. No Brasil, por ser pouco utilizado, tais custos seriam 2 a 3 vezes maiores que o sistema tradicionalmente usado; também elevando o custo do sistema DRS, pois a projeção é para que ele tenha uma vida útil de 50 anos, enquanto que para o sistema aéreo, projeta-se apenas para 30 anos. A resolução nº 250 (ANEEL, 2007) estabelece que o custo por melhorias estéticas é de reponsabilidade exclusiva da parte interessada, já a resolução nº 456 (ANEEL,2000) coloca as concessionárias como responsáveis pelo fornecimento de um serviço adequado a todos os consumidores, satisfazendo as condições de regularidade, generalidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, modicidade das tarifas e gentileza no atendimento, assim como oferecer à defesa de interesses individuais e coletivos. É notório, que para um sistema subterrâneo de distribuição de energia elétrica ser implantado somente se for devidamente justificável técnica e economicamente. YANG et al.,2008 diz que para melhorar a confiabilidade do sistema de distribuição, a correta identificação da falta em um trecho do circuito é necessária de forma a diminuir o tempo de interrupção necessário à manutenção e correção do fator causador da falta. A forma convencional de detecção da falta exige uma análise exaustiva realizada em grande escala, consumindo muito tempo e recursos humanos. Assim, o tempo de reparo pode variar dependendo da confiabilidade da informação da interrupção no fornecimento de energia. Desta forma, desenvolver uma técnica eficiente para localizar a falta pode melhorar a confiabilidade do sistema. 7 AZEVEDO,2010 descreve que a energia elétrica passou a ter uma importante função na economia mundial quando na segunda metade do século XIX, as máquinas elétricas chegaram a um certo grau de desenvolvimento e possibilitaram o seu uso como força motriz nas indústrias e meios de transportes. Quanto à iluminação pública, todavia, a energia primária empregada era na maior parte fornecida por máquinas a vapor, que queimavam carvão ou lenha para a obtenção de energia. Atualmente, a desregulamentação do mercado de energia tem estimulado os proprietários das redes a aumentar a confiabilidade de redes envelhecidas e, ao mesmo tempo, reduzir custos e adiar investimentos. Consequentemente, os operadores têm interesse em estabelecer as condições dos componentes da rede, e no final das contas o remanescente da vida útil dos mesmos, antes de iniciar a manutenção ou substituição. O uso de táticas de manutenção pode evitar interrupções de abastecimento de energia não programadas devido a falhas nos cabos, e resultar em substancial economia para os operadores da rede como aumentar a confiabilidade do fornecimento de energia. (YANG et al., 2008). Thomas Edison desenvolveu um sistema localizado na Rua Pearl, em Nova Iorque, cujos motores eram ligados por máquinas a vapor e toda energia disseminada por barras de cobre. A rede envolvia uma extensão aproximada de mil e quinhentos metros de raio ao redor da usina e chegou a abastecer com energia em corrente contínua (127 V) até quatrocentos clientes. Em um inicial momento a rede era voltada para a iluminação pública e residências, depois alcançou grande aceitação e precisou ser expandida. No entanto, as limitações econômicas e a tecnologia da época antepararam a expansão até grandes distâncias. Somente quando George Westinghouse iniciou a produção dos primeiros transformadores de corrente alternada que os primeiros passos para o desenvolvimento de uma tecnologia que admitisse a distribuição da energia elétrica em maiores potências e para grandes distâncias. A primeira grande aplicação da tecnologia de correte alternada, aconteceu na construção do complexo de Niagara Falls, quando o grupo defensor da tecnologia CA venceu a concorrência sobre os defensores da geração, transmissão e distribuição CC comandados por Edison, e inauguraram o sistema de energia movido a corrente alternada que atingiu uma extensão considerável até então improvável para o sistema em corrente contínua. A primeira usina elétrica instalada no Brasil foi em Campos, RJ, em 1883. Em Juiz de Fora, MG, por volta de 1889 já se encontrava em construção uma usina hidrelétrica. Em 1920, por volta de trezentas empresas serviam a quatrocentas e trinta localidades com uma capacidade instalada de 354.980 kW. Neste momento, mais de 70% de toda a geração energética instalada 8 no Brasil era pertencente a duas empresas: a LIGHT (Brazilian Traction & Light Eletric Company) que atendia parte de São Paulo e Rio de Janeiro e a AMFORP (American & Foreign Power Co.) no restante do país. Com a criação da Companhia Hidroelétrica do São Francisco (CHESF) em 1948 para realizar a construção da usina de Paulo Afonso inicia-se a intervenção estatal no setor. Seguindo esta tendência, foi criada a CEMIG em Minas Gerais, COPEL no Paraná e FURNAS na região Centro-Sul. Finalmente em 1961 é criada a ELETROBRAS, responsável pela política de energia elétrica no país. No entanto, todo esse desenvolvimento acelerado e benefícios trazidos pelo modo de transporte da energia foram seguidos por múltiplos problemas. As redes elétricas foram erguidas sobre postes de forma caótica e as redes aéreas com seus equipamentos, fios, conectores, isoladores e transformadores passaram a ser vistos com outros olhos. Em Londres, por exemplo, já em 1890 as redes aéreas de distribuição em expansão no Brasil seriam consideradas inadmissíveis, devendo assim serem alteradas gradualmente para outra configuração de transporte. Nesta época, fabricantes britânicos de cabos desenvolveram técnicas para isolamento de cabos de alta tensão e meios menos onerosos para enterrar cabos nas ruas, iniciando assim um maior interesse na substituição por sistemas subterrâneos de distribuição. Em Nova Iorque, durante a primeira metade do século 20, grande quantidade dos sistemas de distribuição era aérea. Contudo, com a ampliação dessa rede e o crescente aumento do número dos cabos telefônicos e telegráficos, surgiram grandes labirintos aéreos pelas calçadas da cidade. Isto fez com que a configuração subterrânea virasse ainda esteticamente desejável. Durante a Segunda Guerra Mundial ocorreu um grande avanço no desenvolvimento de materiais plásticos e algumas redes subterrâneas em áreas essenciais para atendimento foram erguidas. Coligado a isto, nesta época ainda se desenvolveram os primeiros transformadores para instalação sob as ruas, o transformador de pedestal e as cabines metálicas instaladas ao nível do solo para abrigar equipamentos de seccionamento e proteção, causando mais flexibilidade, confiabilidade e relativo baixo custo. Isso possibilitou a expansão e maior aceitação das redes subterrâneas. Finalmente, o atendimento de energia chegava cada vez mais a grandes núcleos de carga como centros comerciais, loteamentos residenciais e parques industriais, incluindo cada vez mais a necessidade de uma alimentação elétrica sem interrupções. Assunto que começava a colocar em xeque as redes aéreas. 9 Uma maior compreensão sobre a confiabilidade no fornecimento de energia, os impactos ambientais, os riscos de acidentes em redes aéreas, as podas de árvores necessárias para manutenção, geraram maior pressão para a substituição das tradicionais redes pelas subterrâneas. No Brasil, no começo do século XX, a concessionária LIGHT já modificava parte da sua rede aérea para subterrânea na cidade do Rio de Janeiro. Entretanto, esses sistemas tiveram pouca expansão desde sua implantação devido aos elevados custos iniciais quando conferidos com os das redes aéreas de distribuição. Em regiões geográficas de média e baixa densidade de carga, o sistema aéreo de distribuição de energia elétrica é o mais utilizado, pois inicialmente estas regiões de atendimento oferecem características simples e com crescimento muito baixo. O uso de redes aéreas neste caso só se justifica pelo menor custo e maior facilidade para expansão de rede, acréscimo e substituição de transformadores. No entanto, com o passar do tempo essas regiões começam a crescer, tornando a utilização das redes aéreas mais onerosas, tanto pela questão da estética, mas também pelo grau de confiabilidade e qualidade de serviço. Portanto, em regiões onde a concentração de carga é elevada, são necessários vários circuitos aéreos, provocando assim congestionamentos que afetam a continuidade e a qualidade de serviço, ratificando a necessidade da utilização de redes de distribuição subterrâneas. A escolha deve ser pautada pela avaliação das vantagens e desvantagens de cada sistema. Entre os critérios, destacam-se, a segurança e a viabilidade econômica de cada um. Neste trabalho são apresentados os tipos de sistemas de distribuição subterrânea de energia elétrica, destacando os mais utilizados no Brasil, atualmente: Sistema Radial com Primário em Anel; Sistema de Distribuição Residencial Subterrânea (D.R.S); Sistema com Primário Seletivo e o Sistema Reticulado. A descrição destes sistemas é de fundamental importância na orientação da construção dos seus projetos, além de permitir o entendimento e o funcionamento de cada um deles. No Brasil, os sistemas de distribuição subterrâneos vêm sendo cada vez mais utilizados devido à necessidade em tornar o sistema mais confiável, pois, principalmente nos grandes eventos que irão acontecer como a Copa do Mundo em 2014 e as Olimpíadas em 2016 serão exigidas um nível de continuidade de serviço maior, sem interrupções. Mas, mesmo com todo o crescimento esperado para esse tipo de sistema, ainda existem muitos profissionais da área que tem pouco ou nenhum conhecimento sobre o assunto. 10 Em 2010, conforme dados dos relatórios de revisão tarifária das concessionárias, fornecidos pela ANEEL e apontados na tabela 1, o emprego das redes subterrâneas de distribuição não chegava a 2% do total das redes urbanas de baixa e média tensão. Tabela 1: Utilização das redes de Distribuição Fonte: Adaptado ANEEL -2010 A rede de distribuição de energia elétrica é um segmento do sistema elétrico, composto pelas redes elétricas primárias (alta ou média tensão), e redes secundárias (baixa tensão), cuja construção, manutenção e operação é responsabilidade das companhias distribuidoras de eletricidade. As redes de distribuição primárias, são circuitos elétricos trifásicos a três fios (três fases), ligados nas subestações de distribuição, normalmente são construídas nas classes de tensão 20 kV, 34,5 kV e 40kV. Nestas classes de tensão, as tensões nominais de operação poderão ser 11,4 kV, 12,6 kV, 13,2 kV, 13,8 kV, 21 kV, 23 kV, 33 kV, 34,5 kV. Os níveis de tensão 13.8 KV e 34.5 KV são padronizados pela legislação vigente, os demais níveis existem e continuam operando normalmente. Nas redes de distribuição primárias, estão instalados os transformadores de distribuição, fixados em postes ou câmaras (cabine ou subterrânea), cuja função é abaixar ou elevar, o nível de tensão primário para secundário. As redes de distribuição secundárias são circuitos elétricos trifásicos a quatro fios (três fases e neutro) normalmente operam nas tensões (fase-fase/fase-neutro) 230/115 volts, 220/127 volts, 380/220 volts. Nestas redes estão ligados os consumidores, que são residências, comércios e pequenas indústrias. Todo o sistema de distribuição é protegido por um sistema composto por disjuntores automáticos nas subestações onde estão ligadas as redes primárias, e com chave fusível nos transformadores de distribuição, que em caso de curto-circuito desligam a rede elétrica. Como proteções parciais em linha de distribuição aérea existem os religadores e seccionalizadores, nas linhas de distribuição subterrânea a proteção fica somente na subestação primária com relés eletromecânicos, digitais e eletrônicos. 11 1.7 JUSTIFICATIVA E RELEVÂNCIA Nos últimos anos, em função do desenvolvimento econômico experimentado no país, verificou-se a necessidade de se expandir o fornecimento de energia elétrica em território brasileiro, o que provocou, consequentemente, um significativo aumento da instalação de redes de distribuição de energia elétrica. Atualmente, verifica-se que a aplicação da rede aérea convencional de distribuição de energia elétrica se encontra em processo de estagnação no país, especialmente em razão de que este proporciona menor confiabilidade no fornecimento de energia à população. Não bastasse, os custos advindos da manutenção desse padrão de rede são considerados elevados, envolvendo gastos com chamadas de urgência pela queda do sistema em razão de intercorrências não programadas, bem como com realização de podas de árvores, o que contribui para encarecer o seu processo de expansão. Diante disso, e considerando a importância que a energia elétrica possui na vida cotidiana das pessoas, é possível compreender o desempenho das redes de distribuição como fator de grande relevância para a fruição de melhor qualidade de vida pela população. Deve-se, ainda, considerar que as expectativas dos cidadãos aumentam quando se trata de questões relacionadas ao meio-ambiente. A justificativa para a escolha da temática e realização desse estudo se finca, pois, na constatação da necessidade de migração das redes aéreas de energia elétrica para as redes subterrâneas, como forma de conferir maior qualidade de vida à população, em função da maior confiabilidade que esse sistema tem, bem como com o cumprimento de um compromisso cada vez mais presente e exigido do Estado e da sociedade como um todo, que é a conservação do meio ambiente. Ressalta-se, portanto, a relevância que o estudo apresenta tanto nas esferas acadêmica, já que se abordado aspectos gerais referentes às redes subterrâneas de energia elétrica, quanto nas esferas governamental e social, em função da possibilidade de conferir à população maior qualidade de vida em função do maior nível de confiabilidade na distribuição da energia elétrica verificado nas redes subterrâneas em relação às redes aéreas. 1.8. METODOLOGIA O presente estudo terá como tema trabalho: os serviços de redes subterrâneas executados pelas concessionárias ou por clientes que possam vir a ter uma rede subterrânea de energia. Com base nesses dados serão apresentadas, bem como equipamentos e ferramentas para que os 12 trabalhos sejam executados com qualidade e segurança, através do referencial bibliográfico e do conhecimento adquirido nos anos atuando nesta área Os dados contraídos nesse trabalho limitarão somente às atividades executadas por mim ao longo de 20 anos atuando nesta área. 1.9. ORGANIZAÇÃO DO TEXTO Para melhor apresentação, optou-se por subdividir o trabalho em capítulos. O capítulo 1 inicialmente, tem-se a introdução da pesquisa, com breve contextualização, definição do problema e da hipótese primária do estudo, a ser confirmada ou refutada com a realização da pesquisa, identificação dos objetivos do estudo (geral e específicos), bem como da metodologia a ser utilizada para a sua elaboração. Também se apresenta a justificativa para escolha da temática, destacando a sua relevância para os diversos setores envolvidos, bem como identifica a estruturação de apresentação dos resultados da pesquisa. O capítulo 2 tratará sobre a fundamentação teórica, pretende-se, inicialmente, relatar breve histórico sobre as redes subterrâneas no Brasil, identificando os tipos de redes existentes para distribuição de energia elétrica. Propõe-se, ainda, abordar aspectos referentes à construção e manutenção de redes subterrâneas, bem como relacionar os equipamentos e ferramentas especiais utilizadas nas redes subterrâneas. Por fim, considerando os aspectos delineados ao longo do estudo, objetiva-se identificar os fatores determinantes a serem considerados na tomada de decisão sobre a migração de redes aéreas de energia elétrica para redes subterrâneas nos capítulos 3,4,5,6 e 7. Finalizando o trabalho, no capítulo 8 será apresentada à conclusão que se teve por meio da realização da pesquisa, indicando a confirmação ou não da hipótese primária formulada. CAPÍTULO 2. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA 2.1 REDES SUBTERRÂNEAS DE ENERGIA Em 15 de fevereiro de 2011 o então senador Marcelo Crivella elaborou o Projeto de Lei do Senado nº 37, que apresentou, como objetivo: Altera a Lei nº. 9.427, de 26 de dezembro de 1996, para incluir a obrigatoriedade de as concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica substituírem redes aéreas de distribuição de energia por redes subterrâneas em cidades com mais de 100 mil habitantes e dá outras providências . 13 Inicialmente, pretende-se demonstrar, sob visão macro, de que forma se estrutura o sistema elétrico de potência – SEP brasileiro. Conforme se pode verificar na Figura 1, o SEP abrange a geração, assim compreendida a barragem, a saída do gerador e a subestação elevadora; a transmissão, que é composta pelas linhas de transmissão; e a distribuição de energia elétrica, que engloba todas as redes de distribuição existentes nas cidades (LMDM, 2017). Nesse estudo, é este o setor a ser contemplado. Podemos observar o funcionamento do sistema elétrico de potência através da figura1. Figura 1: Esquema do sistema elétrico de potência – SEP Fonte: (LMDM, 2017, p. 3) De acordo com (SOUZA,2013), vários são os tipos existentes de redes de distribuição de energia elétrica. Não raras vezes, tais redes estão estruturadas em circuitos mistos, causando combinações diversas entre redes de média e de baixa tensão, com variação especialmente em relação aos padrões que são adotados pelas distribuidoras de energia elétrica do país, deixando a desejar, também, quanto às condições e necessidades locais específicas (LMDM, 2017). Em geral, as redes de distribuição de energia elétrica podem ser aéreas (de maior empregabilidade no Brasil) ou subterrâneas, conforme figura 2 e a 3 como pode-se ver a seguir: 14 Figura 2: Esquema de rede de distribuição aérea de energia elétrica Fonte: (LMDM, 2017, p. 3) Figura 3: Esquema de rede de distribuição subterrânea de energia elétrica Fonte: (LMDM, 2017, p. 4) De um modo geral, como bem expõe (VICENTINO,2010), é possível subdividir as redes de distribuição de energia elétrica da seguinte forma: aéreas ou subterrâneas. Delas, as 15 aéreas são mais utilizadas no Brasil, sendo, porém, as redes subterrâneas objeto do presente estudo. Conforme (D’ANGELO,2007), ao se fazer uso das redes subterrâneas de energia elétrica, torna-se possível proporcionar melhor nível de qualidade à população, bem como maior preservação do meio ambiente, que se mostrará, também, livre de poluição visual. Entretanto, segundo o autor, deve-se considerar que, para a construção de redes subterrâneas, impacta-se, sim, o meio ambiente, devendo ser este fator considerado quando da opção por esse tipo de rede de distribuição de energia elétrica. Também há a questão econômica, já que a construção de redes subterrâneas demanda maior despendimento de recursos do que com as redes aéreas. Isso tudo, porém, ainda conforme (BOCUZZI,1997), é superado com os benefícios que são gerados ao longo do tempo pelo uso de redes subterrâneas, tais como os seguintes: a) Significativa diminuição das interrupções pela redução que se proporciona da exposição dos circuitos a agentes externos, contribuindo, desse modo, para incrementar a confiabilidade do serviço que é prestado. Tal benefício não é percebido na rede convencional aérea, que fica desprotegida em relação às influências externas e às situações adversas, o que faz com que ela apresente elevados níveis de falhas, exigindo a realização de podas drásticas nas árvores, tendo em vista que somente o contato de um galho de árvore com um condutor pode causar constrangimentos advindos do desligamento de parte da rede; b) Eliminação total dos circuitos aéreos, contribuindo para melhorar a aparência do sistema, ajudando, também, na preservação das árvores. Tudo isso concorre para a promoção de melhorias no aspecto visual das cidades, contribuindo, também, para a preservação do meio ambiente; c) Maior segurança para a população, em razão da redução experimentada de risco de acidentes pela ruptura de condutores ou, ainda, por contatos acidentais; d) Redução dos custos de manutenção da rede, tais como deslocamento de turmas de emergência e podas de árvores (VERASCO et al., 2006). Em 26 de setembro de 2013 a Aneel realizou o seminário “Sistemas Subterrâneos de Distribuição: aspectos regulatórios”, no qual estiveram presentes 4 das mais importantes concessionárias de distribuição de energia elétrica no país: Coelba, AES Eletropaulo, Light e Cemig, além da empresa Sinapsis e da Fundação Getúlio Vargas - FGV. Esse seminário teve por objetivo debater a implantação de redes subterrâneas de energia, a fim de obter subsídios para estudo e regulamentação do tema, tendo sido abordados os seguintes tópicos: 16 a. aspectos técnicos: abordagem sobre novas técnicas, padrões construtivos e materiais utilizados na construção de novas redes e no enterramento de redes existentes, compreendendo a discussão dos custos associados e da influência das redes subterrâneas nos padrões de qualidade da energia; b. aspectos operativos: a atual expertise das distribuidoras em operar redes subterrâneas, os custos e os desafios associados à operação e manutenção de redes subterrâneas; c. aspectos regulatórios: visão geral do estado da arte no mundo e a interface entre os diversos agentes do setor elétrico, poder público municipal e empresas de telefonia e de TV a cabo; reflexões sobre a atual regulamentação e pontos que devem ser aprimorados. Nos dias 3, 4 e 5 de junho de 2014 foi realizada a 10ª edição do evento “Redes Subterrâneas de Energia Elétrica/2014”, cujo tema foi “Conversão de Redes de Distribuição de Energia Elétrica Aérea para Subterrânea: Dificuldades e Alternativas”, que teve por objetivo o debate do emprego de sistemas de distribuição de energia elétrica mais confiáveis, adequados aos ambientes urbanos e buscar, na indústria nacional, suporte para atendimento às principais tecnologias necessárias para a implementação. Nesse encontro a Aneel apresentou sua visão sobre o assunto e, segundo o superintendente de regulação dos serviços de distribuição - SRD, da Aneel, Carlos Alberto Calixto Mattar, além dos investimentos em redes subterrâneas serem baixos (seja em obras de expansão, que apenas mantém seu crescimento vegetativo, seja em obras de conversão), também está concentrado em poucas distribuidoras, conforme gráfico a seguir: Gráfico 1 - Participação total de redes subterrâneas no Brasil Fonte:( LMDM, 2017) 17 Desse modo, é possível destacar que, ao se fazer uso de redes subterrâneas de distribuição de energia elétrica, obtém-se maior confiabilidade no serviço, em comparação com as redes aéreas, não havendo, também, riscos de contato direto das pessoas com a rede, eliminando a possibilidade de acidentes do tipo. Outro fator de importante menção a favor das redes subterrâneas é a desnecessidade que se verifica em relação à poda de árvores, contribuindo desse modo, para melhorar o aspecto visual das cidades, que também ganha com a eliminação das redes aparentes áreas. Para melhor conhecê-las, o referencial teórico contemplará as seguintes informações: primeiramente, se fará um breve histórico das redes subterrâneas no Brasil, para, na sequência, identificar os tipos de sistemas existentes para a distribuição de energia, dentre os quais se encontram as redes subterrâneas. Feito isso, o propósito é abordar aspectos referentes à construção e manutenção das redes subterrâneas, identificando, também, os equipamentos e ferramentas especiais utilizadas nesse tipo de rede de distribuição de energia elétrica. 2.2. A HISTÓRIA DAS REDES SUBTERRÂNEAS DE ENERGIA ELÉTICA NO BRASIL O abastecimento de energia chegava cada vez mais aos grandes centros de carga como centros comerciais, loteamentos residenciais e parques industriais, acrescentando cada vez mais a necessidade de uma alimentação elétrica sem interrupções. Ponto em que se começava a colocar em xeque as redes aéreas, necessitando entendimento sobre a confiabilidade no fornecimento de energia, os impactos ambientais, os riscos de acidentes em redes aéreas, as podas de árvores necessárias para manutenção, geraram maior pressão para a substituição das tradicionais redes pelas subterrâneas. (AZEVEDO,2010) No início do século XX, a concessionária LIGHT já transformava parte da sua rede aérea em subterrânea na cidade do Rio de Janeiro. Entretanto, esses sistemas tiveram pouca expansão desde sua implantação devido aos altos custos iniciais quando comparados com as redes aéreas de distribuição. (AZEVEDO,2010) Em 1894, Pearson já havia sido engenheiro-chefe da Metropolitan Railway Street, em Nova Iorque, e também tinha atendido às demandas dos políticos municipais sobre o crescente emaranhado de fios sobre as cabeças da população com uma solução cara, embora prática: um sistema de distribuição de energia através de eletrodutos subterrâneos, instalados nas ruas ao longo dos trilhos do bonde. (CUNHA; VAZ,2014) No Brasil, os sistemas subterrâneos em malha reticulada foram iniciados por volta dos anos 60. Estes sistemas tiveram pouca expansão desde a sua implantação inicial devido aos altos custos do modelo quando comparados com as redes aéreas de distribuição. 18 Os maiores custos das redes subterrâneas são os representados pelos transformadores, cabos isolados, conexões da rede primária e os protetores de rede. Os protetores de rede, por sua vez, devido à falta de fabricantes nacionais e, pelos altos custos de importação tornavam proibitiva a sua aplicação. (AZEVEDO,2010) A rede subterrânea foi desenvolvida inicialmente no início do século XX, nas cidades de São Paulo e do Rio de Janeiro, quase que simultaneamente com as primeiras instalações da cidade de Nova Iorque. Essa iniciativa foi realizada no Brasil pela antiga empresa Brazilian Traction, Light and Power, precursora canadense Light, a qual teve como presidente, o engenheiro e empreendedor Frederick Stark Pearson. (CUNHA; VAZ,2014) Com a implementação normativa da ANEEL, as empresas de energia estão restritas a aplicação de investimentos na rede quando analisados sob uma taxa de crescimento da região em estudo e horizonte de planejamento de sete anos, sob pena de comprometer a premissa básica de garantia da modicidade tarifária. 2.3 HEXAFLUORETO DE ENXOFRE (SF6) Segundo (SAFADI, 2009), o SF6 é formado por uma reação química entre enxofre fundido e fluoreto. O fluoreto é obtido pela eletrólise de ácido de fluorídrico (HF). À temperatura ambiente e pressão atmosférica, o hexafluoreto de enxofre é um gás não inflamável, não tóxico, incolor, inodoro, insípido e quimicamente estável. Isto significa que à temperatura de quarto não reage com qualquer outra substância. A estabilidade vem do arranjo simétrico dos seis átomos de fluoreto em torno do átomo central de enxofre. É esta estabilidade que faz este gás útil em equipamentos elétricos. O SF6 é um isolador elétrico muito bom e pode efetivamente extinguir arcos elétricos nos aparelhos de alta e média tensão enchidos com SF6. O SF6 pode ser achado no mundo inteiro em milhões de aparelhos elétricos; o equipamento elétrico que contém SF6 é um artigo de grande exportação. Possui alta resistência dielétrica e grande estabilidade térmica. Sendo cerca de cinco vezes mais denso que o ar atmosférico, tende a acumular-se em locais baixos. O SF6 é usado como um gás isolante em subestações, como um isolador e médio refrescante em transformadores e como um isolador e extintor de arco elétrico em interruptores para aplicações de alta e média tensão. Estes são sistemas fechados que estão extremamente seguros e livres de improváveis fugas. (BARROSO,2009) Em sistemas de energia elétrica, é exigido nos interruptores de alta e média tensão no poder de corte para no caso de uma falha proteger as pessoas e os equipamentos. 19 As subestações isoladas com gás encontram-se principalmente em áreas urbanas e frequentemente instaladas em edifícios num pequeno local. Estas subestações reduzem o campo magnético e removem completamente o campo elétrico. Esta é uma real vantagem para os instaladores, pessoal de manutenção e as pessoas que vivem na redondeza de subestações. Em aplicações elétricas, o SF6 é só usado hermeticamente em sistemas fechados e seguros que debaixo de circunstâncias normais não libertam gás. (SAFADI, 2009) informa que o hexafluoreto de enxofre é particularmente adequado para utilização como dielétrico em disjuntores de média e alta voltagem bem como em cabos de alta voltagem, transformadores, transdutores, aceleradores de partículas, raios x e equipamentos de UHF. Devido à sua baixa condutividade térmica e baixa velocidade sônica, é muito utilizado em países frios, como agente isolante em janelas de vidro duplo. • Vantagens: Há duas razões para usar o SF6 em equipamento elétrico: O SF6 é um bom isolador porque é fortemente dopado em elétrons negativos. Isto significa que as moléculas de gás pegam elétrons livres e constroem íons negativos, que não se movem rapidamente. Isto é importante quando se criam avalanches de elétrons que podem conduzir a flashovers. O SF6 controla efetivamente o arco na interrupção do circuito porque tem excelentes propriedades refrescantes a temperaturas (1500-5000 K) na qual os arcos extinguem (o gás usa energia quando dissocia e então produz um efeito refrescante). Os interruptores de média e alta tensão com SF6 ocupam um grande “volume” no mercado. Assim: O SF6 tem um dielétrico de capacidade resistiva muito alta; O SF6 extingue efetivamente arcos elétricos em circuito de média e alta tensão; os aparelhos com SF6 são compactos e quase livres de manutenção; O equipamento com SF6 está extremamente seguro quando operado por usuários. • Desvantagens: Utilizado como isolante térmico, condutor de calor e agente refrigerante, o hexafluoreto de enxofre (SF6) é um dos gases de efeito estufa controlados pelo protocolo de Quioto. Embora esteja presente na atmosfera em uma quantidade muito menor em relação ao CO2, o seu potencial de aquecimento global seja 22.800 vezes maior que o do dióxido de carbono (NISHI,2003). 20 2.4 INCOMPATIBILIZAÇÃO DO SOLO POR PARTE DAS CONCESSIONÁRIAS No Brasil, a realidade da maioria dos centros urbanos é caracterizada pela baixa qualidade de vida e pela insustentabilidade ambiental das cidades. A falta de investimentos, a inexistência de articulação dos órgãos do Poder Público responsável pela condução da Política Urbana, potencializam os efeitos do crescimento exagerado das cidades. Em consequência, verificam-se ocupações irregulares do subsolo (RODRIGUES, 2009) urbano, inadequação ou inexistência de saneamento básico e a presença de sistema de transporte público caótico, tudo isso provocando enorme pressão sobre o meio ambiente. No que se refere ao uso do subterrâneo das cidades brasileiras, a regra é a falta de conhecimento e controle sobre os equipamentos de infraestrutura que se encontram instalados, e, o mais grave, a inércia em relação ao planejamento para ocupação futura. A rede subterrânea da Light é a maior do país. Com 5,7 mil km de extensão, atende a 500 mil consumidores das regiões do Centro, Zona Sul, Barra da Tijuca e parte da Zona Norte, (LIGHT, 2012). Contudo, a cidade do Rio de Janeiro sempre esteve na mídia, inclusive no noticiário internacional, quando o assunto é acidentes envolvendo redes subterrâneas de distribuição de eletricidade e de gás natural. O caso mais grave ocorreu em Copacabana, em junho de 2010, com o casal de turistas americanos Sara Lowry (que teve cerca de 80% do corpo queimado) e David McLaugheim (que ficou com ferimentos em aproximadamente 35% do corpo). Os problemas revelam as precariedades da infraestrutura envelhecida e do descontrole público do subsolo carioca. Em 2011 foi assinado convênio entre o Município do Rio de Janeiro e as concessionárias Companhia Estadual de Águas e Esgotos (CEDAE), Companhia Estadual de Gás (CEG), companhia telefônica OI e empresa carioca de distribuição de energia elétrica Light para elaboração do inédito mapeamento digital do subsolo da cidade. O projeto de mapeamento tem como objetivo auxiliar as empresas no planejamento de operações no subsolo da cidade, a fim de reduzir risco de acidentes e incidentes em ativos de outras concessionárias na mesma área. (PACHECO,2015). Em 2008, foi assinado um convênio entre as empresas Light e CEG (hoje Gás Natural Fenosa), de inspeções conjuntas em 8000 caixas subterrâneas da Light por ano, com o objetivos de identificar possíveis infiltrações de gás para as estruturas civis da concessionária de energia 21 elétrica. Cada empresa arca com 50% dos custos desta operação. Com o compromisso de atuação imediata em caso de verificação positiva. Convênio este que ainda está vigente, tendo a renovação a cada 2 anos. 2.5 ESPAÇO CONFINADO A definição de espaço confinado é qualquer área ou ambiente não projetado para ocupação humana contínua, que possua meios limitados de entrada e saída, cuja ventilação existente é insuficiente para remover contaminantes ou onde possa existir a deficiência ou enriquecimento de oxigênio. (MTE, 2012). Existe a Norma Regulamentadora 33 do MTE que tem por objetivo, estabelecer os requisitos mínimos para identificação de espaços confinados e o reconhecimento, avaliação, monitoramento e controle dos riscos existentes, de forma a garantir permanentemente a segurança e saúde dos trabalhadores que interagem direta ou indiretamente nestes espaços. (MTE, 2012). OSHA, 1993 sugere que um programa para espaços confinados deve abordar os seguintes elementos: Identificação de riscos, controle de riscos, sistema de permissão, equipamentos especializados, autorização de empregados, teste e monitoramento, controle de contratados, procedimentos de emergência, informação e treinamento e revisão do programa. (ARAÚJO, 2006) MEMUN, 2000 alerta que, se o contato verbal ou visual de todos os trabalhadores que entram no espaço confinado, com o que fica do lado de fora, não puder ser mantido durante toda a entrada, então alguma forma de comunicação deve ser adotada. Não são aceitáveis rádios portáteis, pois estes não mantêm uma comunicação continua em “circuito aberto” e são ineficientes em subterrâneos e vários tipos de espaços confinados. Todos trabalhadores devem ser instruídos, por seus superiores, que a entrada em um espaço confinado é proibida sem uma permissão de entrada. (MTE, 2012) por escrito. Os trabalhadores só devem entrar em um espaço confinado, se treinados e quando autorizados por um supervisor, após a emissão de um documento de permissão de entrada, com data, local e assinatura do emissor, que certifica que o local oferece condições seguras para a entrada (OSU, 2005). 22 CAPÍTULO 3. TIPOS DE SISTEMAS 3.1. SISTEMA RADIAL COM PRIMÁRIO EM ANEL Nesse sistema é fornecida uma distribuição de energia composta por dois ou mais percursos, de forma que, se um alimentador falhar, toda a carga do mesmo é suprida por outra, sem interromper qualquer consumidor. Todos os alimentadores desse arranjo devem ter capacidade reserva para alimentar toda a carga do outro, em caso de defeito. 3.1.1. Âmbito de aplicação Esse sistema se aplica ao atendimento de consumidores localizados em regiões de média densidade de carga, pois nesse caso a rede aérea torna-se tecnicamente inviável, devido a fatores como qualidade de serviço, limitações físicas e também pela própria melhoria das redes. (LIGHT,2012) 3.1.2. Projeto de rede As configurações para o projeto de rede do sistema Radial com Primário em Anel são as seguintes (figuras 4, 5 e 6): Figura 4: Radial em anel com alimentadores oriundos de SETD’s diferentes Fonte: Adaptado (ANEEL,2012) 23 Figura 5: Radial em anel com alimentadores oriundos de transformadores diferentes da SETD Fonte: Adaptado (ANEEL,2012) Figura 6: Radial em anel com alimentadores oriundos do mesmo transformador da SETD Fonte: Adaptado (ANEEL,2012) Essas são as três configurações possíveis para esse arranjo, sendo que o mais utilizado é o da figura 5, onde os alimentadores são oriundos de subestações diferentes, apresentando assim uma maior confiabilidade ao sistema. Para a construção de um projeto com a configuração do sistema radial com primário em anel, deve-se primeiramente, fazer a avaliação da demanda do sistema para dimensionar os dois alimentadores nas subestações, de forma a assegurar a condução da carga total, em caso de falha de um equipamento ou dos cabos. Na ocorrência de uma falha, a chave que interliga os dois alimentadores deve ser fechada para que um dos alimentadores possa assumir toda a 24 carga, por um determinado tempo até que seja feito a manutenção nos cabos ou no equipamento defeituoso e seja normalizada a situação. A seguir, é analisada a rede primária do arranjo que vai desde o alimentador até as UT’s. Nessa rede podem ser utilizados condutores de cobre ou de alumínio, com seções especificadas pelas concessionárias de energia de acordo com o dimensionamento feito pelas mesmas para garantir que, quando um dos alimentadores assumirem a carga total do sistema, a capacidade térmica dos cabos não atinja a temperatura de emergência. (LIGHT,2012) Em relação às UT’s elas podem ser de rede ou dedicadas. Às UT’s de rede são ligadas as redes que interligam vários consumidores, enquanto que as UT’s dedicadas são exclusivas para um determinado consumidor. Nas UT´s são instalados equipamentos como transformadores e chaves. (LIGHT,2012) As chaves nesse arranjo normalmente são de três vias, uma para a chegada do cabo em MT, outra para alimentar o transformador e a outra para dar continuidade ao circuito que mais adiante será visto com mais detalhes. Os transformadores normalmente são trifásicos ligados em delta estrela, com tensões primárias mais usuais de 13,8 kV e 13,2 kV e tensão secundária mais usada de 220/ 127 V com potências geralmente de 150 kVA, 300 kVA, 500 kVA e 1000 kVA. (LIGHT,2012) As UT´s apresentadas nas configurações acima possuem um único transformador, mas nelas podem existir mais de um transformador formando assim os módulos típicos do arranjo. Os módulos podem conter, por exemplo, dois transformadores de 150 kVA ou três de 500 kVA, desde que as potências dos transformadores sejam as mesmas. Após a análise da rede primária e especificada as UT’s a serem utilizadas, com os transformadores e as chaves pertinentes, deve ser analisada a rede secundária que vai desde o secundário do transformador até o ponto de entrega, onde são derivados ramais de ligação para o consumidor. Na rede secundária também são utilizados condutores de cobre ou de alumínio, com seções também especificadas pelas concessionárias de acordo com o dimensionamento feito pelos mesmos, mas com uma condição: quando há previsão para a transformação em sistema reticulado no futuro, não se pode utilizar alumínio, pois no sistema reticulado se utiliza o condutor de cobre com seção de 120 mm2 que funciona como fusível através da queima livre, rompimento do condutor, pelo mesmo ser auto extinguível, onde a corrente de curto circuito no ponto deverá ser no mínimo de 2kA. 25 No funcionamento do sistema radial com primário em anel devem ser consideradas possíveis falhas que possam vir a acontecer. Nesse sentido, é instalado o sistema de proteção para interromper os circuitos em caso de ocorrência de falhas. Nesse arranjo a proteção para a rede primária utiliza disjuntores nas subestações e na rede secundária são utilizados fusíveis que garantem a proteção contra sobrecorrentes. (LIGHT,2012) Além de considerar as falhas no arranjo, também são consideradas as manobras e seccionamentos que podem ser feitas nas redes, tanto para manutenção como para substituição de equipamentos e cabos, daí a necessidade do aterramento para garantir que quando houver alguém trabalhando na rede ela não possa sofrer nenhum tipo de dano físico. Portanto, esse arranjo deve possuir uma malha de aterramento que interliga todas as partes metálicas energizadas ou não que esteja sujeito a toque de terceiros. 3.1.3. Funcionalidade da rede Pelas configurações da rede apresentadas no projeto nota-se que a alimentação do sistema é feita por dois alimentadores diferentes que podem ser da mesma subestação ou de subestações diferentes. Desses alimentadores saem os circuitos de MT de rede primária com condutores em linhas de dutos até as câmaras transformadoras subterrâneas. A seguir, está representada uma Câmara transformadora típica que é utilizada no arranjo radial com primário em anel (figura 7): Figura 7: Câmara transformadora típica do sistema radial em anel Fonte:Adaptado,http://www.osetoreletrico.com.br/wpcontent/uploads/2013/03/Ed85_fasciculo_redes_s ubterraneas_cap2.pdf – Acesso em 28/04/2017. 26 Nota-se pela figura 7, que o circuito de MT chega através de bancos de linhas de dutos, vai à chave de três vias, que alimenta o transformador e dá a continuidade ao circuito. Essa chave normalmente é a gás, mas também são utilizadas chaves a óleo. A alimentação do transformador é em MT através da rede primária e então transformada em BT para alimentar o barramento. Desse barramento sai à rede, protegida por fusíveis, novamente através de bancos de linhas de dutos para alimentar os consumidores. Para fazer as derivações para os consumidores através de ramais, existem as caixas de inspeção (CI) ou caixas de passagem (CP’s) onde são abrigadas as emendas. Em relação à CT, ela é constituída, além do transformador, da chave, do barramento e dos cabos de MT e BT, do identificador de defeito, do sistema de ventilação, da iluminação do ambiente, da escada de acesso e também da malha de aterramento, usada para evitar potencial de toque e de passo na CT. O indicador de defeito é usado para localização de defeito na rede e a ventilação é direcionada para os transformadores evitando o aquecimento do ambiente. 3.2. SISTEMA DISTRIBUIÇÃO RESIDENCIAL SUBTERRÂNEA (D.R.S) O sistema D.R.S é uma simplificação do sistema underground Residential Distribution (onde a alimentação dos transformadores é subterrânea). Nesses sistemas o arranjo é do tipo primário em anel, que se estende conectando-se através dos transformadores ligados no sistema. Os alimentadores geralmente são conectados com um único alimentador aéreo, o qual não oferece uma grande confiabilidade ao sistema. (AZEVEDO,2010; NAKAGUISHI,2011) 3.2.1. Âmbito de aplicação A aplicação desse sistema é em regiões residenciais com baixa densidade de carga, para o atendimento de loteamentos de alto nível, onde o uso de redes subterrâneas é imposto por razões de estética ou legislação municipal. (LIGHT,2012) 3.2.2. Projeto de rede A configuração para o projeto de rede do sistema de Distribuição Residencial Subterrânea está representada abaixo (figura 8): Figura 8: Configuração do sistema residencial subterrâneo 27 Fonte : Adaptado (ANEEL,2012) Para a construção de um projeto com a configuração do sistema de distribuição residencial subterrânea deve-se, primeiramente, fazer a avaliação da demanda do sistema para dimensionar o alimentador a fim de atender às cargas de dois pontos diferentes da alimentação primaria. Na ocorrência de falha em um transformador ou em um trecho de cabo o sistema deve permitir a realimentação dos demais componentes em condições de funcionamento. Essa manobra é feita por uma chave normalmente fechada em um dos pontos da alimentação e a outra chave normalmente aberta num outro ponto. Em seguida, a rede primária do arranjo é analisada desde o alimentador até as UT’s simplificadas. Nessa rede podem ser utilizados condutores de cobre ou de alumínio isolados 28 com seções especificadas pelas concessionárias de energia para garantir a alimentação do sistema por dois pontos diferentes da rede. As UT’s simplificadas são localizadas ao nível do solo, onde são instalados os transformadores pedestais. (LIGHT,2012) Os transformadores pedestais normalmente são trifásicos, ligados em delta-estrela, com tensões primárias mais usuais de 13,8 kV e 13,2 kV e tensão secundária mais usada de 220 / 127 V com potências geralmente de 75 kVA, 150 kVA, 300 kVA e 500 kVA. (LIGHT,2012) Após a análise da rede primária e especificada as UT’s simplificadas a serem utilizadas, com o transformador e as chaves pertinentes, deve ser analisada a rede secundária que vai desde o secundário do transformador pedestal até o ponto de entrega, onde são derivados ramais de ligação para o consumidor. Na rede secundária são utilizados condutores de cobre ou de alumínio isolados, que são diretamente enterrados, sendo chamado de cabos armados e com seções especificadas pelas concessionárias. No funcionamento do sistema de distribuição residencial subterrânea também devem ser consideradas as falhas que possa vir a acontecer, nesse sentido, é instalado o sistema de proteção para interromper os circuitos em caso de ocorrência de falhas. Nesse arranjo as proteções utilizadas para a rede primária são disjuntores nas subestações e seccionalizadores nas redes. Na rede secundária são utilizados fusíveis que garantem a proteção contra sobrecorrentes. (LIGHT,2012) Além de considerar as falhas no arranjo, também são consideradas as manobras e seccionamentos que podem ser feitos nas redes, tanto para manutenção como para substituição de equipamentos e cabos, daí a necessidade do aterramento para garantir que caso haja alguém trabalhando na rede ou ocorra toque de terceiros aos equipamentos e cabos não possa ocorrer nenhum tipo de dano físico. Portanto esse arranjo deve possuir uma malha de aterramento que interliga todas as partes metálicas energizadas ou não que esteja sujeito a toque de terceiros. 3.2.3 Funcionalidade da rede Pela configuração da rede apresentada no projeto de rede nota-se que a alimentação do sistema é realizada através de dois pontos diferentes de um único alimentador de rede aérea. Deste saem os circuitos de rede primaria com condutores diretamente enterrados até as câmaras transformadoras cabine. A seguir, está representada uma câmara transformadora cabine típico que é utilizada no arranjo residencial subterrânea, conforme figura 9: 29 Figura 9: Câmara transformadora cabine Fonte:Adaptado,http://www.osetoreletrico.com.br/wpcontent/uploads/2013/03/Ed85_fasciculo_redes_ subterraneas_cap2.pdf – Acesso em 28/04/2017. Os circuitos da rede primária que chegam diretamente enterrados, vão à chave de três vias que alimenta o transformador pedestal e dá continuidade ao circuito. Os transformadores pedestais são instalados ao tempo em bases de concreto com compartimentos blindados para conectar cabos de baixa e média tensão. (CPFL,2007) A alimentação do transformador é em MT e então transformada em BT para alimentar o barramento pedestal. Deste barramento pedestal sai à rede, protegida por fusíveis, através de cabos diretamente enterrados para alimentar os consumidores. No sistema D.R.S também pode ser utilizado como opção a câmara transformadora subterrânea. Segue abaixo um modelo dessas CTS (figura 10): Figura 10: Câmara transformadora típica do sistema D.R.S (Barramento BTX) 30 Fonte:Adaptado,http://www.osetoreletrico.com.br/wpcontent/uploads/2013/03/Ed85_fasciculo_redes_s ubterraneas_cap2.pdf – Acesso em 28/04/2017. Na prática, é utilizada essa CTS quando por questão de estética o consumidor não aceita a construção de CTC. 3.3. SISTEMA RADIAL COM PRIMÁRIO SELETIVO O sistema radial com primário seletivo é um sistema de distribuição com uma configuração composta por dois alimentadores radiais. Estes são denominados, alimentador preferencial e alimentador reserva que são projetados para atendimento da carga por um ou por outro em tempo integral. (AZEVEDO,2010) 3.3.1. Âmbito de aplicação Esse sistema é aplicado em regiões de atendimento de consumidores primários, onde a densidade de carga é elevada, exigindo assim um alto grau de importância na continuidade e qualidade de serviço. (AZEVEDO,2010) 3.3.2. Projeto de rede Esse projeto apresenta algumas modalidades de atendimento e em função das características da carga envolvida, pode ser adotado o arranjo Primário Seletivo Exclusivo ou o Primário Seletivo Generalizado. (LIGHT,2012; AZEVEDO,2010) O arranjo primário seletivo exclusivo é adequado ao atendimento a grandes blocos de cargas concentradas (shopping, grandes prédios comerciais ou mistos etc.), enquanto que o arranjo primário seletivo generalizado é utilizado no atendimento de cargas espaçadas onde não seja justificada, técnico-economicamente, a adoção do arranjo exclusivo. (LIGHT,2012; AZEVEDO,2010). A configuração a seguir (figura 11) apresenta um arranjo típico do sistema radial com primário seletivo: 31 Figura 11: Configuração típica do sistema radial com primário seletivo Fonte: Adaptado (ANEEL,2012) A figura 11 apresenta o sistema sendo alimentado por dois alimentadores um preferencial e outro reserva sendo que os dois têm condições suficientes para assegurar a carga por tempo indeterminado, mas além desses dois podem ser utilizados também outros alimentadores. (DUTRA,2012) Para a construção de um projeto do sistema de distribuição radial com primário seletivo, deve-se, primeiramente, realizar a avaliação da demanda do sistema para dimensionar os alimentadores nas subestações, de forma assegurar a carga total em tempo indeterminado, no 32 caso de falha de um equipamento ou dos cabos. Pois nesse sistema na ocorrência de uma falha a chave de transferência automática de carga (DTAC) transfere automaticamente a carga do alimentador onde ocorreu a falha para outro. Portanto, mesmo na perda de um alimentador (1ª contingência) é garantida a continuidade do serviço. (LIGHT,2012) A seguir, é analisada a rede primaria do arranjo que vai desde o alimentador até as UT´s. Nessa rede podem ser utilizados condutores de cobre ou de alumínio. Em relação às UT’s elas podem ser de rede ou dedicada. Elas podem ser do tipo dedicado no caso do arranjo primário seletivo, e de rede no caso do arranjo primário generalizado, que é onde são instalados os equipamentos como transformadores e chaves. As chaves no arranjo primário seletivo normalmente possuem várias vias para que haja recurso para o alimentador em melhores condições de receber a carga, no caso da perda de um alimentador. Os transformadores normalmente são trifásicos ligadas em delta estrela, com tensões primárias mais usuais de 13,8 kV e 13,2 kV e tensão secundária mais usada de 220/127 V com potências geralmente de 75 kVA, 150 kVA, 300 kVA, 500 kVA e 1000 kVA. (LIGHT,2012) No arranjo primário seletivo podem ser usados os módulos típicos das UT’s, formados por mais de um transformador que contém, por exemplo, dois transformadores de 300 kVA ou três de 1000 kVA. (LIGHT,2012) Após a análise da rede primária e especificadas as UT’s a serem utilizadas com os transformadores e as chaves pertinentes, deve ser analisada a rede secundaria, que vai desde o secundário do transformador até o ponto de entrega. Na rede secundária podem ser utilizados condutores de cobre ou de alumínio, de acordo com os critérios de projeto e as características do sistema elétrico. Já funcionamento do sistema radial com primário seletivo também são consideradas possíveis falhas que possa vir a acontecer, nesse sentido, é instalado o sistema de proteção. No arranjo primário seletivo a proteção utilizada para a rede primária são disjuntores e na rede secundária são utilizados fusíveis para garantir a proteção contra sobrecorrentes. (LIGHT,2012) Além da ocorrência de falhas, o sistema está sujeito a manobras e seccionamentos, tanto para manutenção como para substituição de equipamentos e cabos, daí a necessidade da instalação do sistema de aterramento nas CTS nas CI’s e nas CP’s onde são feitas essas manobras e seccionamentos para evitar acidente como o pessoal de manutenção. 33 3.3.3. Funcionalidade da rede Pela configuração da rede apresentada no projeto de rede nota-se que a alimentação do sistema é feita por dois alimentadores diferentes de subestações diferentes e que deles saem os circuitos de MT de rede primária com condutores em bancos de linhas de dutos até as câmaras transformadoras subterrâneas. A seguir está representada uma câmara transformadora subterrânea típica que é utilizada no arranjo radial com primário seletivo (figura 12): Figura 12: Câmara transformadora típica do sistema radial com primário seletivo Fonte:Adaptado,http://www.osetoreletrico.com.br/wpcontent/uploads/2013/03/Ed85_fasciculo_redes_s ubterraneas_cap2.pdf – Acesso em 28/04/2017. Nota-se pela figura 12 que chega o circuito de MT através de bancos de linhas de dutos, e vai à chave de três vias que alimenta o transformador e dá a continuidade ao circuito. A alimentação do transformador é realizada em MT através da rede primária e, então, transformada em BT para alimentar o barramento. Desse barramento sai à rede, protegida por fusíveis, novamente através de bancos de dutos para alimentar os consumidores. 34 3.4 SISTEMA RETICULADO O sistema reticulado é o mais importante em termos de confiabilidade que todos os outros sistemas de distribuição, não só em relação à continuidade do fornecimento, mas também em relação à estabilidade da tensão de fornecimento, oferecendo assim um alto nível de qualidade. (BARRETO,2010) Esse sistema é projetado para suportar a perda de até dois alimentadores de média tensão sem interrupção no fornecimento de energia para os consumidores ligados na baixa tensão. Quando ocorre a perda de dois alimentadores diz-se que a subestação está operando em segunda contingência. (BARRETO,2010) 3.4.1 Âmbito da aplicação Esse sistema é aplicado em regiões com elevada densidade de carga, onde um alto nível de qualidade de serviço é exigido. (BARRETO,2010) 3.4.2 Projeto de rede A configuração para o projeto de rede do sistema reticulado está representada abaixo pela figura 13: Figura 13: Configuração típica do sistema reticulado Fonte: Adaptado (ANEEL,2012) 35 Nota-se pela configuração da figura 13 que nesse sistema existem dois arranjos, o arranjo reticulado generalizado (Network) e o arranjo reticulado exclusivo (Spot network). O arranjo reticulado generalizado é utilizado para atendimento de cargas distribuídas e elevadas. Esse arranjo consiste de um determinado número de transformadores, carregados em condições normais de funcionamento, de 30% a 40% (nenhuma contingência) para garantir que quando da ocorrência de perda de um transformador (primeira contingência) ou de dois transformadores (segunda contingência) ainda atenda condições de fornecimento adequado, ou seja, sem ultrapassar 100% da capacidade nominal. (DUTRA,2012) Quanto ao arranjo reticulado exclusivo é recomendado ao atendimento de cargas pontuais elevadas onde é exigida uma tensão secundária maior por interesse do consumidor. Esse arranjo também consiste de um determinado número de transformadores ligados de forma que quando da perda de até dois alimentadores (segunda contingência) não haja interrupção no serviço e que a qualidade no fornecimento seja mantida. (DUTRA,2012) Para a construção de um projeto do sistema reticulado deve primeiramente, realizar a avaliação da demanda, pois em função desta demanda é definido o número de alimentadores a serem utilizados de modo a garantir o funcionamento e a operação do sistema mesmo na falta de dois alimentadores (segunda contingência). A seguir, é analisada a rede primária do arranjo que vai desde o alimentador até as UT’s. Nessa rede podem ser utilizados condutores de cobre ou de alumínio. Em relação às UT’s elas podem ser de rede ou dedicada, sendo que as UT’s de rede são construídas quando da instalação do sistema reticulado generalizado enquanto que as UT’s dedicadas são construídas quando da instalação do arranjo reticulado exclusivo e é onde são instalados equipamentos como transformadores cabos e chaves. As chaves utilizadas são de uma via, pois o fluxo de potência é num único sentido.Os transformadores utilizados nesse sistema normalmente são trifásicos ligados em delta estrela, com tensões primárias mais usuais de 13,8 kV e 13,2 kV e tensão secundária mais usada de 216,5 V/ 125 V com potências geralmente de 500 e 1000 kVA. (LIGHT,2012) Esses transformadores devem ser alimentados por circuitos de alimentadores primários independentes de modo que na falha de um alimentador não haja interrupção de consumidores, pois outros transformadores assumirão a carga. (BARRETO,2010) As cargas de toda uma região do sistema reticulado é atendida por uma grande malha secundária de distribuição alimentada por vários transformadores equipados com os protetores network que interrompem o circuito quando da inversão de fluxo de potência. 36 Dessa malha secundária de distribuição sai à alimentação para os consumidores que deve ser através de condutores de cobre com seção de 120 mm2, pois o condutor de cobre com essa secção possui uma particularidade, funciona como fusível através da queima livre, que é o rompimento do condutor, para proteger a rede secundária, desde a corrente de curto circuito no ponto seja de no mínimo 2kA. Em relação à rede primária a proteção contra sobre correntes é garantida pelos relés e disjuntores instalados nas subestações e contemplada pelos protetores network, instalados no secundário dos transformadores de distribuição, para impedir que falha no primário seja alimentada pela rede secundária. (BARRETO,2010) Nos sistemas SPOT, quando são utilizadas tensões de até 220/127 V, eventuais falhas fase-terra são automaticamente eliminadas quando do cessamento da respectiva causa. Quando do emprego de tensões superiores ao referido valor, após o rompimento do dielétrico do ar, a eliminação da causa da falha pode não implicar na extinção do arco provocado. Essa falha autossustentada caracterizada por baixos valores de corrente é que se denomina, arco a terra. Então é utilizado um relé de sobre corrente para proteger a rede. O aterramento do sistema reticulado deve ser efetivo, portanto a malha de aterramento é toda interligada de modo que quando da ocorrência de falha monofásica no lado de MT envolvendo o neutro da BT, os potenciais transferidos não ultrapassem os limites toleráveis pelo corpo humano. 3.4.3 Funcionalidade da rede Pela configuração da rede apresentada no projeto de rede nota-se que a alimentação do sistema é feita por vários alimentadores e deles saem os circuitos de MT de rede primária com condutores em bancos de linhas de dutos até as câmaras transformadoras subterrâneas. A seguir está representada pela figura 14 uma câmara transformadora subterrânea típica que é utilizada no sistema Reticulado: Figura 14: Câmara transformadora reticulado 37 Fonte:Adaptado,http://www.osetoreletrico.com.br/wpcontent/uploads/2013/03/Ed85_fasciculo_redes_subterrane as_cap2.pdf – Acesso em 28/04/2017. Nota-se pela figura 14 que chega o circuito de MT através de bancos de linhas de dutos, e vai à chave de uma via que alimenta o transformador. A alimentação do transformador é em MT através da rede primária, e então, transformada em BT para alimentar o barramento. Desse barramento sai a rede, protegida pelo protetor network, novamente através de bancos de dutos para formar a malha secundária de distribuição, e então, dessa malha saem os ramais em baixa tensão para alimentar os consumidores. 38 CAPÍTULO 4. CONSTRUÇÃO DE REDES SUBTERRÂNEAS 4.1. PRINCÍPIOS GERAIS 4.1.1. Definições Alimentador Preferencial – circuito de rede primário destinado à alimentação de um DTAC, no qual se estabelece somente as condições normais de qualidade com bases nos limites definidos pela ANEEL, para o atendimento de uma determinada carga. Deve ser sempre utilizado em regime permanente de fornecimento. (LIGHT,2012) Alimentador Reserva – Circuito de rede primário destinado à alimentação de um DTAC, no qual pode se estabelecer condições normal ou precária de qualidade com bases nos limites definidos pela ANEEL, para o atendimento de uma determinada carga. Quando do atendimento precário, pode ser utilizado somente em regime temporário. (LIGHT,2012) Arranjo (de rede de distribuição) – configuração de rede de distribuição, com atributos próprios de projeto, que permite que as cargas de uma região sejam atendidas com base na otimização técnico-econômico dos investimentos necessários. (LIGHT,2012) 39 Câmara Transformadora Subterrânea (CTS) – Compartimento constituído de seis faces, construídas com material resistente a fogo e a explosão. É localizada no subsolo de vias públicas, na pista de rolamento ou nas calçadas, ou no interior de edificações, onde a concessionária instala transformadores abaixadores e demais equipamentos para atendimentos de um ou mais consumidores secundários. (LIGHT,2011) Câmara Transformadora Cabine (CTC) – Compartimento constituído de seis faces, construídas com material resistente a fogo e a explosão. Além de sistema de concentração de óleo, normalmente localizadas em espaços cedidos pelo consumidor, conforme resolução 414 da ANEEL. (LIGHT,2011) Câmara de manobra (CM) – Compartimento onde a LIGHT instala uma ou mais chaves de manobra da rede primária sendo constituído de seis faces, construídas com material resistente a fogo. Pode ser subterrâneo ou construído ao nível do solo tanto no interior da propriedade do consumidor como em áreas públicas, sendo neste caso necessária a anuência dos Poderes Públicos. (LIGHT,2011) Caixa de Inspeção (CI) – Construção subterrânea projetada para alojar emendas de cabos de potência e/ou derivações de ramais primários ou secundários, inclusive ramais de ligação. (LIGHT,2011) Linhas de Dutos – Tubulação subterrânea destinada a receber condutores de energia, utilizada com o intuito de fornecer proteção mecânica, bem como favorecer o lançamento e a substituição de cabos em caso de defeito. Malha Secundária de Distribuição – Configuração de rede secundária, caracterizada pela interligação de seus condutores formando uma malha, de onde é derivada a alimentação de consumidores, ao longo de ramais de ligação. (LIGHT,2011) Protetor de Rede (Sistema Reticulado) – Equipamento destinado à proteção de alimentadores primários e transformadores de distribuição, pela interrupção da inversão do fluxo de potência. É utilizado no secundário de transformadores em arranjos com secundário reticulado. (LIGHT,2012) Transformador de Distribuição Subterrânea – Transformador talhado a reduzir a tensão no nível de utilização do consumidor, com características construtivas que permitem o desempenho de sua função, mesmo no caso de eventual ou contínua submersão em água. (LIGHT,2012) Transformador Pedestal (TRP) – Transformador adequado para instalações externas em condomínios com possibilidade de arranjo elétrico em anel. (LIGHT,2012) 40 Unidades de Transformação (UT’s) – Compartimento onde são instalados os transformadores abaixadores e demais equipamentos (chaves, proteções etc.) para atendimento de um ou mais consumidores em baixa tensão. (LIGHT,2012) 4.2 CONSTRUÇÕES CIVIS Para a instalação das redes de distribuição subterrânea são necessárias algumas construções como linhas de dutos, câmaras transformadoras subterrâneas, caixas de inspeção e caixas de passagem. 4.2.1 Linha de dutos Para construção das linhas de dutos devem ser utilizados eletrodutos rígidos em PVC ou flexíveis em Polietileno de alta densidade envelopados em concreto. (LIGHT,2011) O banco de linhas de duto está apresentado na figura 15. Figura 15: Banco de linhas de dutos Esse banco de linhas de duto é utilizado para todos os sistemas subterrâneos existentes desde o sistema radial ao sistema reticulado e com um espaçamento entre dutos, independentemente do tipo de sistema a ser utilizado. 41 4.2.2 Câmaras Transformadoras Subterrâneas (CTS) Para construção de CTS deve ser utilizado concreto armado ou alvenaria estrutural de acordo com especificações técnicas como tipos de armação ferragens e resistência das estruturas. (LIGHT,2011) A figura 16 apresenta uma CTS em construção: Figura 16: Construção de CTS Fonte: Adaptado (COPEL,2010) Essas construções podem ser no interior da propriedade do consumidor como em aérea publica sendo neste caso a anuência dos Poderes Públicos. Este tipo construtivo é apropriado aos sistemas de distribuição radial em anel ou seletivo e reticulado. 4.2.3 Caixas de Inspeção (CI’s) As CI’s são um pouco menores que as CTS e para a construção também podem ser utilizados concreto armado ou alvenaria estrutural, de acordo com especificações técnicas como tipos de armação, ferragens e resistência das estruturas. A figura 17 apresenta uma CI em construção: Figura 17 - Construção da Caixa de Inspeção 42 Fonte: Adaptado (COPEL,2010) Essas CI’s são destinadas a abrigar acessórios (emendas e derivações) e equipamentos (chaves e medidores), assim como a passagem de cabos (mudança de direção, fim de linhas), com dimensões que possibilitem a movimentação de pessoas para execução de serviço, como também facilitam a realização de manutenções na parte interna. (NAKAGUISHI,2011) 4.2.4 Caixas de Passagem (CP’s) As CP’s são construídas sob leito da rua com tampas de ferro fundido. (NAKAGUISHI,2011) A figura 18 apresenta uma caixa de passagem: Figura 18: Caixa de passagem 43 Essas construções são menores que as CTS e CI’s, e são destinados a abrigar as emendas das derivações dos ramais que atendem os consumidores. (NAKAGUISHI,2011) De modo geral a infraestrutura padrão da rede subterrânea, exemplificada para um sistema reticulado, está representada abaixo pela figura 19: Figura 19: Infraestrutura da Rede Subterrânea Fonte: Adaptado (LIGHT,2011) Essa figura ilustra todas as construções que devem ser feitas para a instalação das redes subterrâneas que foram tratadas ao longo desse item. 4.3 CABOS SUBTERRÂNEOS 4.3.1 Cabos de média tensão Os cabos isolados de média tensão são utilizados em circuitos de alimentação e distribuição de energia, em subestações, podendo ser instalados em eletrodutos metálicos, caneletas, diretamente enterrados no solo ou banco de dutos. Os cabos convencionais isolados em EPR ou XLPE possuem uma temperatura máxima do condutor de 90 °C, resultando numa maior capacidade de condução de corrente. Além disso, possuem espessura coordenada de isolação, conforme NBR 6251. 4.3.1.1 Constituição do cabo de média tensão O cabo de média tensão é constituído das seguintes camadas, conforme a figura 20. 44 Figura 20: Cabo de Média Tensão Fonte:Adaptado,http://www nexans.com.br/eservice/Brazilpt_BR/navigate_236580/Cabos_EP_DRY_105_MT_15_25_kV.html - Acessado em 20/05/2017. • Condutor: Cobre ou Alumínio, Classe de encordoamento 2. • Blindagem do condutor: Composto termofixo semicondutor. • Isolação: Composto termofixo de borracha etileno propileno (EPR) para temperatura de operação no condutor de 90 °C, atendendo aos requisitos físicos prescritos pela NBR 6251. • Blindagem da isolação: Blindagem não metálica à base de composto termofixo semicondutor. • Blindagem metálica: Blindagem metálica em fios de cobre nu, têmpera mole, aplicados helicoidalmente, com seção nominal de 6 mm². • Cobertura: Composto termoplástico de Policloreto de Vinila (PVC) na cor preta, atendendo aos requisitos físicos prescritos pela NBR 6251, tipo ST2. 4.3.2 Cabos de Baixa Tensão São empregados como cabos de potência para instalações fixas, sendo recomendados em circuitos que exijam cabos de maior flexibilidade para circuitos de alimentação e distribuição de energia elétrica em redes subterrâneas e subestações transformadoras, etc. São 45 destinados às instalações gerais em eletrodutos, banco de dutos ou diretamente enterrados, dutos, etc. 4.3.2.1 Constituição do Cabo de Média Tensão O cabo de baixa tensão é constituído das seguintes camadas, conforme a figura 21. Figura 21: Cabo de Baixa Tensão Fonte:Adaptado,https://www nexans.com.br/eservice/Brazilpt_BR/navigate_238828/Cabos_Fiter_Flex_1_kV_BT_0_6_1kV.html – Acesso em 20/05/2017. 1) Condutor: cobre, têmpera mole, com alta flexibilidade atendendo ao encordoamento na classe 5, conforme NBR NM 280; 2) Isolação: EPR ou XLPE de 90 ° C, atendendo aos requisitos físicos prescritos pela NBR 7286. 3) Cobertura: policloreto de vinila (PVC), na cor preta, atendendo aos requisitos físicos prescritos na NBR 6251, para o tipo ST2. 4.4 ACESSÓRIOS PARA INSTALAÇÃO DE CABOS 4.4.1 – Camisa de Puxamento É um trançado tubular de aço, que abraça um certo trecho do cabo, como podemos ver na figura 22. 46 Figura 22: Esquema ilustrativo da camisa de Puxamento Fonte: (CAMPOS,2008) 4.4.2 – Destorcedor É um dispositivo giratório cujo objetivo é evitar o esforço de torção no cabo durante o puxamento (CAMPOS,2008), como podemos visualizar na figura 23. Figura 23: Destorcedor Fonte: (CAMPOS,2008) 4.4.3 – Roletes São roldanas com suportes para apoio empregados na instalação de cabos em valas, demonstrado na figura 24. Figura 24: Roletes Fonte: (CAMPOS,2008) 47 4.4.4 – Dinamômetro Utilizado para controlar os esforços de tração ao cabo quando do puxamento, conforme a figura 25. Figura 25: Dinamômetro Fonte: (CAMPOS,2008) 4.4.5 – Carretas para Bobinas Equipamento destinado ao acondicionamento e transporte de bobinas, ilustrado pela figura 26. Figura 26: Carreta Fonte: (CAMPOS,2008) 4.5 LANÇAMENTO DE CABOS EM VALAS 4.5.1 – Preparação da ponta do cabo para lançamento O lançamento do cabo poderá ser efetuado através de Camisas de puxamento, tomandose o cuidado de se fechar a ponta do cabo para evitar a penetração de umidade. A camisa deve ser fixada ao cabo com dupla amarração em sua parte posterior para evitar que deslize se soltando do cabo. (CAMPOS,2008) Entre a camisa de puxamento e o cabo de aço deverá ser instalado o destorcedor, como observa-se na figura 27. Figura 27: Camisa de puxamento 48 Fonte: (CAMPOS,2008) 4.5.2 – Escavação da vala O supervisor da obra deve estar no local da escavação para marcar a vala, junto com o encarregado de equipe que fará a instalação, percorrendo a rota e procurando contornar obstáculos eventualmente existentes. A vala deverá ser locada sempre que possível na calçada e no mínimo a 600 mm do alinhamento dos prédios. Havendo impossibilidades de instalação na calçada, deve-se buscar a alternativa de instalação na rua, principalmente em logradouros com pouco movimento. A escavação poderá ser feita manualmente ou através de máquinas (escavadeiras), embora neste último caso haja risco de danos a outras estruturas subterrâneas porventura existente no local da escavação. Corta-se a pavimentação exatamente conforme a marcação, a vala deve ser escavada sobre a linha marcada tendo as paredes perpendiculares até atingir a profundidade necessária, considerando as indicações do projeto e as dimensões padronizadas das valas. Sempre que o terreno for de baixa resistência, deve ser previsto um escoramento pleno, com pranchas de 20 mm de espessura. Um espaçador de 75 x 75 mm deve ser colocado a cada 2 m para o escoramento das pranchas. O material escavado deve ser depositado afastado pelo mesmo de 50 cm da borda da escavação. Quando a abertura total não for possível, a vala deverá ser escavada sempre 20 m adiantada em relação ao cabo instalado, mas sempre deverão ser escavadas totalmente em toda a extensão do lance de cabo a ser instalado (trecho entre emendas). O fundo da vala deverá ser uniformemente desbastado. Em terrenos de baixa capacidade de sustentação e nos casos em que a vala foi reenchida deve-se compactar o seu fundo, como mostra a figura 28. Figura 28: Escavação da vala 49 Fonte: (CAMPOS,2008) A camada de areia que serve de apoio aos cabos deve ter uma espessura uniforme de 10 cm, devendo ser compactada no fundo da vala e deverá estar isenta de poças de água. Quando da modificação da direção, os raios de curvatura da vala, tanto vertical como horizontal, deverão ser de 20 vezes o diâmetro externo do cabo a ser instalado. 4.5.3 – Interferências com outras instalações Durante a abertura da vala, poderão surgir obstáculos tais como: canalizações ou caixas existentes de outras concessionárias, ou mesmo redes próprias de energia. No caso de canalizações transversais à rota da vala, procura-se sempre aprofundar suavemente a escavação naquele ponto. Quando a canalização for ao longo da rota deve-se considerar a possibilidade de pequeno desvio da rota ou de aprofundar a vala, sendo que neste caso temos que considerar a eventual necessidade de escoramento daquela canalização. Nos casos de interferências com estruturas de outras concessionárias deve-se respeitar as distâncias mínimas recomendadas pelas mesmas. Como regra geral pode-se estabelecer que devem ser mantidas as seguintes distâncias mínimas entre instalações subterrâneas. a) Linhas MT ou BT paralelas ou cruzando => 20 cm; b) Linhas subterrâneas de água ou gás paralelas ou cruzando => 20 cm; c) Linhas de telecomunicações paralelas => 50 cm; d) Linhas de telecomunicações cruzando => 20 cm. 50 Quando não for possível respeitar estas distâncias deve-se prever proteção adicional, tal como, por exemplo, utilização de dutos. (CAMPOS,2008) 4.5.4– Instalação dos cabos 4.5.4.1 Preparação da vala Depois da vala aberta, deverá ser processada a limpeza, e de forma alguma poderá haver pedras ou outros materiais pontiagudos que possam ferir o isolamento do cabo; após esta operação será colocada uma camada de 10 cm de areia previamente peneirada, ao longo do leito da vala. Os cabos serão instalados sobre esta camada de areia que deverá ser apiloada. Como demonstrado pela figura 29. Figura 29: Preparação da vala Fonte: (CAMPOS,2008) 4.5.4.2 – Preparação para puxamento Dependendo da extensão da vala e do tipo do cabo a ser instalado, deve-se utilizar roletes, que deverão ser assentados sobre o leito de areia espaçados de 1 metro entre si. (CAMPOS,2008) Nos trechos onde ocorrem mudanças de direção da vala serão fixados roletes ou conjugados de roldana, e deverá estar presente um componente da equipe de instalação para direcionar e corrigir eventuais deslocamentos durante o puxamento. A bobina montada em reboque ou macacos deverá ficar posicionada em uma das extremidades da vala. O cabo deverá ser desenrolado por cima da bobina, com o objetivo de facilitar a instalação. Junto a bobina na cabeceira da vala poderá ser improvisado um leito, em geral de madeira, onde poderão ser armados roletes por onde o cabo se deslocará até o primeiro rolete da vala. Neste ponto deverão estar presentes no mínimo 2 membros da equipe na hora instalação. 51 Quando for necessário a sua utilização, o guincho deve ser posicionado de forma a permitir o deslocamento longitudinal da cordoalha ao longo da vala. Para lances maiores, onde o esforço de tração for significativo, deve-se utilizar o dinamômetro para o controle de tensão aplicada. A fixação de cordoalha de aço de ½” do guincho ao cabo é feita através de camisas ou olhais de puxamento, dependendo das características do cabo ou do comprimento do lance. É necessário verificar antes do puxamento do cabo que sua cabeça esteja bem selada para evitar penetração d’água no cabo durante o puxamento. O fechamento da cabeça deve ser feito com enfaixamento de fitas plásticas ou preferencialmente com capuz termocontraível. Nos puxamentos de lances grandes deve-se usar o destorcedor que é um dispositivo giratório que deve ser instalado entre a corda de aço e o cabo, e permite que o cabo de tração possa torcer-se sem provocar esforço torcional no cabo. 4.5.4.3 – Puxamento do cabo O cabo deve ser desenrolado, tracionado e colocado no leito da vala com o maior cuidado, evitando esforços de torção bem como ondulações e formação de curvas. Os raios de curvatura durante a instalação devem ser mantidos sempre com valores maiores do que 20 vezes o diâmetro externo do cabo. (CAMPOS,2008) Durante a instalação é importante manter o puxamento contínuo, com tensão constante, até que se processe toda a instalação. Esta recomendação simplifica a instalação, uma vez que permite aproveitar a inércia do cabo e evitar esforços bruscos. O puxamento manual pode ser efetuado para trechos curtos. Para lances maiores, utilizamos o puxamento mecânico através do guincho e neste caso o puxamento deve ser controlado pela equipe de instalação, que poderá improvisar um sistema de comunicação entre os componentes da equipe distribuídos ao longo da vala. Deverá ser observado o dinamômetro para que a força de tração não ultrapasse valores permitidos. A equipe deve estar distribuída em pontos críticos da vala e junto à cabeça do cabo deverá estar um componente da turma para exigir eventuais deslocamentos do cabo. O pessoal da bobina deverá estar atento à operação de forma a evitar criar folga no cabo, como ilustrado pela figura 30. Figura 30: Método de instalação dos cabos em vala 52 Fonte: (CAMPOS,2008) 4.5.4.4 Fechamento da vala Após a instalação e arrumação dos cabos na vala, deverá ser colocada uma camada de 20 cm de areia ao longo da vala. Depois de aplicado serão colocadas as lajotas de concreto, com 5 cm de espessura, para garantir a proteção necessária aos cabos. Se houver necessidade de escoramento este será retirado após a colocação das lajotas. A vala será reaterrada, apiloada e preparada para receber o recalçamento. 4.6. LANÇAMENTO DE CABOS EM DUTOS 4.6.1 – Preparação da ponta do cabo para puxamento O lançamento do cabo poderá ser efetuado através de Camisas de puxamento, tomandose o cuidado de se fechar a ponta do cabo para evitar a penetração de umidade. A camisa deve ser fixada ao cabo com dupla amarração em sua parte posterior para evitar que deslize se soltando do cabo, que pode ser visualizado na figura 31. Figura 31: Instalação do torcedor Fonte: (CAMPOS,2008) 53 Entre a camisa de puxamento e o cabo de aço deverá ser instalado o destorcedor. 4.6.2 – Preparação das caixas de inspeção Devem ser esgotadas as caixas de passagem onde ocorrerá a instalação dos cabos com o auxílio de bombas submersíveis, até que seja retirada toda a água. 4.6.3 – Preparação dos dutos Os dutos deverão ser limpos com o auxílio do mandril, peça cilíndrica que é conectada ao cabo de aço e passada no interior dos dutos a fim de puxar quaisquer tipos de interferências existentes nos mesmos. 4.6.4 – Instalação dos cabos Dependendo da distância do posicionamento da bobina do cabo a ser instalado, deve-se utilizar roletes, que deverão ser assentados sobre a calçada espaçados de 1 metro entre si. A bobina montada em reboque ou macacos deverá ficar posicionada em uma das CI’s. O cabo deverá ser desenrolado por cima da bobina, com o objetivo de facilitar a instalação. Junto a bobina na entrada da caixa poderá ser improvisado um leito, em geral de madeira, onde poderão ser armados roletes por onde o cabo se deslocará até o primeiro rolete situado dentro da caixa de inspeção. Neste ponto deverão estar presentes no mínimo dois membros da equipe na hora instalação. Quando for necessário a sua utilização, o guincho deve ser posicionado de forma a permitir o deslocamento longitudinal da cordoalha ao longo do duto. Para lances maiores, onde o esforço de tração for significativo, deve-se utilizar o dinamômetro para o controle de tensão aplicada. A fixação de cordoalha de aço de ½” do guincho ao cabo é feita através de camisas ou olhais de puxamento, dependendo das características do cabo ou do comprimento do lance. É necessário verificar antes do puxamento do cabo que sua “cabeça” esteja bem selada para evitar penetração d’água no cabo durante o puxamento. O fechamento da cabeça deve ser feito com enfaixamento de fitas plásticas ou preferencialmente com capuz termocontraível. (CAMPOS,2008) Nos puxamentos de lances grandes deve-se usar o destorcedor que é um dispositivo giratório que deve ser instalado entre a corda de aço e o cabo, e permite que o cabo de tração possa torcer-se sem provocar esforço torcional no cabo. O cabo deve ser desenrolado, 54 tracionado e colocado no interior da caixa de inspeção com o maior cuidado, evitando esforços de torção bem como ondulações e formação de curvas. Os raios de curvatura durante a instalação devem ser mantidos sempre com valores maiores do que 20 vezes o diâmetro externo do cabo. Durante a instalação é importante manter o puxamento contínuo, com tensão constante, até que se processe toda a instalação. Esta recomendação simplifica a instalação, uma vez que permite aproveitar a inércia do cabo e evitar esforços bruscos. O puxamento manual pode ser efetuado para trechos curtos. Para lances maiores, utilizamos o puxamento mecânico através do guincho e neste caso o puxamento deve ser controlado pela equipe de instalação, que poderá improvisar um sistema de comunicação entre os componentes da equipe distribuídos nas extremidades. Deverá ser observado o dinamômetro para que a força de tração não ultrapasse valores permitidos. A equipe deve estar distribuída em ambas as caixas dentro e fora das mesmas observando a entrada e saída dos cabos nos dutos. O pessoal da bobina deverá estar atento à operação de forma a evitar criar folga no cabo. (CAMPOS,2008) 4.7 EMENDAS EM CABOS SUBTERRÂNEOS Devido aos seus comprimentos e suas disposições nas redes de distribuições subterrâneas, todos os cabos subterrâneos possuem emendas e acessórios, distribuídos pelas suas diversas classes de tensão. As emendas têm como sua função principal unir 2 ou 3 cabos através de conectores e reconstituir seus respectivos isolamentos de acordo com as suas diversas classes de tensão. 4.7.1 – Emenda de média tensão enfitada A emenda de média tensão enfitada pode ser visualizada nas figuras 32 e 33. Figura 32: Emenda de MT – Tipo Reta Trifásica – Cabo PICC 55 Figura 33: Emenda de MT – Tipo Reta Trifásica – Cabo PICC, em confecção 4.7.2 – Emenda de média tensão contrátil a frio - Reta As emendas contráteis a frio foram desenvolvidas para tornar o trabalho de emendar cabos elétricos de média tensão mais fácil e rápido. São constituídos de um corpo único moldado, no qual são colocadas todas as camadas necessárias para isolar e blindar a conexão, reconstituindo assim o cabo neste ponto. Este corpo moldado é fornecido expandido e sustentado por um tubo plástico que ao ser removido permite que o corpo se contraia sem necessidade de chama. Através da figura 34 podemos melhor visualiza-la. Figura 34: Emenda de Média Tensão Contrátil A Frio – Reta 56 Fonte: Adaptado https://pt.slideshare net/mapple2012/3m-cat - Acesso em 15/06/2017 4.7.3 – Emenda de média tensão termocontrátil Emendas termocontráteis são utilizadas na isolação e vedação de cabos tetrapolares, prevenindo a entrada de sujeira e umidade, observamos sua aparência através da figura 35. Figura 35: Emenda de Média Tensão Termo contrátil Fonte:Adaptado,https://www.etelmaster.com.br/material.php?cd_divisao=ENERGIA&tx_nome=EMEN DA%20MT%20-%20ECP – Acesso em 21/03/2017. 4.7.4 – Emenda de baixa tensão termocontrátil (derivação) Emenda que possibilita o isolamento da conexão de uma rede de baixa tensão, permite a ligação de outro trecho da rede derivando de um tronco principal, exemplificada através da figura 36. Figura 36: Emendas Derivação Raychem 57 Fonte: Adaptado, https://www.etelmaster.com.br/catalogo_energia.pdf - Acesso em 14/05/02017 . 58 CAPÍTULO 5. EQUIPAMENTOS RDS 5.1 TRANSFORMADORES Transformadores utilizados nas redes subterrâneas de energia elétrica possuem a finalidade de reduzir a tensão no nível de utilização do consumidor, com características construtivas que permitem o desempenho de sua função, mesmo no caso de eventual ou contínua submersão em água. Podemos observar um transformador se seu diagrama através das figuras 37e 38. Figura 37: Transformador Figura 38 – Diagrama de um Transformador 59 5.2 CHAVES À ÓLEO Equipamento de manobra, de operação em carga, composto de três entradas de conjuntos de cabos de potência e três posições operativas (desligada, ponte e tie), permitindo a derivação e / ou continuidade e / ou o seccionamento de um circuito, conforme figura 39. Figura 39: Chave à óleo 3 direções 5.3 CHAVES À GÁS Equipamento de manobra, de operação em carga, composto de 2, 3 ou 4 vias para entrada de conjuntos de cabos de potência e três posições operativas (fechada, aberta ou aberta aterrada) permitindo a derivação e/ou a continuidade e/ou o seccionamento de um circuito, podem ser motorizadas ou não conforme sua aplicação. Como demonstram as figuras 40 e 41. Figura 40: Foto chave à gás de 2 vias Figura 41: Chave à gás 3 vias 60 5.4 - PROTETOR NETWORK 5.4.1 - Características Gerais A corrente de placa do protetor é a máxima corrente que o equipamento pode alimentar continuamente. No caso da concessionária Light os equipamentos utilizados operam com as correntes nominais de 1200 A, 1600 A e 3000 A, respectivamente, quando trabalham com os transformadores de 300 KVA, 500 KVA e 1000 KVA com tensão fase-fase de 216,5 V. (PEQUENO,2010) Para tensão de 380V o protetor tem capacidade de 1875 A e trabalha com transformador de 1000 KVA. Os fabricantes são Westinghouse e GE. Quanto aos tipos construtivos eles podem ser ventilados ou submersíveis com conexões do tipo “spade”, terminais com manga de chumbo (“copinho”) e “pata de elefante”. Quanto à montagem o protetor pode ser acoplado ao transformador, fixado Na parede ou apoiado em “cadeira” fixada no piso. O protetor é, basicamente, composto, de um disjuntor seco, um mecanismo operado a motor, um relé mestre e um relé de fase tendo fiação, adredemente, preparada para o acréscimo de um relé de insensibilidade de corrente inversa, quando se fizer necessário para uma dada instalação. (PEQUENO,2010) O disjuntor é de construção simples com contatos principais constituídos de lâminas de prata dispondo, também, de contatos para transferência de arco o qual se desfaz em uma câmara extintora de arco. Quando fechados, os contatos principais são mantidos, nesta posição, sob ação de alta pressão de um conjunto de molas para garantir bom contato. (PEQUENO,2010) 61 O protetor é, também, provido de fusíveis para atuar como proteção de retaguarda final em caso de defeito, no seu sistema de abertura, durante uma falha no cabo alimentador ou no transformador. Em cada fase do disjuntor são instalados transforma dores de corrente para operar os relés. O mecanismo é sensível e mecanicamente livre para abertura. A trava do mecanismo para abertura do protetor, que integra o projeto da bobina de “trip”, é de tal modo construída, que permite a abertura, mesmo diante de baixíssimas voltagens. A abertura dos contatos do protetor é rápida graças à ação de molas aceleradoras instaladas no mecanismo de abertura. A alavanca externa de operação pode ser travada nas diversas posições. São providos todos os meios para permitir o isolamento do protetor da rede de modo a facilitar os ensaios e testes no campo. O protetor é projetado para ser extraído da sua caixa, por rolamento, apoiado em trilhos, o suficiente para ser içado para retirada. O disjuntor, mecanismo e o conjunto de relés são projetados como uma unidade de montagem e são intercambiáveis para todas as aplicações, a exceção do barramento, quer sejam os protetores ventilados ou submersíveis, separado do transformador ou acoplado com o transformador. Esta unidade intercambiável, conhecida como unidade móvel – “miolo”, é facilmente removível de sua montagem ou pode ser fácil e rapidamente desconectada do transformador e da rede para testes e inspeção. A remoção dos três fusíveis na parte superior e dos três “links” de cobre na parte inferior, cada um montado por meio de parafusos, desconecta e isola, inteiramente, o protetor da rede. A remoção adicional de quatro parafusos permite que a unidade seja removida de sua montagem. Estas flexibilidades simplificam a inspeção, o teste e a manutenção do equipamento. (PEQUENO,2010) 5.4.2 – Operação do protetor network na rede Admitindo-se, a princípio, que o sistema esteja operando em condição normal e se, em um dado instante, um dos cabos alimentadores de média tensão do sistema reticulado é desligado pela ação do operador na subestação ou por uma falha no cabo, os protetores correspondentes aos transformadores daquele alimentador abrirão pela ação do fluxo de potência inverso, que se estabelecerá pelos mesmos, devido às correntes de magnetização dos transformadores e/ou às correntes de carga ou mesmo à corrente de curto-circuito da falha, se for o caso de uma falha bifásica ou trifásica. 62 Se a falha no cabo de média tensão for monofásica, isto é, fase-terra, devido ao fato dos transformadores das câmaras serem ligados em estrela na baixa tensão e delta na média tensão, não haverá corrente de falha significativa para queimar o fusível de proteção de retaguarda e o protetor ficará dando “força de volta” no cabo, caso o sistema de abertura do protetor apresente defeito. Quando o cabo alimentador for reparado e reenergizado, pelo fechamento do disjuntor na subestação, os protetores correspondentes aos transformadores daquele alimentador fecharão seus contatos, automaticamente, depois que os relés mestre e de fase constatarem que a tensão do transformador está adequada em módulo (maior) e em ângulo de fase (adiantada) com relação à tensão da barra do sistema reticulado e permanecerão fechados atendendo parte da carga do sistema. (PEQUENO,2010) Após o fechamento do protetor, se as condições que motivaram o fechamento se alterarem, isto é, se a rede, pela ação de alguma carga especial, provocar a injeção de corrente em sentido inverso, através do protetor, o mesmo, pela ação do relé mestre abrirá e tornará a fechar, quando o efeito daquela carga passar, e voltará a abrir, quando o efeito retornar, ficando nessa sequência de aberturas e fechamentos, fenômeno denominado de “pumping”. Este fenômeno ocorre geralmente em período de carga leve, sobretudo nos sistemas Spotnetworks que alimentam prédios com elevadores de grande porte, cujos motores injetam correntes inversas na rede durante a descida dos elevadores. Para controlar a ação deste fenômeno, faz-se necessário ajustar a corrente inversa de abertura para um valor compatível ao valor da corrente produzida pelo fenômeno ou se utilizar de um relé adicional para temporizar o trip do protetor. (PEQUENO,2010). Podemos ver um protetor de network submersível através da figura 42. Figura 42: Protetor Network Submersível Fonte: Adaptado (PEQUENO,2010) 63 5.5 BTX (BARRAMENTO TRIPLEX) O barramento triplex é um acessório composto de 3 (três) buchas interligadas por uma barra, isolada, que permite a derivação de outros cabos de um cabo tronco. Tem a mesma função elétrica da Chave à Óleo ou a Gás de 3 (três) Direções, sendo que os TDC’s só poderão ser manobrados quando todos os circuitos conectados estiverem desligados, devido a este motivo ele só é utilizado em instalações subterrâneas mais simples. A seguir temos uma aplicação do BTX no DRS (Sistema de Distribuição Residencial Subterrânea), que pode ser visto na figura 43. Figura 43: Barramento Triplex (BTX) 64 CAPÍTULO 6. MANUTENÇÃO RDS 6.1 – TRANSFORMADORES Sempre que forem feitas as inspeções para a manutenção preventiva dos transformadores devem ser feitas as verificações a seguir. 6.1.1 - Inspeções 6.1.1.1 Ruídos Sempre que se for à CT, deve ser verificada a existência de ruídos anormais, de origem mecânica ou elétrica. Na presença destes, deve ser feita uma inspeção minuciosa do transformador e dos equipamentos e acessórios a ele associados, bem como realizar medição de carga no equipamento. (LIGHT,1999) Caso não seja detectada a causa e obtida a eliminação do ruído anormal, o transformador deve ser substituído. 6.1.1.2 Tanques e Radiadores Sempre que se for à CT, ou pelo menos a cada 12 meses, deve ser efetuado um exame visual do estado geral do tanque e seus acessórios para verificação da existência de danos ou indícios de corrosão no tanque, radiadores e suportes metálicos. Defeitos leves (ferrugem superficial, bolhas, etc) devem ser removidos, através de lixa ou escova de aço, limpos com solvente e ter sua pintura recuperada com aplicação de tinta de fundo e tinta de acabamento. (LIGHT,1999) 6.1.1.3 Vazamentos Sempre que se for à CT ou pelo menos a cada 12 meses, devem ser efetuadas inspeções para verificar existência de vazamentos. Indica-se a seguir pontos que devem ser examinados: buchas, tampas, bujões, registros, soldas e junções. Vazamentos detectados devem ser contidos e se a contenção for feita de forma provisória, o problema deve ser controlado com rigor até a substituição do transformador. 6.1.1.4 Conexões As conexões devem ser inspecionadas com medidor de temperatura e visualmente a cada 12 meses. Conexões em mau estado ou com temperaturas superiores a 90 ºC, devem ter suas superfícies de contato limpas adequadamente e reapertadas em toda a sua extensão. Dependendo do estado, as conexões e condutores devem ser substituídos. 65 6.1.2 Acessórios dos Transformadores 6.1.2.1 Indicador do nível do óleo Deve ser examinado o indicador do nível de líquido isolante e, se constatado indicação abaixo do normal, deve-se proceder o reenchimento do transformador, com o mesmo líquido isolante existente no mesmo. Deve ser pesquisado e corrigido a causa da anormalidade, que poderá ser por vazamentos existentes, e/ou por retirada de amostra para análise. (LIGHT,1999) 6.1.2.2 Válvula de alívio de pressão Deve ser verificado se a válvula de alívio de pressão atuou. Em caso afirmativo, o transformador deve ser substituído de imediato. 6.1.2.3 Termômetro Deve ser verificado o estado e indicações do termômetro. Verificando-se uma indicação anormal do ponteiro indicador de temperatura instantânea e/ou do ponteiro de arraste (faixas amarela e/ou vermelha), deve-se a princípio examinar o instrumento a procura de avaria; se constatada, o instrumento deve ser substituído de imediato. Caso contrário, o sobreaquecimento do transformador pode ter sido motivado por sistema de ventilação inoperante ou sobrecarga. (LIGHT,1999) A princípio, devem ser examinadas as condições de ventilação da CT, e caso sejam detectados problemas, providenciar soluções cabíveis; caso contrário, providenciar a medição gráfica do carregamento do transformador e, ainda, realizar coleta de amostra do líquido isolante para análise, conforme item 5.3. Os resultados obtidos, definirão se a sobrecarga foi por um período curto, por necessidade momentânea do sistema, ou se trata de sobrecarga permanente do sistema, gerando a necessidade de reavaliação do mesmo através de estudos e novos projetos. Caso constatado indicação anormal apenas do ponteiro de arraste (faixa amarela ou vermelha), o mesmo deve ser levado à posição normal (faixa verde), e nova verificação deve ser feita num período não inferior a 24 horas e não superior a 168 horas. Diante de nova indicação anormal do ponteiro de arraste, deve ser seguido o procedimento descrito no parágrafo anterior. 6.1.2.4 Manômetro Deve ser verificado o estado e indicações do manômetro. Verificando-se uma indicação anormal do ponteiro indicador e/ou do ponteiro de arraste (faixas branca e/ou vermelha), deve- 66 se a princípio examinar o instrumento a procura de avaria; se constatada, o instrumento deve ser substituído de imediato. (LIGHT,1999) 6.1.3 Coleta de amostra de líquido isolante A cada 60 meses deve ser realizada a coleta de amostra do líquido isolante, conforme NBR7036 (considerá-la para óleo mineral, óleo mineral de alto ponto de fulgor e silicone), e enviada para análise devidamente identificada quanto ao tipo de isolante. Caso os resultados não estejam de acordo com as NBR 11787, NBR 10507 e NBR 7036, o transformador deve ser substituído. 6.1.4 Transformador submerso por inundação O transformador pressurizado (tampa soldada) mantém sua característica elétrica quando submerso, não necessitando de nenhum cuidado especial. O transformador não pressurizável (tampa parafusada), quando submerso, deve ser ensaiado no campo, utilizando-se equipamentos para verificação do isolamento e relação de transformação para constatação de eventual defeito. Deve ser também retirada uma amostra do líquido isolante e enviada para análise. Se os resultados forem desfavoráveis, o transformador deve ser substituído. (LIGHT,1999) 6.2 CHAVES A ÓLEO 6.2.1 Inspeções 6.2.1.1 Ruídos A presença de ruídos em chaves de manobra, deve ser encarada de forma preocupante. Sempre que observada, deve ser providenciado o imediato desligamento da chave, seguido de sua substituição. A chave retirada da CT deve ser encaminhada para manutenção. (LIGHT,2011) 6.2.1.2 Tanque Sempre que se for à CT, ou pelo menos a cada 12 meses, deve ser efetuado um exame visual do estado geral do tanque e seus acessórios para verificação da existência de danos ou indícios de corrosão no tanque e suportes metálicos. Defeitos leves (ferrugem superficial, bolhas, etc.) devem ser removidos, através de lixa ou escova de aço, limpos com solvente e ter sua pintura recuperada com aplicação de tinta de 67 fundo e tinta de acabamento. Se o tanque estiver muito danificado pela corrosão, a chave deve ser substituída. (LIGHT,2011) 6.2.1.3 Vazamentos Sempre que se for à CT, devem ser efetuadas inspeções visuais para verificar existência de vazamentos de óleo. Confirmado qualquer tipo de vazamento, deve ser comunicado imediatamente ao setor responsável pela manutenção de equipamentos. Vazamentos de óleo devem ser contidos. Se a contenção for feita de forma provisória, o problema deve ser acompanhado com rigor até a substituição da chave. 6.2.2 Inspeção dos Acessórios 6.2.2.1 Indicador do nível do líquido isolante Deve ser feita uma verificação no indicador do nível de líquido isolante e se constatado indicação abaixo do normal deve-se proceder o reenchimento da chave, pesquisando-se e corrigindo-se a causa, que pode ser por vazamentos existentes ou já corrigidos e/ou por retiradas anteriores de amostra para análise. Simultaneamente, deve ser realizada coleta de amostra do líquido isolante e encaminhada ao laboratório para análise conforme Portaria nº46 de 02/12/94. Para coleta de amostra deve ser obedecido o seguinte: a) limpar adequadamente a válvula de drenagem, deixando-a isenta de impurezas. Deixar escorrer sobre um vasilhame, cerca de meio litro de óleo, a fim de garantir a isenção de impurezas na válvula, deixando o bujão superior da tampa aberto, a fim de possibilitar a entrada de ar; b) para a coleta do óleo, usar recipiente de vidro transparente com capacidade de pelo menos um litro. Deve estar devidamente lavado, inicialmente com água e em seguida com álcool ou benzina. (Após cada lavagem o recipiente deve ser rigorosamente seco); c) encher cuidadosamente o recipiente de vidro, a fim de não permitir qualquer tipo de contaminação, evitando, inclusive, o contato manual com o óleo; d) vedar hermeticamente o recipiente, antes, porém, mergulhando a tampa que deve também ser de vidro, em parafina aquecida. Em seguida o recipiente deve ser rotulado com o número da chave em questão. (LIGHT,2011) 6.2.3 Enchimento e retirada do meio isolante Antes de iniciar o processo de retirada/enchimento de óleo, propriamente dito, a primeira providência é a limpeza total da chave, de modo que se possa trabalhar sem risco de 68 contaminação com impurezas; evite sempre o contato manual. Em resumo. Todos os cuidados com a higiene e limpeza devem ser tomados, já que devem ser considerados fundamentais para este processo. O tanque deve ser enchido através de mangueiras conectadas à válvula de drenagem (registro), antes, porém, deve ser providenciada a abertura do bujão da tampa superior para saída de ar. O processo retirada/enchimento de óleo isolante deve ser executada, sugestivamente, conforme as Figuras 46 e 47. Fazer conexão das mangueiras e da bomba de sucção do tambor de óleo conforme indicado; nunca esquecer de abrir a válvula da tampa superior, a fim de permitir a liberação de pressão interna no tanque da chave. Figura 44: Processo retirada de óleo Fonte: Adaptado (LIGHT,2011) Figura 45: Processo enchimento de óleo 69 Fonte: Adaptado (LIGHT,2011) 6.2.4 Periodicidade de Manutenção A cada 60 meses ou 100 operações, sob carga ou não, prevalecendo a condição que ocorrer primeiro, o estado do óleo deve ser verificado, procedendo a coleta de óleo para análise. As características do óleo devem atender a Portaria nº 46 de 02/12/94, caso contrário o óleo deve ser substituído. Sempre que, por qualquer que seja a necessidade, for aberta uma chave a óleo com a exposição do meio isolante, deve ser procedida coleta de óleo para análise, nas mesmas condições acima mencionadas. A cada 200 operações, seja sob carga ou não, a chave deve ser submetida a verificação do estado geral dos contatos e caso sejam observados desgastes, os mesmos devem ser substituídos. Nesse caso deve ser verificado o alinhamento dos contatos e promovida a substituição do óleo isolante. Sempre que uma operação inadequada ocorrer; como por exemplo: uma operação em condições de curto-circuito, a chave deve ser impedida do sistema e providenciada uma análise técnica com verificação do estado geral dos contatos e respectivos alinhamentos, bem como, promovida a substituição do óleo isolante. Esta análise pode ser feita no local, cujo diagnóstico feito por pessoal apto, deve concluir pela manutenção necessária ou a simples substituição da chave. 70 6.3 – CHAVES À GÁS 6.3.1 Inspeções 6.3.1.1. - Ruídos A presença de ruídos em chaves de manobra, deve ser encarada de forma preocupante. Sempre que observada, deve ser providenciado o imediato desligamento da chave, seguido de sua substituição. 6.3.1.2 Tanque Sempre que se for à CT, deve ser efetuado um exame visual do estado geral do tanque e seus acessórios para verificação da existência de danos ou indícios de corrosão no tanque e suportes metálicos. Defeitos leves (ferrugem superficial, bolhas, etc.) devem ser removidos, através de lixa ou escova de aço, limpos com solvente e ter sua pintura recuperada com aplicação de tinta de fundo e tinta de acabamento. (LIGHT,1999) 6.3.1.3 Vazamentos Sempre que se for à CT, devem ser efetuadas inspeções para verificar existência de vazamentos de gás através do manômetro. 6.3.2 Verificação dos Acessórios 6.3.2.1. Manômetro Deve ser feita leitura de pressão no manômetro e se constatada indicação fora da faixa de operação, deve ser feita uma verificação das condições operativas do referido manômetro, substituindo-o temporariamente pôr um manômetro padrão. Caso seja constatada a indicação correta, trata-se de defeito no manômetro da chave, que deve ser substituído. Caso contrário (mesma indicação no manômetro padrão), deve ser verificado, através do detector de gás SF6, possível vazamento na fixação do manômetro, que se confirmado deve ser corrigido ou, se necessário, providenciada a sua substituição, com posterior reenchimento de gás. A única manutenção possível de ser realizada no campo, por vazamento de gás SF6, é a substituição do manômetro. A constatação de vazamento em qualquer outro ponto da chave, implica na substituição da chave. 71 6.3.3 Enchimento e retirada do meio isolante 6.3.3.1 Gás SF6 Não há necessidade de troca de gás SF6 em chaves isoladas a gás, portanto o gás SF6 não deve ser retirado da chave no local de sua instalação, apenas deve ser providenciado o seu enchimento dependendo naturalmente das circunstâncias. Para se completar a quantidade de gás de uma chave a gás SF6, recomenda-se o seu desligamento, a fim de se propiciar total segurança aos funcionários envolvidos nessa tarefa. Para a definição do valor de gás, deve-se consultar os gráficos de Pressão x Temperatura. Durante a operação de enchimento, deve-se ter sempre à mão um detector de gás SF6. Este gás é inodoro e mais pesado que o ar e se acomoda nas partes inferiores do ambiente, não sendo fácil detectá-lo, a não ser com o uso de um detector próprio. Embora estas chaves não contenham quantidades suficientes de gás para gerar preocupação, é importante considerar que grandes quantidades de SF6 em ambientes fechados podem deslocar o ar e causar asfixia. Observações: 1) O arco elétrico no SF6 pode gerar subprodutos tóxicos em forma sólida (pó) e alguns subprodutos como SO2 se caracterizam pelo cheiro de ovo podre e podem ser facilmente identificados, porém esta condição não deve ser usada como teste de presença de subprodutos de SF6. 2) Apesar do risco de explosão de uma chave a gás SF6 inexistir, de acordo com informações dos fabricantes, pode haver o estufamento da chave quando de uma operação inadequada (por exemplo: quando da abertura de um curto-circuito). Por conseguinte, se nessa condição houver o rompimento de algum ponto de solda do tanque da chave poderá haver a liberação de subprodutos de gás SF6. Portanto, apesar de bastante remota tal expectativa, sempre que houver alguma suspeita nesse sentido, deve-se proceder uma ampla exaustão do ambiente antes do acesso, bem como utilizar equipamentos de proteção adequados. (LIGHT,1999) 6.3.4 Periodicidade de Manutenção As chaves a gás SF6 foram projetadas de forma tal que asseguram uma vida útil sem qualquer tipo especial de manutenção, desde que os seus valores nominais não sejam excedidos. A única necessidade requerida é monitorar regularmente a pressão relativa de gás SF6, conforme estabelece o item 7.2.1 deste Procedimento. O número de operações também deve ser acompanhado, já que é o único parâmetro que define o fim da vida útil. 72 Para as atuais condições de uso das chaves a gás SF6, ou seja, com limite de corrente para operação sob carga de 400 A e considerando que a capacidade nominal da chave é 600 A, pode ser admitido uma vida útil de 1400 operações sob carga, para as chaves de fabricação Delmar, e 2400 operações para as chaves de fabricação Siemens. Estes valores foram definidos de acordo com análise de informações prestadas pelos respectivos fabricantes, devendo ser reavaliados quando as primeiras chaves atingirem os citados números, já que o registrador de operações informa um número total que engloba operações em vazio e sob carga. Portanto, pelo que foi exposto, é de fundamental importância o correto controle do número de operações das chaves a gás SF6, bem como o fiel registro de todos os dados constantes na ficha técnica e respectivo repasse dessas informações ao órgão responsável pelo controle de manutenção de equipamentos e banco de dados. Sempre que uma operação inadequada ocorrer, como por exemplo: uma operação em condições de curto-circuito, a chave deve ser impedida do sistema e providenciada uma análise de seu estado geral que, considerando a impossibilidade de acesso aos respectivos contatos, se restringe na observação do aspecto do tanque e partes físicas da chave (buchas, válvulas, etc.), bem como, das condições do curto-circuito, através da avaliação do nível de curto circuito ocorrido e tipos de relés que atuaram. 6.4 PROTETOR NETWORK A manutenção preventiva do protetor consiste em verificar em períodos regulares de 6 meses, conforme recomendação do fabricante, todos os mecanismos de fechamento e de abertura e todos os circuitos elétricos de acionamento e controle do equipamento quanto ao seu adequado funcionamento, bem como quanto ao estado geral dos contatos principais e dos componentes observando, também, a necessidade de reaperto dos parafusos de fixação de todos os componentes na estrutura do equipamento. 6.4.1 Inspeções e Procedimentos Escolhido, a priori, com base no carregamento dos cabos de MT, o sistema e o cabo cujos protetores deverão ser inspecionados e sofrer manutenção, deverá ser seguido, em cada câmara, o seguinte procedimento (PEQUENO,2010):  Verificar o estado de operação dos protetores e os seus carregamentos;  Caso alguma unidade encontre-se fora de operação por defeito, priorizá-la; 73  Colocar a alavanca do protetor na posição "ABERTO TRAVADO" e constatar, com amperímetro, a abertura dos contatos internos do protetor medindo no cabo de saída do protetor a corrente, que deve acusar o valor zero;  Abrir a porta do protetor tomando o cuidado para que a mesma não venha a encostar em pontos energizados, como os blocos fusíveis. Se tal fato for ocorrer, utilizar manta de borracha para isolá-lo e anotar a anormalidade para posterior providência de projeto se for o caso;  Verificar e anotar o número do contador de operações para compará-lo com o número registrado na última manutenção;  Fazer inspeção visual na parte interna do protetor buscando identificar alguma condição que possa provocar acidentes e eliminá-la e, utilizando o termovisor, observar os pontos quentes devido a problemas de mau contato em conexões;  Retirar os fusíveis e os links;  Posicionar os trilhos para a retirada do disjuntor (“miolo”);  Soltar os 4 parafusos que fixam o “miolo” na carcaça;  Puxar o “miolo” com cuidado;  Abrir a parte frontal (painel) do “miolo”;  Iniciar a inspeção mecânica;  Certificar-se de que o batente está intacto e que se estende acima de sua base. Se estiver danificado, substitui-lo;  Verificar as condições e efetuar a limpeza de todo s os pontos de contatos (relés CNJ, CN33 e SG, chave-rotativa, contatos principais, L, J, corta-arco, “links”, fusíveis, motor e bobina de Trip”);  Certificar-se de que todas as conexões elétricas e estão apertadas;  Certificar-se de que todas as molas estão em seus locais apropriados e que nenhuma está quebrada;  Certificar-se de que todas as porcas, pinos, contra pinos e parafusos estão no lugar e apertados;  Verificar todas as partes condutoras de corrente quanto à evidência de sobreaquecimento;  Certificar-se de que todos os contatos do disjuntor estão limpos e fazem bom contato;  Certificar-se de que, quando o disjuntor fecha, os contatos de arco fazem contato antes dos contatos secundários e que estes o fazem antes dos contatos principais; 74  Verificar todas as barras e certificar-se de que nenhuma está quebrada;  Verificar todas as conexões nos blocos terminais e certificar-se de que todas estão apertadas;  Verificar os fusíveis, os “links” e terminais quanto à evidência de sobreaquecimento;  Verificar as partes da carcaça quanto à corrosão;  Verificar e lubrificar as partes mecânicas;  Nos motores de freio mecânico, efetuar limpeza do cilindro e das sapatas;  Efetuar limpeza externa e lubrificar a alavanca de manobra;  Utilizando o “Test Kit”, dispositivo de ajustes, efetuar os testes eletromecânicos finais para fechamento e abertura do protetor.  Ajustar os valores de tensão de fechamento com 1/0º volt dos relés mestre e de fase e ajustar a corrente inversa do relé mestre para a corrente de 3 amperes;  Recolocar a unidade móvel – “miolo” na caixa;  Apertar os parafusos não se esquecendo do parafuso de cabeça vermelha que fixa o painel;  Recolocar os fusíveis e “links”;  Anotar o novo número do contador de operações. 6.5 MANUTENÇÃO DE CÂMARAS TRANSFORMADORAS Para as inspeções externa e interna da câmara, devem ser obedecidas as orientações a seguir. A atividade será dividida em três grupos: estruturas, equipamentos e cabos. 6.5.1 Inspeção Externa da CT 6.5.1.1 Estruturas A inspeção externa da câmara consiste em verificar, através do Check-list – Anexo IV, e anotar na Nota Técnica de Campo NT RICT, o que segue, para a próxima etapa ou posterior providência: a) Se o tampão e aro estão desgastados, necessitando de substituição, e se não estão chumbados, corretamente, no solo; se a calafetagem não se encontra, visualmente, adequada para posterior teste com água; b) Se a tampa, a tranca e a sub-tampa encontram-se desgastadas, necessitando de substituição; 75 c) Se as tampas e os aros das caixas de ventilação estão desgastados, necessitando de substituição; se a estrutura civil das caixas está precisando de reparos; se o sistema de vedação da válvula encontra-se ajustado e em perfeito funcionamento; d) Se os dutos, postes e nichos de ventilação, quando for o caso, estão em funcionamento adequado e em bom estado de conservação. Para o teste de funcionamento, com os ventiladores ligados, utilizando-se de um anemômetro, mede-se a vazão do ar que deverá registrar no mínimo, 8 m/s na saída da válvula, correspondendo a uma vazão de 0,40 m/ s, para um tubo de 10”. Para a mesma vazão em um tubo de 8”, a velocidade registrada no anemômetro deverá ser de 12 m/s. (LIGHT,2011) 6.5.2 Inspeção Interna da Câmara Para a inspeção interna da câmara, antes de abrir a tampa de acesso à parte interna da câmara, o detector de gás deve ser acionado e permanecer ativado durante todo o tempo de realização da atividade. Se o detector registrar a presença de gás e se o cheiro for indicativo de gás natural, acionar, imediatamente, a fiscalização técnica da CEG para as providências cabíveis. Caso se tratar de outros gases e a ventilação da câmara não estiver funcionando, fazer a ventilação forçada pelo ventilador portátil, através da abertura da tampa de acesso à câmara, mantendo as entradas e saídas dos tubos de ventilação livres para a circulação do ar, monitorando, permanentemente, com o detector de gás. Quando o detector não mais acusar a presença do gás, descer na câmara e aciona r o sistema de ventilação da CT. Se a causa do gás não for devido a vazamento das tubulações de distribuição de gás natural da concessionária de gás, deve-se procurar a causa abrindo-se e testando-se com o detector de gás, as caixas de inspeção de cabos da própria Light que podem conter combustíveis devido a vazamentos dos postos de combustíveis próximos, ou devido à formação natural de gases, por putrefação de matéria orgânica das águas de esgoto lançadas, indevidamente, nas galerias da concessionária de energia. 6.5.2.1 Estruturas a) Se a escada se encontra com algum problema quanto ao seu estado e quanto a sua fixação no gargalo e no piso da CT; b) Se ao acionar o disjuntor na descida, pela escada, o circuito de iluminação e as lâmpadas estão com algum tipo de problema para reparos na etapa seguinte; 76 c) Se o sistema de ventilação da câmara está com funcionamento inadequado; se o circuito está em mau estado necessitando de reparos, se a proteção térmica do motor, na chave magnética, está ajustada para rearme automático, quando deveria estar em manual; se o ajuste do valor de atuação do elemento térmico da chave magnética está compatível com a corrente de operação do motor do ventilador; d) Se há vazamentos de água por embuchamentos, paredes, teto, tubo de ventilação e pela calafetagem do tampão; se não houver evidências de vazamentos pela calafetagem do tampão, sub-tampa e pelo tubo ventilação, isso poderá ser verificado jogando-se água para evidenciar ou não o vazamento; o teste do tubo de ventilação pode ser feito jogando-se água na caixa de ventilação deixando-a fluir para o solo através do dreno que, por sua vez, estará sendo, também, testado quanto a sua capacidade de esgotar a caixa de ventilação em tempos de chuva, sem prejudicar a ventilação dos equipamentos instalados. 6.5.2.2 Equipamentos Ao fazer uma vistoria geral no estado dos equipamentos instalados na câmara, exista alguma condição insegura e/ou de alto risco, como, por exemplo, uma emenda seca estourada, exposta e energizada, cujo defeito está isolado da terra, ou um plug-in sem presilhas energizado e mal encaixado no terminal de um transformador ou de uma chave, que possam exigir uma ação de emergência, como o desligamento do cabo para se refazer a emenda ou o impedimento do equipamento para providenciar a sua normalização. Quando o problema é uma condição insegura devido a exposição de um ponto energizado em baixa tensão, pode-se adotar uma ação de controle isolando o local ou o ponto energizado, utilizando-se de um lençol de borracha ou de fita isolante, se essa providência for suficiente. Caso sejam necessárias ações emergenciais de outras equipes, deve-se isolar o local, no interior da câmara, sinalizando a área de risco, e, em seguida, fechar a câmara e passar para outra que esteja na programação dentro da rota de serviço. Se há algum equipamento, chave ou transformador, com vestígios de anormalidades como atuação da válvula de alívio, deformação da carcaça e/ou da tampa, devido ao aumento de pressão interna, motivada por curto-circuito - (estes tipos de anormalidades devem ser imediatamente, informados ao órgão de operação da rede); se os medidores de monitoramento de pressão, temperatura e nível de óleo apresentam valores fora da faixa de normalidade; se há vazamentos de óleo pelas buchas dos transformadores, registros , bujões e outros; se há vazamentos nos punhos e terminais das chaves a óleo. 77 Caso o cabo de aterramento de carcaça de algum equipamento de MT, chaves à óleo e à gás, transformadores, terminais desconectáveis ou emendas de cabos de MT e da carcaça do protetor network, dos sistemas reticulados, está rompido ou com mau contato. Se a cordoalha de neutro do transformador não foi roubada ou está desconectada, com vestígio de recozimento do cobre e/ou derretimento de solda do conector, devido a mau contato ou por falta de fase na BT do transformador, operando em sobrecarga ou por curto-circuito, caso as conexões da cordoalha de terra nas hastes (espigões) de aterramento estão com algum problema de contato prejudicando a circulação de corrente da malha de terra da CT. Algum equipamento, cuja posição da instalação na CT, está criando condições inseguras para as pessoas, que operam na câmara, bem como para o desempenho do próprio equipamento. Como exemplo, pode-se citar casos de transformadores instalados próximos da escada, com terminais desconectáveis sem presilhas, mal instalados e com cabo curto, forçando o terminal desconectável, sem possibilidade de arrumação; Na ocorrência de algum bloco fusível em mau estado e/ou fusível queimado necessitando substituição deve-se verificar se há algum fusível limitador queimado necessitando substituição ou se há algum cabo da malha do reticulado cuja conexão no barramento apresenta mau contato. Caso haja algum protetor network despressurizado, fora de operação, isto é, com leitura zero, com a alavanca de operação na posição aberta e travada, estando o transformador, correspondente, energizado e com tensões adequadas ou algum protetor network com a alavanca de operação na posição automática apresentando leitura zero, devido ou não a fusíveis queimados, estando o transformador, correspondente, energizado e apresentando tensões adequadas de operação; se há algum protetor network com a alavanca de operação na posição aberta e travada com o transformador energizado, apresentando leitura de corrente pela BT. Qualquer ocorrência dos tipos acima citadas, observadas em CTs dos sistemas reticulados, deve ser informada, imediatamente, à fiscalização técnica responsável pela operação e manutenção desses equipamentos para providências: a) Se utilizando o termovisor, há existência de mau contato nas buchas de BT e MT dos transformadores, nos terminais dos protetores network, nas garras dos blocos fusíveis, nos fusíveis limitadores; se há problemas de refrigeração dos transformadores com base nas imagens capturadas pelo termovisor, através das irradiações infravermelho emitidas pelos equipamentos; b) Se os TDCs não estão com os grampos de fixação nem as tampas do ponto capacitivo; 78 c) Se a conservação geral dos DTACs não está em bom estado; se as baterias se encontram descarregadas e se a indicação da sinalização luminosa de defeito em cabo está com problemas; d) se a conservação geral das chaves a gás não está em bom estado e se a indicação da sinalização luminosa de presença de tensão no cabo está com defeito; e) se não estão em bom estado as instalações dos ID s – Indicadores de Defeitos, e se não apresenta problemas de funcionamento, inclusive da indicação da sinalização luminosa de defeito em cabo; se o tijolo de vidro está quebrado. (LIGHT,2011) 6.5.2.3 Cabos a) Se utilizando o termovisor, existe mau contato nas uniões de BT, nas conexões dos cabos da malha dos reticulados ao barramento, nos blocos fusíveis e/ou fusíveis limitadores dos ramais de ligação dos clientes tanto dos sistemas reticulados como dos radiais, incluindo os pedestais; b) As medições instantâneas de tensão do barramento e as de carregamento de todos os cabos BTGs, derivados do barramento da CT para a rede, bem como para os clientes ligados, diretamente, através de blocos fusíveis e/ou limitadores de corrente; c) Se utilizando o termovisor, existe mau contato nas emendas dos cabos de MT e nas conexões com os terminais desconectáveis; d) Se há cabos ou cordoalhas furtadas no interior da câmara; se houver informar, imediatamente, à equipe responsável pela manutenção de cabos da rede ou de equipamentos, conforme o caso, para providências; e) Se os cabos de BT e MT precisam ser arrumados. CAPÍTULO 7. FERRAMENTAS UTILIZADAS NA RDS 7.1 PICOUP O Picoup é um equipamento destinado ao corte, à distância, de cabos de energia desligados. O acionamento é feito por controle remoto a uma distância de 8 m, oferecendo 79 segurança contra eventuais acidentes com cabos energizados. A lâmina possui um dispositivo pontiagudo que perfura o cabo provocando, caso o circuito esteja ligado, o desarme da proteção antes mesmo do início do corte. Podemos visualizar a instalação do Picoup através das figuras 46 e 47. Figura 46: Instalação do Picoup Figura 47: Acionador Picoup 7.2 DETECTORES DE GÁS O equipamento é utilizado para a verificação da presença de gases combustíveis acumulados em ambientes confinados. Exemplos são mostrados na figura 48. Figura 48: Detector de gás 80 7.3 PAVÈ DE TERRE Trata-se de um equipamento de aterramento temporário, com função adicional de identificador de fases. O equipamento possui placas retificadoras nas fases de cor amarela e verde. Caso a tensão no cabo se torne perigosa para o operador (a partir de 50V) o dispositivo realiza instantaneamente o aterramento do circuito, devido ao curto-circuito das placas retificadoras, observado na figura 49 e 50. Através de um Ohmímetro com um mostrador que apresenta as três cores de acordo com a convenção estabelecida de fase A (verde), B (amarelo) e C (marrom), identificamos as fases. Figura 49: Pavè De Terre Figura 50: Diagrama Pavé de Terre 81 7.4 ALICATE DE COMPRESSÃO Equipamento destinado a conexão de cabos, através do método de compressão 12t sobre uma luva de cobre estanhado ou alumínio, como mostra a figura 51. Figura 51: Alicate com matrizes 7.5 INJETOR DE SINAL ACÚSTICO Procedimentos utilizados para identificar os cabos de um determinado circuito de um sistema de distribuição, no interior de estruturas subterrâneas. O equipamento é composto de dois módulos: Emissor e Receptor, identificados pelas letras: “E” EMISSOR e “D” DETECTOR, conforme figura 52. O Emissor fica num ponto onde o circuito já foi previamente identificado. 82 Uma mensagem de identificação é gravada no momento da instalação do equipamento, sendo transmitida intermitentemente através do cabo. Devemos atentar para instalação correta das garras do Emissor obedecendo o faseamento do cabo e para tal utilizaremos a sinalização de cores ou de letras estampadas nas mesmas. Figura 52: Injetor De Sinal Acústico 7.6 DETECTOR DE TENSÃO Equipamento utilizado na verificação de ausência de tensão. Sendo a seguir os 3 tipos mais usados em instalações subterrâneas. 7.6.1 Detector de tensão por aproximação Este modelo é muito utilizado em testes de chaves à óleo, é visto na figura 53. Figura 53: Detector de Tensão 7.6.2 Detector de tensão por ponto capacitivo Modelo utilizado exclusivamente em pontos capacitivos de terminais desconectáveis dos tipos TDC (cotovelo) ou TBB (básico blindado), observado na figura 54. 83 Figura 54: Detector de Tensão por ponto capacitivo 7.6.3 Detector de tensão por contato direto Equipamento utilizado em contato direto “ ponto vivo”, geralmente nas extremidades dos circuitos que possuem pontos para testes. Figura 55: Detector De Tensão Por Contato Direto 7.7 DETECTOR DE IMPULSO ELETROMAGNÉTICO BALÍSTICO 7.7.1 Princípio de Funcionamento O GOC descarrega a energia dos capacitores no cabo com defeito, essa onda de choque viaja através de todas as blindagens interligadas e a terra até o defeito, retornando pela fase defeituosa. A diferença de corrente existente entre a fase defeituosa e a respectiva blindagem, produz uma resultante de campo eletromagnético, que induz uma FEM na bobina do detector. Essa tensão é amplificada e medida pelo galvanômetro, resultando em uma deflexão positiva. A energia de onda de choque é descarregada no defeito sob a forma de arco elétrico. 84 Entre o GOC e o defeito, a intensidade do sinal eletromagnético detectado sobre a capa externa do cabo é muito maior.Após a falha, normalmente o sinal eletromagnético perde sua intensidade, visto na figura 56 e 57. Figura 56 :Princípio de Funcionamento Figura 57: Detector Acústico 7.8 GERADOR DE IMPULSOS Também conhecido como GOC (Gerador de Ondas de Choque), aparelho com recurso para descarregar intermitentemente uma determinada energia (armazenada em capacitores) no cabo a fim de pontualizar a falha através dos detectores Balístico e/ou Acústico, observado na figura 58. Figura 58: Gerador de Ondas de Choque 85 7.9 REFLECTROMETRO A maneira mais moderna de ser localizar um defeito em cabos de média e alta tensão é através da utilização do equipamento chamado Reflectômetro em conjunto com o Gerador de impulsos, esse equipamento permite através de interpretação de gráficos a leitura da distância entre o equipamento e o ponto defeituoso, a seguir iremos demonstrar de maneira sucinta a utilização de cada método e com um exemplo de leitura dos mesmos. i.Ecometria de Baixa Tensão Aplicável em circuitos sem ou com derivações, quando as resistências de falha apresentarem valores da ordem de 200 ohms (em circuitos sem derivações), ou 20 ohms (em circuitos com derivações). Aplicável, também, quando houver falha de descontinuidade (condutor interrompido), demonstrado na figura 59. Figura 59: Ecometria De Baixa Tensão 86 ii.Reflexão durante o Arco Aplicável em circuitos com poucas ou sem derivações, quando as resistências de falha apresentarem valores maiores que os aplicáveis na Ecometria de BT, como vemos na figura 60. Figura 60: Reflexão Durante o Arco iii.Direto em Tensão 87 Aplicável em circuitos sem derivações quando houver falhas do tipo “Gap” (trilhamento limpo), como visto na figura 61. Figura 61: Reflexão Direto em Tensão iv.COMPARAÇÃO PRIMEIRA FORMA Aplicável em circuitos com derivações quando houver falhas do tipo “Gap” (trilhamento limpo), exemplificado na figura 62. Figura 62: Reflexão em Comparação 1ª forma v.Comparação Segunda Forma 88 Aplicável em circuitos com derivações, mas com acesso a somente uma dessas derivações, quando houver falhas do tipo “Gap” (trilhamento limpo), conforme figura 63. Figura 63: Reflexão em Comparação 2ª forma vi.Direto em Choques Aplicável em circuitos sem derivação quando as resistências de falha apresentarem valores maiores que os aplicáveis na Ecometria de BT (falhas de alta impedância), visto na figura 64. Figura 64: Reflexão Direto em Choques vii.Comparação Diferencial 89 Aplicável em circuitos com derivações quando as resistências de falha apresentarem valores maiores que os aplicáveis na Ecometria de BT (falhas de alta impedância), conforme figura 65. Figura 65: Reflexão em Comparação Diferencial 7.10 DETECTOR ACÚSTICO O detector acústico (Geofone) é usado para escutar o som produzido pela descarga elétrica dissipada no defeito, figura 66. Figura 66: Detector Acústico 90 7.11 FERRAMENTAS PARA PREPARAÇÃO DE CABOS Nos últimos 30 anos foi observado que a grande maioria de defeitos em emendas e acessórios era devido a defeitos de mão de obra pela falta de ferramentas adequadas para a preparação dos cabos de média tensão, no passado tais preparações eram feitas através de facas, alicates comuns entre outros, após o desenvolvimento de ferramentas especiais para a preparação de cabos esta incidência diminuiu consideravelmente. Vamos apresentas a seguir algumas ferramentas para preparação de cabos observadas nas figuras 67,68,69 e 70. Figura 67: Ferramenta Utilizada Para Retirada da Capa de PVC Figura 68: Extrator de Semi Condutora 91 Figura 69: Extrator de Isolamento Figura 70: Ferramenta Que Realiza Um Chanfro No Isolamento Figura 71: Apontador 92 CAPÍTULO 8. CONCLUSÃO Os sistemas de distribuição subterrânea de energia elétrica realmente são bem mais confiáveis que os sistemas de distribuição aérea, pois como foi visto ao longo desse trabalho, esses sistemas possuem muitos recursos quando da ocorrência de falha. Mas justamente por serem mais confiáveis esses sistemas exigem estruturas mais complexas e, portanto, os custos são bem mais elevados. Dentre os sistemas descritos nesse trabalho, destaca-se o sistema Reticulado por apresentar algumas características próprias, de como alimentar os consumidores através da malha de baixa tensão, utilizar protetor de rede para evitar inversão de fluxo, funcionar adequadamente mesmo na perda de até dois alimentadores (segunda contingência) e utilizar condutores de cobre com espessura de 120 mm2 que funcionam como fusíveis através da queima livre. Um dos fatos importantes aqui exposto, é que temos em linhas gerais uma típica instalação dos sistemas de distribuição subterrânea empregada pelas concessionárias de distribuidora do sistema elétrico brasileiro especificamente da Light. Apresentada de forma sucinta que atendem a uma estrutura preparada para o futuro potencial energético de cada região com folga razoável na expansão do potencial elétrico de consumo, comercializado hoje, mas que a cada dia vai se aproximando do limite de sua capacidade. Vemos, no entanto que ainda existe esperança da introdução de novas tecnologias dos materiais de rede isolada na constituição de cabos de potência mais eficazes e no transporte de cargas cada vez mais elevadas, que atenderá a deficiência no suprimento energética para o nosso futuro não tão distante da atual matriz energética. Onde poderá mudar muito rapidamente todo o projeto aqui exposto. Ainda temos que lembrar o quanto estávamos deficitários e a temeridade da força do sistema elétrico Brasileiro em meados de 2001 quando dos apagões. O que hoje se espera é que a evolução da eficácia da transmissão e da geração torne-se constante. 93 REFERÊNCIAS [1] Agenda Regulatória Indicativa da ANEEL para o biênio 2014/201. Disponível em: <http://www.aneel.gov.br/area.cfm?idArea=703&idPerfil=2&idiomaAtual=0>. Acesso em 24 de maio de 2017. [2] Apresentações realizadas na 10ª Edição do Redes Subterrâneas de Energia Elétrica. Disponível em: <http://www.rpmbrasil.com.br/palestras.aspx?eventoID=59>. Acesso em 23 abril 2017. [3] Apresentação realizada pela distribuidora AES Eletropaulo - Experiência da Eletropaulo e novas perspectivas sobre o enterramento de redes, durante o Seminário Sistemas de Distribuição: aspectos regulatórios. Disponível em <http://www.aneel.gov.br/arquivos/PDF/Palestra_3_AES%20Eletropaulo.pdf>. Acesso em 19 janeiro 2017. 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