estudo de vida Útil econômica e taxa de depreciação · o vaso de pressão tem a função de...
TRANSCRIPT
EEssttuuddoo ddee
VViiddaa ÚÚttiill EEccoonnôômmiiccaa ee TTaaxxaa ddee
DDeepprreecciiaaççããoo
VOLUME 2 / 2
Escola Federal de Engenharia de Itajubá
CERNE - Centro de Estudos em Recursos Naturais e Energia
Novembro 2000
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 361 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Reator Nuclear
RESUMO
O Reator Nuclear é o equipamento responsável
pela geração da potência térmica numa usina
nuclear. A partir de 1942, quando o primeiro
Reator Nuclear foi criticalizado (com a reação
nuclear auto-sustentada e controlada), uma
variedade de reatores têm sido projetados e
colocados em operação para diferentes
propósitos, como: conversão de U238 em Pu239,
produção de vapor, irradiação médica, pesquisas,
entre outros. Os principais reatores usados na
produção de vapor são: Reator Refrigerado a Gás
(Gas Cooled Reactor), Reator Inglês – Magnox
(Magnox Reactor), Reator Avançado Refrigerado
a Gás (Advanced Gas Cooled Reactor), Reator a
Alta Temperatura (High Temperature Reactor),
Reator Moderado a Água (Water Moderated
Reactor), Reator de Água Pressurizada (PWR –
Pressurized Water Reactor), Reator de Água em
Ebulição (BWR – Boling Water Reactor), Reator
Canadense – CANDU (CANDU Reactor), Reator
de Água Pesada (Steam Generating Heavy Water
Reactor) e Reator Rápido (Fast Reactor). O Brasil
no seu programa nuclear optou pelo Reator de
Água Pressurizada - PWR, usando como
combustível o Urânio enriquecido e como
refrigerante e moderador a água leve. O Reator de
Água Pressurizada, daqui para a frente chamado
de Reator Nuclear é o conjunto formado pelo vaso
do reator, os internos superiores e inferiores, os
mecanismos de acionamento das barras de
controle, a instrumentação interna, o moderador e
o núcleo do reator. O núcleo do reator é o centro
da geração nuclear de calor e ele é composto de
Elementos Combustíveis os quais, podem conter:
barras de controle, elementos absorvedores como
veneno queimável, fontes neutrônicas, restritores
de fluxo e componentes da instrumentação
nuclear interna. Os Reatores Nucleares
produzidos nas últimas décadas possuem em
média as potências térmicas de 1900, 2750 e
3800 MWt correspondentes a plantas de 2, 3 e 4
circuitos de refrigeração. Esta descrição é típica
para Reatores PWR com licença da
Westinghouse, como os das usinas brasileiras,
podendo ter pequenas variações em função da
potência térmica de cada um. Nela estão
colocadas as funções dos principais componentes
do Reator Nuclear e suas descrições. Da
manutenção é feito uma descrição considerando
os principais programas de manutenção para este
equipamento e uma análise sobre a vida útil do
equipamento como um todo. O fabricante utiliza o
valor de 40 anos para a vida útil do Reator
Nuclear. Entretanto, o programa nuclear mundial
ocorreu na décadas de 70 e 80. Assim sendo, não
existe experiência suficiente para este valor de
vida útil estipulado pelo fabricante.
I. FUNÇÕES DO SISTEMA
O núcleo do reator tem a função de gerar energia
térmica, a partir do processo de fissão, sendo esta
energia absorvida pelo refrigerante do reator, que
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 362 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
a conduz aos geradores de vapor, onde é
transferida para o circuito secundário.
O controle da potência do Reator, a compensação
dos efeitos de reatividade e o desligamento rápido
do Reator são feitos através da variação da
concentração de boro no sistema de refrigeração
do reator ou através da inserção/retirada de
barras de controle, obedecendo os critérios a
seguir.
• variações lentas de potência: pela variação
da concentração de boro e pela
inserção/retirada de barras de controle;
• variações rápidas de potência: somente
pela movimentação de barras de controle;
• desligamento rápido do reator: somente
pela inserção das barras de controle.
Assim, a função das barras de controle, é
controlar de forma direta as reações em cadeia,
mediante a absorção de nêutrons térmicos e
epitérmicos, originando mudanças rápidas de
reatividade, quando se movem no interior do
núcleo do reator.
II. DESCRIÇÃO DO SISTEMA
II.1. VASO DE PRESSÃO E SEUS INTERNOS
O Vaso de Pressão tem a função de conter a fonte
geradora de calor nuclear, as estruturas internas e
conduzir adequadamente o fluxo de refrigerante.
É fabricado em aço especial de alta resistência,
pois, tem que suportar elevadas pressões e
temperaturas e o bombardeio contínuo de
nêutrons e outras radiações.
O Vaso possui uma tampa aparafusada que
permite a troca de Elementos Combustíveis, a
remoção e a remontagem dos Internos do Núcleo.
Na tampa estão as penetrações para os
Mecanismos de Acionamento das Barras de
Controle e para a Instrumentação Nuclear Interna.
As Estruturas Internas têm as funções de suportar
o peso dos Elementos Combustíveis e mantê-los
na posição correta; guiar as Barras de Controle
para garantir movimentações suaves;
proporcionar uma distribuição uniforme de
refrigerante entre as varetas dos Elementos
Combustíveis e atuar como blindagem para o
Vaso de Pressão.
II.2. ELEMENTOS COMBUSTÍVEIS
Os Elementos Combustíveis são formados pela
combinação de 236 varetas combustíveis e 20
tubos guias para as varetas das barras de
controle, dispostos todos em uma matriz 16x16.
O Núcleo de um Reator PWR de 1300 MWe,
como Angra 2, contém 193 Elementos
Combustíveis (Angra 1 contém 121), arranjados
da forma mais adequada para um vaso de
pressão cilíndrico.
Cada Elemento Combustível pode conter um
conjunto de controle, um conjunto absorvedor,
uma fonte de nêutrons ou um restritor de fluxo, de
acordo com sua posição no núcleo.
A estrutura do Elemento Combustível (esqueleto),
além de manter as varetas de combustível em
suas respectivas posições e garantir o correto
alinhamento das Barras de Controle, possibilita
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 363 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
um manejo seguro do Elemento Combustível
dentro e fora da usina.
O esqueleto do elemento combustível consta de 9
grades espaçadoras, 20 tubos guia para as barras
de controle e dois bocais terminais, um superior e
outro inferior.
Os tubos guias se unem às grades espaçadoras
através de pontos de solda. Para conexão destes
tubos aos bocais superior e inferior existem
acoplamentos por roscas especiais.
As varetas de combustível se fixam à grade
espaçadora por meio de duas molas.
Os tubos guias tem a finalidade de orientar as
barras de controle e freiá-las hidraulicamente
durante a queda no núcleo.
O bocal superior e inferior do Elemento
Combustível consiste de um caixilho de quatro
ferros angulares. No superior existem molas que
pressionam a placa superior do núcleo para evitar
sua flutuação e no bocal inferior existem pinos que
se alojam na placa inferior para manter o
Elemento Combustível na posição desejada.
A vareta de combustível consiste de um tubo de
zircaloy, no qual são introduzidas pastilhas
sinterizadas de UO2. O tubo da vareta de
combustível é fechado hermeticamente em seus
dois extremos, por meio de tampões soldados. A
coluna de pastilhas de combustível é prensada
por mola. Isto evita dano às pastilhas durante o
transporte do Elemento Combustível.
Todo o conjunto é de aço inoxidável, sendo que
as varetas de combustível são de uma liga
especial, denominada zircaloy.
II.3. MATERIAIS DE CONTROLE
O Controle da potência do Reator, a
compensação dos efeitos de reatividade e o
desligamento rápido do Reator são feitos através
da variação da concentração de boro no Sistema
de Refrigeração do Reator ou através da
inserção/retirada de Barras de Controle.
A variação da concentração de boro é feita pelo
Sistema de Controle Químico e Volumétrico.
Um reator PWR de 1.300 MWe, possui 61
conjuntos de controle enquanto que um reator de
650 MWe possui cerca de 33.
Cada conjunto de controle, ou barra de controle,
consiste de um elemento de sustentação (aranha)
e 20 varetas de controle que estão presas ao
elemento.
O Elemento Combustível e a Barra de Controle
formam uma unidade. As varetas de controle
estão inseridas nos tubos-guia do Elemento
Combustível. A Barra de Controle é guiada
quando está fora do Elemento Combustível, por
um conjunto guia que está nos internos superiores
do núcleo, garantindo assim seu alinhamento com
os Elementos Combustíveis.
Cada vareta de controle consiste de um
absorvedor de nêutrons encapsulado em um tubo
de aço inox hermeticamente fechado nas
extremidades por tampões soldados. O material
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 364 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
absorvedor consiste de uma liga de prata (80%),
índio (15%) e Cádmio (5%), na forma de vareta.
Utiliza-se esta liga porque absorve nêutrons
térmicos e epitérmicos em uma ampla faixa de
energias e por ser um material altamente
resistente à corrosão. O tubo de revestimento, os
tampões e a aranha são feitos de aço inoxidável.
O Movimento das Barras de Controle é produzido
por mecanismos de acionamento que estão
montados acima da tampa do Vaso de Pressão do
Reator. Os mecanismos podem levantar ou
abaixar as Barras de Controle ao longo de toda a
altura do Núcleo e também mantê-las fixas em
qualquer posição desejada. No caso de um
desligamento rápido do reator, as lingüetas de
acionamento se desengatam e as Barras de
Controle caem por gravidade. O movimento é feito
através da energização e desenergização
seqüencial de três circuitos de bobinas que ficam
instaladas externamente a parede de pressão,
usando a indução magnética.
II.4. INSTRUMENTAÇÃO NUCLEAR
Tanto a instrumentação nuclear interna ao vaso
do pressão do reator, quanto a externa têm a
função de proporcionar uma operação segura e
otimizada do reator. Para isto as variáveis
operacionais são medidas, indicadas, registradas
e processadas em dispositivos apropriados,
visando as ações dos sistemas de controle de
potência, limitação e proteção do Reator.
Internamente ao Vaso do Reator tem-se dois tipos
de instrumentação, sendo termopares que medem
a temperatura da água justamente quando ela
deixa os Elementos Combustíveis e Detetores de
Radiação que penetram pela parte inferior do
Vaso do Reator e percorrem os Elementos
Combustíveis. Este segundo sistema são
detetores de radiação que ficam normalmente
armazenados externamente ao Vaso do Reator e
somente na hora da medida é que o mesmo é
direcionado para alguns Elementos Combustíveis
pré-selecionados. O sistema de instrumentação
nuclear externo tem os detetores arranjados
externamente ao vaso do reator e medem a
potência nuclear através do fluxo de nêutrons que
foge do Vaso do Reator.
II.5. REFRIGERANTE, MODERADOR E REFLETOR
Como já mencionado o refrigerante, o moderador
e o refletor de nêutrons, no reator das Usinas de
Angra dos Reis é a água leve desmineralizada.
A água tem excelentes características de
refrigeração, devido a grande capacidade de
absorver calor, com pouca elevação de
temperatura.
A água é um excelente moderador de nêutrons
rápidos, porque tem em sua molécula dois átomos
de hidrogênio (H2). O núcleo do H2 tem a mesma
massa do nêutron, portanto, um choque entre um
nêutron e um núcleo de H2 transfere praticamente
toda a energia cinética do nêutron incidente para o
núcleo do H2. Como resultado desses choques, o
nêutron passa apresentar a mesma energia
térmica do meio, que é função da temperatura.
A água é também um excelente refletor de
nêutrons, pois bloqueia o movimento deles em
direção à parte externa do Reator.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 365 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Além disso, a água não é absorvedora de
nêutrons, provoca pouca corrosão e outras
alterações químicas e sua atividade é constituída
de radiações α e β, que são facilmente blindadas.
II.6. MATERIAIS ESTRUTURAIS
O vaso de pressão do reator, suas estruturas
internas e a estrutura dos Elementos
Combustíveis são feitos de materiais que não
sofrem alterações de suas propriedades, devido à
elevada radiação por nêutrons rápidos. Esses
materiais devem também suportar tensões
elevadas, sem sofrerem corrosão.
Na estrutura dos Elementos Combustíveis e nos
internos do reator, o material não pode ser
absorvedor de nêutrons.
Todas as superfícies ou partes dos componentes
que entram em contato com o refrigerante do
reator são feitas ou são revestidas de aço
austenítico resistente à corrosão.
II.7. PROJETO TERMOHIDRÁULICO
Reatores nucleares PWR têm o seu sistema de
refrigeração baseado na necessidade de existir
uma margem de segurança suficiente, que evite o
aparecimento da ebulição pelicular na superfície
das varetas de combustível. Como o filme de
vapor não remove com eficiência o calor,
apareceriam altas temperaturas que provocariam
danos às varetas.
Por outro lado, a melhor transferência de calor se
dá quando ocorre a ebulição nucleada, que é a
formação de pequenas bolhas de vapor na
superfície das varetas e que se desprendem e se
colapsam logo a seguir no refrigerante, cedendo o
calor no processo de condensação.
Para que não ocorra a formação de filme de vapor
e ocorra a ebulição nucleada, a pressão, a
temperatura do refrigerante na entrada do reator e
o fluxo de refrigerante são parâmetros
importantes, determinados para que seja obtida a
margem de segurança exigida.
II.8. SEGURANÇA DO REATOR
Os riscos associados com a operação de um
reator nuclear estão relacionados com a liberação
não controlada de radionuclídeos e não com a
liberação descontrolada de energia. É fisicamente
impossível um reator a água leve explodir como
uma bomba atômica. Isto se aplica tanto à
operação normal como nas condições de
acidente.
Na prática não existe segurança absoluta no
sentido de que a liberação de radionuclídeos
possa ser completamente evitada. Liberações
durante a operação são mantidas tão baixas
quanto razoavelmente exeqüíveis, bem inferiores
aos limites de referência. No caso de acidentes,
liberações descontroladas podem ser muito
grandes, mas as probabilidades de ocorrer são
muito pequenas.
A estratégia básica da segurança do reator é
impedir o sobreaquecimento do combustível, que
levaria a fusão ou desintegração do núcleo. Isto é
obtido através do projeto e operação do Reator,
de modo que, a potência seja sempre controlada e
o núcleo bem resfriado.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 366 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
O objetivo da segurança do Reator é assegurar
que a operação de uma usina nuclear não
contribua de modo significativo para riscos a
saúde da população e ao meio ambiente. Para
isso são requeridos grandes esforços durante
todas as etapas do projeto, construção, operação,
inspeção e manutenção do reator.
III. MANUTENÇÃO PREDITIVA
Toda planta nuclear por exigência das
Especificações Técnicas do Relatório Final de
Análise de Segurança - RFAS, possui um
Programa de Testes Periódicos em Serviço. Este
programa prevê testes periódicos em todos os
sistemas e equipamentos relacionados com a
segurança e a confiabilidade da planta.
No caso específico do Reator Nuclear, há um
programa de testes periódicos e inspeções que
são feitas a cada recarga. A cada período de 10
anos testes especiais e não destrutíveis são
realizados para garantir a integridade do Vaso do
Reator e seus internos. São realizados vários
tipos de testes como ECT nos bocais,
penetrações, soldas internas, placas, barril e
outros.
Durante toda recarga todos os Elementos
Combustíveis são inspecionados visualmente e
passam por um teste de Sipping Can, que detecta
se há algum vazamento no Elemento
Combustível.
Um programa de monitoração da integridade dos
Elementos Combustíveis, baseado no uso de
códigos computacionais, análises dos parâmetros
químicos, cuidados no manuseio dos Elementos
Combustíveis e controles de debris, permite
avaliar os prováveis Elementos Combustíveis com
falhas. Combustíveis estes que serão durante a
recarga inspecionados cuidadosamente e se
necessário testes de Eddy Current ou outros
especiais serão programados para estes
elementos.
Acondicionado dentro do vaso do reator existem
corpos de provas, amostras de material do vaso,
que são retirados em intervalos preestabelecidos
para que seja feito uma análise dos esforços
sofridos pelo fluxo de nêutrons.
IV. MANUTENÇÃO CORRETIVA
Manutenções corretivas no Vaso do Reator, a
menos dos Elementos combustíveis, não são
esperadas de ocorrer. Por orientação do
fabricante pode ocorrer de modificações serem
feitas ou por desenvolvimento de novas
tecnologias e projetos ou devido a experiência
mundial. Quando ocorre, são sempre por
orientação do fabricante e normalmente são
executadas pelos mesmos.
Quanto aos Elementos Combustíveis, a
experiência mundial mostra que as manutenções
corretivas são as já esperadas, ocasionadas em
decorrência de falhas durante o manuseio e
“debris” durante as recargas. A experiência
mundial com relação ao uso de Elementos
Combustíveis adaptados por outros fabricantes,
que não o original, é bastante ruim. O Brasil é
bastante rico nesta experiência.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 367 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
V. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
A ductilidade do vaso do reator é a sua
capacidade de poder deformar-se sob carga antes
de atingir a ruptura. A variação da temperatura de
transição de frágil para dúctil chamada de NDTT
está correlacionada com a exposição a nêutrons
rápidos sofridos pelo vaso. Para evitar tensões no
vaso de pressão a pressão do Sistema de
Refrigeração do Reator é limitada até que a
temperatura de vapor esteja suficientemente alta,
da mesma maneira que também é limitada a taxa
de aquecimento e resfriamento do Sistema de
Refrigeração do Reator. As especificações
técnicas da usina definem curvas operacionais
com áreas de atuação, que levam em
consideração exatamente estas relações de
temperatura e de pressão.
O fabricante informa que a vida útil do Vaso do
Reator é de 40 anos. Como as primeiras usinas
nucleares de potência são do final da década de
50 e considerando que o grande impulso do
programa nuclear mundial ocorreu nas década de
70 e 80, ainda não existe uma experiência nuclear
que possa comprovar estas afirmativas.
REFERÊNCIAS
CFOL - Curso de Formação de Operador
Licenciado da Central Nuclear de Angra dos Reis
– Eletronuclear SA
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 368 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Rede Local de Computadores
RESUMO
A maioria das redes de computadores é de redes
locais, ou seja, redes internas de edificações ou
de uma simples sala de computadores. Uma das
principais utilidades de uma rede local de
computadores é o compartilhamento de recursos.
Por exemplo, uma rede local que conecta vários
computadores e uma única impressora permite
que esses vários computadores tenham acesso à
impressão. O objetivo deste estudo é apresentar
os principais conceitos associados à tecnologia de
redes locais e estimar a vida útil econômica
dessas redes como resultado direto de suas
características construtivas e de operação, e
ainda, como resultado da obsolescência
tecnológica. As três topologias mais comumente
utilizadas para redes locas são: topologia em
estrela, topologia em anel e topologia em
barramento. Na composição dessas redes
encontram-se os seguintes dispositivos:
repetidores, pontes, roteadores, gateways,
transceivers, conversores de meio físico, hubs,
switches, etc. O gerenciamento da rede é um
ponto importante em termos de manutenção da
rede, pois possibilita o constante monitoramento
do sistema. Tal gerenciamento é feito através de
softwares de aplicação usados pelos
administradores de rede. A questão da vida útil
econômica de uma rede local de computadores
está muito mais atrelada ao fato da obsolescência
tecnológica que a fatores de desgaste ou falhas
de seus componentes. Considerando este fato
pode-se estimar uma vida útil econômica de 5
anos para uma rede local de computadores.
I. INTRODUÇÃO
A maioria das redes de computadores é de redes
locais, ou seja, redes internas de edificações ou
de uma simples sala de computadores. Uma das
principais utilidades de uma rede local de
computadores é justamente o compartilhamento
de recursos. Por exemplo, uma rede local que
conecta vários computadores e uma única
impressora permite que esses vários
computadores tenham acesso à impressão.
O objetivo deste estudo é apresentar os principais
conceitos associados a tecnologia de redes locais
e estimar a vida útil econômica dessas redes
como resultado direto de suas características
construtivas e de operação, e ainda, como
resultado da obsolescência tecnológica.
II. CARACTERÍSTICAS
II.1. HISTÓRICO
Os primeiros sistemas de comunicação de
computadores conectavam exatamente dois
computadores e o canal de comunicação que os
conectava estava disponível exclusivamente a
esses dois computadores. Conhecido como rede
ponto-a-ponto, esse esquema apresenta três
importantes propriedades:
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 369 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
• Cada conexão é instalada
independentemente, propiciando que
hardwares apropriados para cada situação
sejam utilizados.
• Por terem acesso exclusivo, os
computadores conectados podem decidir
exatamente como enviar dados através da
conexão.
• Segurança e privacidade, já que apenas
dois computadores têm acesso ao canal
de comunicação.
Evidentemente, esse tipo de conexão apresenta
desvantagens. A principal delas é quando mais de
dois computadores precisam se comunicar com
um outro. O número de conexões cresce
rapidamente, pois se deve estabelecer uma
comunicação ponto-a-ponto para cada par de
computadores. Assim, pode-se perceber que o
custo é bastante alto devido ao grande número de
conexões.
Figura 1: Rede ponto-a-ponto
A história das redes de computadores mudou
radicalmente no final da década de 60 e início da
década de 70 com o desenvolvimento de uma
forma de comunicação de computadores
conhecida como Local Área Networks (LANs).
Essa forma de comunicação veio como uma
alternativa ao alto custo das redes ponto-a ponto.
Cada LAN consiste de um simples meio
compartilhado, usualmente um cabo, ao qual
muitos computadores se conectam. Os
computadores se revezam na utilização do meio
para enviar pacotes de dados.
II.2. TOPOLOGIA DE REDES LOCAIS
As três topologias mais comumente utilizadas
para redes locas são: topologia em estrela,
topologia em anel e topologia em barramento.
II.2.1. Topologia em Estrela
Uma rede apresenta a topologia em estrela se
todos os computadores estão conectados a um
ponto central. A figura seguinte ilustra este
conceito:
Figura 2: Topologia em estrela
Vê-se da figura que o centro da estrela é chamado
hub. Um hub típico consiste de um dispositivo
eletrônico que recebe dados de um computador e
entrega ao destino apropriado. Na prática,
raramente uma rede em estrela apresenta a
simetria apresentada pela figura. Geralmente, os
hubs ficam em uma localização separada dos
computadores a ele conectados.
Um exemplo de uma rede com topologia em
estrela é a rede ATM (Asynchronous Transfer
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 370 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Mode). O elemento básico desta rede é uma
switch a qual vários computadores podem ser
conectados. A figura seguinte ilustra seis
computadores conectados a uma switch ATM:
Figura 3: Rede ATM
A figura mostra claramente porque a rede ATM é
classificada como uma topologia em estrela. Uma
ou mais switches interconectadas formam um hub
central ao qual todos os computadores se
conectam.
Ao contrário das topologias em anel ou em
barramento, uma rede em estrela não propaga
dados para qualquer outro computador, a não ser
o par envolvido na comunicação. O hub recebe o
dado diretamente do transmissor e envia
diretamente ao receptor.
II.2.2. Topologia em Anel
Uma rede que se utiliza de uma topologia em anel
conecta seus computadores em um circuito
fechado. Assim, um cabo conecta o primeiro
computador ao segundo, outro cabo conecta o
segundo computador a um terceiro, e assim por
diante, até que o último computador seja
conectado ao primeiro, fechando-se o loop. A
figura seguinte ilustra esse tipo de topologia:
Figura 4: Topologia em anel
Um exemplo de rede com topologia em anel é a
rede IBM Token Ring. Uma rede Token Ring
opera com um único meio compartilhado. Quando
um computador necessita transmitir dados, ele
deve aguardar pela permissão para acessar a
rede. Uma vez obtida a permissão, a unidade
transmissora tem controle completo do anel e
nenhuma outra transmissão ocorre
simultaneamente. Os dados transmitidos pelo
computador transmissor vão para o próximo
computador do anel, e depois para o computador
seguinte, e assim por diante até os dados darem
uma volta completa pelo anel e retornar a unidade
transmissora. A figura seguinte ilustra este
conceito:
Figura 5: Funcionamento de uma rede em anel
Para verificar se ocorreu erro na transmissão, o
transmissor compara os dados enviados
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 371 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
inicialmente com os dados recebidos após a volta
completa pelo anel.
A rede Token Ring coordena as unidades
conectadas de modo a garantir que a permissão
seja passada a cada computador de uma vez.
Essa coordenação usa uma mensagem reservada
chamada token. O token é um padrão que difere
dos frames de dados normais. Resumindo, o
token dá ao computador a permissão para enviar
dados. Logo, antes de enviar um dado, o
computador deve esperar pela chegada do token.
Quando o token chega, o computador remove,
temporariamente, o token do anel e usa o anel
para transmitir o dado. Se uma unidade não tem
dados a transmitir, ela simplesmente passa o
token.
II.2.3. Topologia de Barramento
Essa topologia consiste basicamente de um cabo
longo ao qual os computadores são conectados.
Qualquer computador conectado ao barramento
pode enviar sinais e todos os computadores estão
aptos a receber este mesmo sinal. A figura
seguinte ilustra essa topologia:
Figura 6: Topologia em barramento
Evidentemente, esses computadores devem ser
coordenados para se assegurar que apenas uma
unidade estará transmitindo dados, evitando,
desta forma, o caos na comunicação.
Um exemplo de rede em barramento é a rede
Ethernet. Ethernet é um padrão que especifica
todos os detalhes da comunicação, incluindo o
formato dos frames que os computadores enviam
através do meio físico, a tensão a ser usada, e a
técnica de modulação do sinal, etc.
Como esse padrão utiliza uma topologia em
barramento, ele requer que múltiplos
computadores compartilhem o mesmo meio de
comunicação. A unidade transmissora envia um
sinal que se propaga do transmissor em direção
as duas terminações do cabo. A figura seguinte
ilustra como os dados fluem em uma rede
Ethernet.
Figura 7: Rede Ethernet
Outro aspecto importante é o mecanismo utilizado
para se coordenar a transmissão. Como a
Ethernet não possui uma unidade controladora
que informa a cada computador quando usar o
barramento, ela faz uso de um esquema de
coordenação distribuída chamado Carrier Sense
Multiple Acces (CSMA). Este esquema monitora a
atividade elétrica do cabo para determinar o status
do barramento. Quando nenhum computador está
enviando um frame, não há sinal elétrico no
barramento. Durante a transmissão, a unidade
transmissora envia sinais elétricos usados para
codificar bits. Assim, se não há sinal no
barramento, o computador pode transmitir seu
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 372 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
frame. Se há sinal, o computador deve esperar
este envio de dados terminar para iniciar seu
procedimento de transmissão.
II.3. ELEMENTOS DE REDE
II.3.1. Repetidores
Um repetidor é usualmente um dispositivo
eletrônico que continuamente monitora o sinal
elétrico em cada cabo. Quando o repetidor
percebe o sinal em um cabo, ele transmite uma
cópia amplificada no outro cabo. A figura seguinte
ilustra um exemplo da aplicação de repetidores
com o propósito de conectar segmentos Ethernet
em três andares de um edifício. Cada andar tem
dois segmentos, e um segmento é colocado
verticalmente no edifício.
Figura 8: Aplicação de repetidores
Os repetidores operam no nível dos cabos e sinais
elétricos. Geram preâmbulo Ethernet, amplificam
e ressincronizam os sinais. Assim, todo o tráfico
em um segmento de rede é repassado para o
outro. Esses dispositivos conseguem também,
ligar redes com meios de transmissão diferentes,
por exemplo, cabo coaxial com fibra óptica ou com
par trançado.
II.3.2. Bridges
A bridge como o repetidor é um dispositivo
eletrônico que conecta dois segmentos de redes
locais. A diferença entre eles está no fato de que
as pontes examinam os endereços de destino de
todos os frames e tomam decisão quanto a
necessidade de transferir cada frame para os
circuitos que integram as redes, através de uma
lista de endereços associada a cada segmento de
rede, criada dinamicamente. A figura seguinte
ilustra a interligação de dois segmentos de rede
através de uma bridge:
Figura 9: Aplicação das bridges
As pontes são totalmente transparentes para os
outros dispositivos de rede e, por isso diversas
redes locais interligadas por uma ponte formam
uma única rede lógica.
II.3.3. Routers
Os roteadores atuam na camada de rede e são
também chamados de gateways de rede ou
gateways de meio. Não examinam todo o frame
existente na rede como acontece com as pontes.
Como são nós de rede, eles percebem apenas os
frames a eles endereçados. Abrem cada frame e
lêem as informações de endereço nível 3 e,
extraindo as informações sobre a rede para a qual
devem ser endereçado, enviando-o para uma de
suas interfaces de rede. Diferentemente dos
repetidores e pontes, os roteadores exigem
conhecimento técnico para sua instalação e
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 373 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
configuração. A figura seguinte ilustra a conexão
de duas redes físicas por um roteador:
Figura 10: Roteador conectando duas redes físicas
II.3.4. Gateways
Os gateways, também chamados de conversores
de protocolo, são adequados para interligação de
redes distintas. Eles atuam traduzindo mensagens
de uma rede em mensagens da outra rede, com a
mesma semântica de protocolo.
II.3.5. Transceivers
Os transceptores têm a função de retirar da rede
os sinais endereçados ao dispositivo em que está
ligado. É alimentado eletricamente por este
mesmo dispositivo. A figura abaixo apresenta um
exemplo de um transceptor:
Figura 11: Transceptores
II.3.6. Conversores de Meio Físico
São dispositivos de muita utilidade, pois permitem
adaptar as interfaces para outro padrão de
cabeamento.
II.3.7. Hubs
Hub é um equipamento genérico que possibilita
agregar repetidores de diversas tecnologias,
bridges e gerenciadores. Muitas vezes o nome
hub é atribuído indevidamente aos repetidores. Na
realidade, o hub é um equipamento mais versátil
do que o repetidor. É uma caixa onde na parte
traseira, interna, existe um ou mais barramentos.
No hub, podemos inserir vários tipos de
dispositivos de rede como repetidores, bridges,
multitransceivers e especialmente cartões de
gerenciamento. No barramento traseiro,
conhecido como “backplane”, pode-se configurar
até seis redes distintas.
A figura seguinte ilustra a conexão de três
computadores a um hub Ethernet.
Figura 12: Hub Ethernet
II.3.8. Switches
O switch é um equipamento bastante parecido
com o hub. Contudo, a tecnologia switch agrega
avanços tecnológicos capazes de aumentar o
troughput da rede. Ele consegue chavear com
velocidade, disponibilizando uma banda maior
para quem envia ou recebe um pacote de dados.
Além desse fato, é possível definir níveis de
prioridade nas portas. Uma boa aplicação é definir
prioridade nos servidores de bancos de dados. A
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 374 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
figura seguinte ilustra uma switch ATM com seis
computadores conectados:
Figura 13: Computadores conectados a uma switch
II.3.9. Modems
Dispositivos para converter sinais seriais digitais
em sinais analógicos a serem transmitidos na rede
pública e vice-versa. Existem vários tipos de
modems e eles atendem aos mais diversos
padrões e aplicações. A figura seguinte ilustra a
conexão de duas redes locais remotas:
Figura 14: Conexão de duas redes locais remotas
III. GERENCIAMENTO DA REDE
O gerenciamento de redes fornece mecanismos
para monitoração, controle e coordenação da
utilização de recursos em uma rede. O
gerenciamento de redes é feito através de
softwares de aplicação usados pelos
administradores de rede. Chama-se de
administrador, a pessoa responsável por
monitorar e controlar sistemas de hardware e
software que compõem uma rede. Para esta
finalidade, ele estará executando duas ações
principais:
• detecção e correção de problemas que
tornam a comunicação ineficiente ou
impossível;
• Eliminação das condições que produzirão
problemas que por ventura já ocorreram.
A administração da rede não é uma tarefa
simples, pois a rede contém componentes de
hardware e software produzidos por diversos
fabricantes e, além disso, algumas falhas são
difíceis de se corrigir.
Pode-se classificar os tipos de falhas em falhas
graves e falhas parciais ou intermitentes. Um
exemplo de falha grave é o rompimento de um
cabo coaxial numa rede Ethernet. Esta falha afeta
a todos, sendo logo identificada e corrigida. Já um
exemplo de falha parcial é o caso de um
dispositivo de interface de rede que corrompe bits
aleatoriamente ou um roteador que mistura a rota
de alguns pacotes. Esse tipo de falha é difícil de
se solucionar.
Outro ponto importante é a presença de falhas
ocultas. Essas falhas podem afetar a performance
da rede, pois o custo de uma retransmissão é o
não envio de um novo pacote. Outro problema é
que falhas de hardware tornam-se cada vez piores
devido à deterioração do próprio hardware.
O administrador encontra os problemas de uma
rede e isola suas causas através dos softwares de
gerenciamento. Esses softwares permitem ao
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 375 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
administrador interrogar os dispositivos de rede,
determinar o status desses dispositivos, obter
estatística da rede, e controlar dispositivos.
IV. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
A questão da vida útil econômica de uma rede
local de computadores está muito mais atrelada
ao fato da obsolescência tecnológica que a fatores
de desgaste ou falhas de seus componentes.
Considerando este fato pode-se estimar uma vida
útil econômica de 5 anos para uma rede local de
computadores.
REFERÊNCIAS
[1] Comer, Douglas, Computer Networks and
Internets. Prentice Hall, 2nd edition, 1999.
[2] Soares, Lemos e Colcher, Redes de
Computadores: das LANs, MANs e WANs às
redes ATM. Editora Campos, 6a edição, 1995.
[3] Centro de Computação (UNICAMP), Redes de
Dados. 1998.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 376 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Regulador de Tensão (Sistema de Distribuição)
RESUMO
Os reguladores de tensão para sistemas
distribuição destacam-se como um dos
equipamentos mais úteis para as concessionárias
de energia elétrica que objetivam manter uma boa
qualidade de fornecimento a seus consumidores
na forma de tensão, com razoável estabilidade. As
características construtivas e operativas de um
regulador de tensão para sistemas distribuição
são determinadas pelo projeto de um
autotransformador com taps dotado de um
comutador que seleciona os taps adequados para
o controle da tensão de saída. Sensores
eletrônicos permitem que o comutador opere
automaticamente, mantendo a tensão de saída
regulada de acordo com os ajustes da tensão de
saída e da largura de faixa da tensão ajustada ou
permitida. Os tipos básicos apresentados são os
reguladores auto-booter usados principalmente
em redes de distribuição rural, e os reguladores
de 32 degraus que são instalados em pontos
estratégicos como saídas de alimentadores de
subestações ou determinados pontos da rede de
distribuição. O programa de manutenção adotado
irá variar de acordo com a aplicação e o grau de
importância do equipamento para a rede de
distribuição, visando o melhor custo/benefício, o
que acaba influindo consideravelmente na
durabilidade dos equipamentos. Levando-se em
consideração esses aspectos, pode-se estimar a
vida útil econômica dos reguladores de tensão
para sistemas de distribuição como sendo de 21
anos.
I. INTRODUÇÃO
O regulador de tensão para sistemas de
distribuição é um equipamento destinado a manter
um determinado nível de tensão em uma rede de
distribuição urbana ou rural, quando submetido a
uma variação de tensão fora dos limites
especificados. Na realidade, o regulador de
tensão é um autotransformador dotado de um
certo número de derivações no enrolamento série.
É um dos equipamentos mais úteis para as
concessionárias de energia elétrica que objetivam
manter uma boa qualidade de fornecimento a
seus consumidores na forma de tensão, com
razoável estabilidade. Além disso, um aumento de
1% na tensão de um consumidor resulta em um
acréscimo de faturamento de cerca de 1,5%.
A ANEEL determina que o nível de tensão fique
entre –7,5% a 5% da tensão nominal do sistema
para o consumidor final.
II. TIPOS DE EQUIPAMENTO
A figura 1 mostra o esquema básico de um
regulador de tensão – na verdade um projeto de
um autotransformador.
De acordo com a configuração usada, pode-se ter
um autotransformador que reduza ou aumente a
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 377 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
tensão de entrada, sendo os enrolamentos ligados
com polaridade subtrativa ou aditiva,
respectivamente.
Carga
I1
I3 Vs
Ve
I2
Figura 1 – Esquema básico de um Autotransformador
Existem dois tipos de equipamentos destinados à
correção da tensão nas redes de distribuição:
• Regulador de tensão auto-booster;
• Regulador de tensão de 32 degraus.
III. REGULADOR DE TENSÃO AUTO-
BOOSTER
São reguladores fabricados em unidades
monofásicas muito utilizados em redes de
distribuição rural (RDR), bem como zonas de
baixa densidade.
O regulador auto-booster é um equipamento que
interfere no nível de tensão num só sentido, isto é,
ou se regula para aumentar a tensão, ou se regula
para baixar a tensão. O auto-booster, no entanto,
é muitas vezes utilizado como um equipamento
auxiliar do regulador de tensão de 32 degraus em
grande parte das aplicações.
O circuito elétrico do regulador auto-booster é
composto basicamente de três bobinas:
• Sériel;
• Paralela;
• De controle.
A aplicação do regulador auto-booster para elevar
a tensão se faz sentir em alimentadores longos,
de maneira a compensar a queda de tensão
devido à carga, ou mesmo recuperar a tensão do
alimentador por deficiência da própria tensão de
fornecimento da subestação. Isto pode ocorrer em
cargas rurais de pouca importância, alimentadas
por subestação em fim de linha do sistema de
transmissão.
Construtivamente, o regulador auto-booster
apresenta as seguintes partes:
• Tanque de aço cheio de óleo mineral que
contêm a parte ativa do equipamento;
• Núcleo e enrolamento que constituem a
parte ativa;
• Trocador de posição;
• Tampa de aço, na qual estão fixadas as
buchas de porcelana;
• Pára-raio derivação;
• Pára-raio série.
O trocador de posições é um mecanismo dotado
das seguintes partes:
• Motor de carregamento da mola que
propicia a troca automática de posição dos
contatos estacionários;
• Mola de impulso, responsável pelo
movimento rápido do contato móvel;
• Resistor de ponte, responsável pela
continuidade do circuito durante a troca de
posição dos contatos estacionários;
• Batente que serve para limitar o
movimento do trocador de posição.
O trocador de posições é movido através de um
motor acionado por corrente alternada fornecida
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 378 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
por um transformador de potencial instalado
internamente ao equipamento.
O regulador auto-booster pode subir ou descer o
valor da tensão em quatro degraus, cada um
fazendo a tensão variar de 1,5% para
equipamentos de 6% de regulação ou de 2,5%
para equipamentos com regulação de 10%. Sendo
que não há ajuste na largura de faixa.
O controle eletrônico é fabricado com
componentes de estado sólido, e tem a função
básica de verificar o valor da tensão nos terminais
de saída do equipamento e comparar com a sua
faixa de regulação, providenciando o acionamento
do motor que comanda o trocador de posição.
A bobina de controle é a responsável pela
informação, ao sensor eletrônico, do valor da
tensão de saída do regulador.
Os reguladores auto-booster possuem dois pára-
raios:
• Um pára-raio série de 3kV do tipo a
resistor não linear, instalado entre os
terminais de entrada e saída;
• E um pára-raio de derivação para proteger
a bobina paralela. É instalado no tanque,
conectando o terminal de fase de carga
com o terra.
Os pára-raios têm a finalidade de proteger o
equipamento contra sobretensões produzidas por
descargas atmosféricas ao longo da linha ou por
manobra.
III.1. TIPOS DE LIGAÇÃO
Sendo um equipamento monofásico, o regulador
auto-booster pode ser empregado nas seguintes
condições, dentre outras:
• Uma unidade pode regular um alimentador
trifásico a três fios;
• Duas unidades podem regular um
alimentador trifásico a três fios;
• Três unidades podem regular um
alimentador trifásico a três fios,
configuração estrela ou triângulo se
ligadas em triângulo.
III.2. DIMENSIONAMENTO E AJUSTE
O ajuste da tensão de saída é feito no seletor
instalado na caixa do controle eletrônico, cujos
valores variam de 115V a 140V. Ainda na parte
frontal da unidade de controle se encontra a chave
seletora que ajusta o funcionamento do regulador
auto-booster nas posições de auto (automático),
lower (reduzir a tensão) e raise (subir a tensão).
É importante frisar que a tensão máxima não deve
ser superior a 10% da tensão nominal do
regulador auto-booster.
IV. REGULADOR DE TENSÃO DE 32
DEGRAUS
Ao contrário do regulador auto-booster, este
regulador pode elevar ou reduzir o valor da tensão
dos seus terminais de entrada, garantindo uma
tensão constante e predeterminada em seus
terminais de saída.
Este equipamento é formado basicamente por um
autotransformador dotado de várias derivações no
enrolamento série, uma chave reversora de
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 379 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
polaridade que permite adicionar ou subtrair a
tensão do enrolamento série e um controle de
componentes estáticos que possibilita realizar os
ajustes necessários à regulação da tensão no
nível pretendido.
Os reguladores de tensão de 32 degraus são
particularmente utilizados em redes de distribuição
rural de grande comprimento, que alimentam em
seu percurso comunidades urbanas, normalmente
localizadas no seu início, e depois consumidores
rurais. Podem ser instalados na saída do
alimentador da subestação ou em determinados
pontos da rede. Em vez de somente um
alimentador, os reguladores podem ser usados
para regular toda a barra da subestação.
O ponto de instalação deve ser escolhido de tal
modo que a tensão em carga pesada não alcance
o limite inferior, e para carga leve não ultrapasse o
limite máximo, de acordo com os valores
estabelecidos pela ANEEL.
Para uma queda de tensão muito elevada, pode-
se utilizar, juntamente aos reguladores de tensão
de 32 degraus, os reguladores auto-booster e
banco de capacitores em derivação. Deve-se
limitar o número de reguladores de tensão a ser
aplicado num determinado alimentador em função
da capacidade térmica dos condutores ou com
base nas perdas ôhmicas decorrentes.
1 2 3 4 6 7 851
CONTROLEMUDANÇA de TAP
Font
e
120V
TP
L
SL
Chave de Reversão
A BS
REATOR
Carga
N
F Figura 2 – Regulador de Tensão de 32 Degraus
O funcionamento básico de um regulador de 32
degraus é feito por um controle através de um
sensor de tensão que comanda uma chave de
reversão de modo a elevar ou reduzir a tensão de
saída. A tensão de entrada é levada a um
comutador de tap que pode variar do ponto neutro
N até a derivação 8 ao longo do enrolamento
série. Ver figura 2.
Na instalação de reguladores, são utilizadas
chaves seccionadoras de by-pass destinadas a
isolar o regulador de tensão da rede elétrica para
fins de manutenção e ajuste. Os reguladores de
tensão para instalação em poste de rede de
distribuição são, normalmente, equipamentos
monofásicos, a três buchas, enquanto os
reguladores destinados à instalação em
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 380 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
subestações para regulação de barra são, em
geral, trifásicos.
É importante observar que os reguladores de
tensão têm uma impedância praticamente
desprezível, deixando o equipamento vulnerável
às correntes de curto-circuito do sistema em que
opera.
IV.1. LIGAÇÃO DOS REGULADORES
MONOFÁSICOS
O regulador monofásico é ligado conforme figura 3
abaixo:
CargaN
S
L
SL
F C D
F
ATERRAMENTO
Pára-Raios
Figura 3 – Esquema de Ligação de um Regulador
Monofásico
Nota-se a função das três buchas:
• Bucha S: é aquela que recebe o condutor
ligado à fonte;
• Bucha L: é aquela que alimenta a carga;
• Bucha SL: bucha de fonte-carga.
No caso de circuitos trifásicos, pode-se empregar
configurações com dois ou três reguladores de
tensão monofásicos.
IV.2. DETERMINAÇÃO DAS CARACTERÍSTICAS DE
UM BANCO DE REGULADORES
Os reguladores de tensão de 32 graus devem
exercer duas funções básicas no sistema em que
estão ligados:
• Devem estar ajustados para corrigir as
variações de tensão a partir do ponto de
sua instalação;
• Devem compensar a queda de tensão num
ponto distante e predeterminado do
alimentador.
Os reguladores de tensão monofásicos são
dotados das seguintes faixas de variação: ± 5%; ±
6,25%; ±7,5%; ± 8,75% e ±10%.
Para a determinação da potência de um banco de
reguladores monofásicos, pode-se seguir os
passos abaixo:
• Cálculo da faixa de regulação percentual;
• Cálculo da tensão de regulação;
• Determinação da potência de regulação.
Os ajustes que podem ser realizados são:
• Tensão de saída;
• Largura de faixa da tensão;
• Tempo de retardo de operação do
comutador.
É importante observar que uma redução
demasiada da largura de faixa eleva o número de
operações do regulador, influenciando
diretamente na vida útil do equipamento.
Deve haver um compromisso entre a regulagem
do tempo de retardo para a operação do
comutador de derivação e o ajuste da largura de
faixa de sintonização. À medida que se reduz o
tempo de retardo para uma determinada largura
de faixa, maior é o número de operações do
comutador, provocando, em conseqüência, um
maior desgaste neste dispositivo, mas, em
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 381 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
contrapartida, reduz-se o tempo em que a tensão
fica fora dos valores desejados. Porém,
aumentando-se o tempo de retardo à medida que
se reduz a largura de faixa de ajuste, eleva-se o
tempo em que a tensão fica fora dos valores
desejados, reduzindo, assim, o número de
operações do comutador de derivação.
O tempo de retardo após a primeira operação do
comutador é fixo. O ajuste do tempo de retardo
visa também a outras condições de operação, ou
seja:
• Permitir respostas mais rápidas do
regulador quando a natureza da carga
assim o exigir;
• Permitir a coordenação de dois ou mais
reguladores de tensão em série. Neste
caso, o regulador mais próximo ao ponto
de regulação deve ser ajustado para um
tempo maior.
IV.3. COMPENSADOR DE QUEDA DE TENSÃO
Em muitas aplicações é necessário manter um
determinado nível de tensão num ponto distante
da instalação do regulador de tensão.Para atender
a este requisito, é colocado junto ao regulador de
tensão um dispositivo ajustável que simula a
impedância do alimentador desde o ponto de
instalação do regulador até o ponto em que se
deseja manter constante o valor da tensão. Este
dispositivo é conhecido como Compensador de
Queda de Tensão.
Quando não se utiliza o compensador de queda
de tensão, a tensão de saída do regulador é
constante para qualquer condição de
carregamento do alimentador, sem contar, é claro,
com a largura de faixa.
V. MANUTENÇÃO PREVENTIVA
Os reguladores de tensão para sistemas de
distribuição são equipamentos cuja manutenção,
devido às suas próprias características de
instalação e operação, torna-se um tanto quanto
limitada. Particularmente para os reguladores
auto-booster, que são equipamentos instalados
normalmente em localidades distantes cuja função
não é tão vital para a rede de distribuição como
um todo, a manutenção preventiva muitas vezes
nem justifica o custo. No caso dos reguladores de
32 degraus, o seu papel no sistema de
distribuição é mais importante, uma vez que os
mesmos são instalados em pontos estratégicos
como saídas de alimentadores de subestações ou
determinados pontos da rede de distribuição.
A política de manutenção adotada irá depender,
basicamente, da importância do equipamento no
sistema. De uma forma geral, com o
transformador no sistema, energizado, pode ser
executada uma inspeção visual quanto a
estanqueidade, pintura e conexões. Mais
especificamente pode-se coletar o óleo para
análise cromatográfica e realizar uma inspeção
mais rigorosa do estado das partes componentes
do regulador para verificar a presença de defeitos,
como trincas em buchas, dentre outros. A
manutenção no comutador, por exemplo, pode ser
justificada para reguladores instalados junto a
subestações.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 382 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
VI. MANUTENÇÃO CORRETIVA
A manutenção corretiva será realizada sempre
com o equipamento desenergizado, salvo
situações específicas que não ofereçam riscos ao
técnico responsável e à operação do sistema.
Os concertos envolvem basicamente a troca de
componentes defeituosos, como buchas, alguns
ajustes, a purificação ou troca de óleo, dentre
outros.
VII. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
Os reguladores de tensão para sistemas de
distribuição são equipamentos que possuem
características de instalação e operação bem
peculiares. Enquanto os reguladores auto-booster
são instalados normalmente em locais de difícil
acesso que dificultam a realização de
manutenções preventivas, os reguladores de 32
degraus possuem uma operação mais complexa
que envolve ajustes como a largura de faixa de
tensão e o tempo de retardo de operação do
comutador, influenciando diretamente na vida útil
do equipamento.
A vida útil econômica dos reguladores de tensão
para sistemas de distribuição, considerando-se
tais fatores, pode ser estimada como sendo de 21
anos.
REFERÊNCIAS
[1] Filho, J.M. Manual de Equipamentos Elétricos.
Vol. 2, 2a edição. Livros Técnicos e Científicos
Editora.
[2] Catálogos e manuais de Fabricantes.
[3] Relatórios de Concessionárias.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 383 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Regulador de Tensão (Sistema de Transmissão)
RESUMO
A regulação de tensão constitui-se em um dos
problemas mais importantes e fundamentais para
os sistemas de transmissão. Os controles da
tensão juntamente com o controle angular
determinam todos os fluxos de potência (ativa e
reativa) que são transmitidos por linhas de
interligação do sistema. Em sistemas malhados, o
problema torna-se ainda maior devido à própria
complexidade do sistema, pois um simples ajuste
afeta o sistema como um todo. Portanto, o
regulador de tensão ao lado de outros
equipamentos do sistema, torna-se uma peça
chave para o controle do despacho de energia, ou
tecnicamente fluxo de potência. È um
equipamento complexo que possui um comutador
sob carga como sendo a principal parte
componente. Existem vários tipos de circuitos e
equipamento de comutação, sendo que na maioria
das aplicações é utilizado o equipamento
comutador sob carga de 32 degraus com
regulação de ±10%. O controle angular é outro
ponto importante. De acordo com as
características do sistema, pode ser necessário o
uso de um transformador de regulação que
ofereça em um mesmo equipamento o controle de
tensão e ângulo de modo independente. Em
casos onde somente o controle de tensão ou do
ângulo de fase é suficiente, utiliza-se um
transformador de regulação com o tipo de controle
desejado. Por ser um equipamento vital para a
operação do sistema de transmissão, a política de
manutenção aplicada é extremamente rigorosa, o
que contribui de certa forma para uma vida útil
mais longa do equipamento. Considerando-se as
características construtivas e operativas bem
como a aplicação de manutenções pode-se
estimar a vida útil econômica dos reguladores de
tensão para sistemas de transmissão como sendo
de 25 anos.
I. INTRODUÇÃO
Os reguladores de tensão são equipamentos que
possuem diversas partes componentes, sendo o
comutador sob carga também conhecido como
LTC (Load Tap Changer) a principal. Os
modernos comutadores sob carga começaram a
ser empregados a partir de 1925. Desde então, o
desenvolvimento de redes de transmissão mais
complexas tornou o seu uso ainda mais essencial
para o controle da tensão de entrada de
transformadores de potência, e em alguns casos o
controle do ângulo de fase. O equipamento
comutador sob carga é aplicado a
transformadores de potência para:
• Manter uma tensão secundária constante
com uma tensão primária variável;
• Controlar a tensão secundária com uma
tensão primária fixa;
• Controlar o fluxo de potência reativa entre
dois sistemas de geração, ou ajustar o
fluxo de reativo entre ramos de circuitos
malhados;
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 384 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
• Controlar a divisão de potência entre
ramos de circuitos malhados através do
deslocamento da posição do ângulo de
fase da tensão de saída dos
transformadores.
Vários tipos de circuitos e equipamento de
comutação são utilizados dependendo da tensão
e potência e também se é necessário o controle
de tensão e/ou do ângulo de fase.
Os comutadores são construídos para 8, 16 e 32
degraus, sendo mais comumente usado os que
possuem maior número de degraus por
oferecerem um grau de regulação mais fino. A
faixa usual de regulação é de ±10% da tensão
nominal de linha do sistema. Para a maioria das
aplicações, o equipamento comutador sob carga
de 32 degraus com regulação de ±10% é o mais
utilizado, podendo ser considerado um padrão.
II. TIPOS DE EQUIPAMENTO
Existem basicamente dois tipos de comutadores
sob carga, com mecanismos de operação e
funcionamento próprios:
• Mecanismo UT;
• Mecanismo UNR;
• Mecanismo URS.
O tipo URS é aplicado para pequenos
transformadores de potência e grandes
transformadores de distribuição, sendo abordado
com maiores detalhes no artigo Regulador de
Tensão – Distribuição. De uma forma geral,
apresentam características mecânicas e
operativas mais simples e adequadas para a
operação em condições menos severas e mais
específicas como os sistemas de distribuição.
III. CARACTERÍSTICAS
III.1. MECANISMO UT
A figura 1 ilustra esquematicamente a operação
do mecanismo do tipo UT para comutadores sob
carga.
AUTOTRANSFORMADOR PREVENTIVO
1 2 43 5 6 7 8
CHAVES DE TRANSFERÊNCIA
9
R S
T
CHAVES SELETORAS Figura 1 – Comutador tipo UT com 17 posições
Os taps do enrolamento do transformador são
conectados para as chaves seletoras de 1 a 9. As
chaves seletoras são conectadas às chaves de
transferência de carga R, S e T. A seqüência de
chaveamento é coordenada pelo mecanismo de
comutação de modo que as chaves de
transferência executem todas as operações de
chaveamento, abrindo antes e fechando depois
das chaves seletoras. Desse modo, a formação de
arcos voltaicos fica restrita às chaves R, S e T,
enquanto as chaves de 1 a 9 simplesmente
selecionam o tap apropriado do transformador
para o qual a carga será transferida.
Quando o comutador se encontra em posições
ímpares, o autotransformador preventivo é curto-
circuitado. Para todas as posições pares, o
autotransformador preventivo conecta-se a dois
taps. Nesta posição, a reatância relativamente alta
do autotransformador preventivo para correntes
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 385 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
de circulação entre os taps adjacentes previne
danos ao enrolamento do transformador,
enquanto sua impedância relativamente baixa
para a corrente de carga permite a operação
nesta posição para obter tensões intermediárias
entre os taps do transformador.
III.2. MECANISMO UNR
A figura 2 apresenta o diagrama de conexões e a
seqüência de operações do comutador tipo UNR. CHAVES DE REVERSÃO
1 2 3 4 5
R S
TA B C D
Figura 2 – Comutador tipo UNR com 17 posições
A operação das chaves seletora e de
transferência é exatamente como descrito para o
comutador tipo UT. Mas o comutador tipo UNR
tem também uma chave de reversão que reverte
as conexões para a seção com taps do
enrolamento de modo que a mesma faixa e o
mesmo número de posições possam ser obtidos
com metade do número de taps, ou o dobro da
faixa pode ser obtido com o mesmo número de
taps. A chave de reversão é uma chave do tipo
close-before-open que opera no instante em que
não há tensão entre os contatos.
IV. TRASNFORMADORES DE REGULAÇÃO
DE TENSÃO E CONTROLE DO ÂNGULO
DE FASE
Considere dois sistemas A e B conectados por um
único circuito de transmissão, conforme figura 3.
A BkW
Figura 3 – Dois Sistemas Interligados
A e B podem ambos ser unidades de geração, ou
um deles pode ser uma unidade de geração e o
outro uma carga. Caso A gere 10 GW em excesso
além de sua própria carga, só pode haver um
resultado, os 10 GW devem ir pela linha até B. Um
aumento na saída do gerador por A deve ser
acompanhado por uma diminuição
correspondente na saída (aumento na entrada)
por B se a freqüência do sistema tiver de ser
mantida.
A transmissão de potência de A para B resulta em
uma diferença de magnitude entre as tensões
terminais e também em um deslocamento angular.
Uma tentativa de manter tensões terminais
satisfatórias em A e B resultarão freqüentemente
na indesejável circulação de potência reativa entre
os sistemas. O fluxo de potência de A para B, ou
vice-versa, é determinado pelas tensões terminais
mantidas pelas excitações das máquinas em A e
B. Uma queda excessiva de tensão entre os
sistemas pode ser prontamente corrigida por um
transformador com taps fixos ou por um
comutador sob carga, introduzindo uma tensão
em fase para compensar a queda de tensão e
trazer a tensão terminal de B para um valor
desejado.
Na figura 4 é mostrado o esquema simplificado de
um transformador de regulação para controle de
tensão, usando um autotransformador de
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 386 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
excitação com comutador automático indicado
pelas setas. TRANSFORMADOR
SÉRIE
TRANSFORMADORDE EXCITAÇÃO
a
b
c
a´
b´
c´
Figura 4 – Transformador de Regulação para Controle
de Tensão
Para sistemas malhados, a distribuição de
potência, tanto ativa como reativa entre as várias
linhas é determinada exclusivamente pelas
impedâncias relativas das linhas de interligação.
Para controlar a circulação de potência ativa e
prevenir a sobrecarga de certas linhas torna-se
necessário freqüentemente introduzir uma tensão
em quadratura, em qualquer lugar do sistema,
através do uso de um transformador de regulação
para controle do ângulo de fase. Isto difere da
tradicional transformação de potência Y-∆ uma
vez que o deslocamento angular de corrente e
tensão não é fixo mas depende da posição do tap.
O diagrama esquemático de um transformador de
regulação para controle do ângulo de fase é
apresentado na figura 5.
a
b
c
a´
b´
c´
Figura 5 – Transformador de Regulação para Controle
do Ângulo de Fase
Em geral a distribuição do fluxo de potência real
em várias interligações encontradas em sistemas
malhados pode ser controlada por reguladores
que controlam o ângulo de fase. O fluxo de
potência reativa pode ser controlado por
reguladores que controlam a tensão. As
afirmações anteriores procedem pelo fato de que
as impedâncias dos circuitos de transmissão são
predominantemente reativas. O regulador de
tensão introduz uma tensão série em fase no
sistema ocasionando a circulação de uma
corrente de quadratura (reativa) devido às
impedâncias reativas. O regulador de controle do
ângulo de fase introduz uma tensão série em
quadratura no sistema resultando no fluxo de
correntes que atrasam a tensão aplicada em cerca
de 90 graus, ou a circulação de correntes (ativa)
em fase.
No caso da correção de tensão para quedas na
linha, um simples equipamento de controle de
tensão pode ser usado. Este equipamento
simplesmente soma ou subtrai uma tensão em
fase com a tensão do sistema. No caso do
controle do ângulo de fase, o equipamento pode
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 387 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
ser idêntico exceto pelo fato de que a tensão
somada ou subtraída está em quadratura.
Conforme a discussão anterior mostrou, existem
casos onde o controle de tensão e do ângulo de
fase são exigidos. A figura 6 mostra uma das
possíveis configurações que pode ser usada para
o controle de tensão e do ângulo de fase. TRANSFORMADOR
SÉRIE
TRANSFORMADORDE EXCITAÇÃO
a
b
c
a´
b´
c´
Figura 6 – Transformador de Regulação para Controle
Independente da Tensão e do Ângulo
Em situações onde a tensão e o ângulo de fase
estão intimamente relacionados, um único
mecanismo pode ser suficiente. Contudo, quando
um controle completamente independente é
desejado, dois mecanismos com dois
enrolamentos de regulação e um enrolamento
série, ou com um enrolamento de regulação e dois
enrolamentos série são necessários.
Para sistemas malhados, o controle dos fluxos de
potência ativa e reativa nas várias linhas do
sistema pode ser obtido de forma mais econômica
com a colocação do equipamento de controle no
ponto onde a carga a ser transferida é a menor.
No caso da interligação de sistemas de diferentes
concessionárias, a localização será determinada
pelos limites entre os sistemas.
A tensão a ser somada ou o deslocamento
angular que deve ser obtido pode ser determinada
através de cálculos, considerando as impedâncias
das linhas interligadas e as condições das cargas
do sistema. Neste caso são usados programas
específicos de rede que oferecem uma ferramenta
rápida e precisa para a obtenção de soluções.
V. MANUTENÇÃO PREVENTIVA
A manutenção preventiva é dividida por
periodicidade de execução, sendo que em cada
periodicidade executa-se determinado tipo de
atividade, e sempre se executa a manutenção
anterior junto com a atual, ou seja, junto a uma
manutenção anual executa-se também uma
semestral, por exemplo.
Os itens aqui inspecionados ou os ensaios aqui
mencionados podem variar de empresa para
empresa, ou de acordo com o tipo de
transformador, ou ainda, de acordo com a
importância do transformador para o sistema ou a
criticidade quanto ao desligamento.
As inspeções são divididas por periodicidade,
conforme a seguir.
V.1. SEMESTRAL
Neste tipo de inspeção, com o transformador no
sistema, energizado, realiza-se inspeções visuais
quanto a estanqueidade, pintura, conexões,
estado da sílica-gel e coleta de óleo para análise
cromatográfica.
V.2. ANUAL
Neste tipo de manutenção, se repete a anterior e
adicionalmente se inspeciona o transformador
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 388 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
com mais detalhes, estando o transformador
energizado, quanto a:
• Estanqueidade das partes integrantes do
circuito de óleo;
• Estado de conservação e integridade do
indicador de nível de óleo e dos
termômetros de óleo e enrolamentos;
• Integridade da conexão de aterramento do
tanque e fixação dos moto-ventiladores;
• Presença de ruídos estranhos oriundos do
transformador (verificar com e sem o
sistema de resfriamento forçado
operando);
• Coleta de óleo isolante, para análise físico-
química.
V.3. BIENAL
Neste tipo de manutenção, além de se repetir a
anterior, com o equipamento desernegizado,
executa-se uma limpeza geral do transformador,
verificando o regulador quanto a:
• Fixação e estanqueidade das tubulações
do tanque de expansão;
• Relé de Buchoholz;
• Amostragem de óleo;
• Condições dos flutuadores do relé
Buchholz;
• Estanqueidade dos flanges;
• Módulos do tanque;
• Radiadores;
• Conservador;
• Válvula de alívio de pressão;
• Bases das buchas e tampas de inspeção
do tanque;
• Estado das porcelanas das buchas, quanto
a limpeza e presença de trinca e/ou sinais
de arco;
• Estado das conexões terminais das
buchas dos barramentos e das muflas;
• Estado das conexões de aterramento do
tanque, da bucha X0 e da chaparia de
proteção do barramento, e demais
inspeções de acordo com o tipo de
transformador.
Como principal diferencial, além de podermos
inspecionar os dispositivos e acessórios pelo fato
do transformador estar desernegizado, é que
nesta manutenção são feitos os testes
operacionais dos dispositivos primários, circuito de
refrigeração e sistema anti-incêndio.
V.4. QUADRIENAL
Neste tipo de manutenção, além de se repetir a
anterior, com o equipamento desenergizado,
executam-se os ensaios elétricos no
transformador, tais como:
• Motoventiladores
Ø Ensaio da resistência de isolamento
(500 Vcc/1 min)
Ø Medir a tensão e a corrente em regime
dos motores dos motoventiladores
• Aferir e ajustar os instrumentos abaixo
relacionados, e anotar os ajustes
encontrados e deixados:
Ø Indicador de temperatura do óleo
Ø Indicador de temperatura do
enrolamento primário
Ø Indicador de temperatura do
enrolamento secundário
Ø Imagens térmicas
Ø Indicado de nível de óleo do
transformador
Ø Relé de Buchholz
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 389 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Ø Relé supervisor de tensão
• Transformador
Ø Relação de transformação
Ø Resistência ôhmica do enrolamento
• Motor de acionamento do comutador
Ø Executar ensaio da resistência de
isolamento (500 Vcc/1 min), medindo a
tensão e a corrente
• Comutador
Ø No comutador são feitos vários
ensaios, porém diferem para cada tipo
de fabricante.
V.5. HEXANUAL
Esta manutenção é feita somente no comutador, e
a maioria das empresas contrata o próprio
fabricante do comutador para executar esta
manutenção. O tempo e o número de operações
também irá variar de acordo com o fabricante e o
modelo do comutador. O estado do óleo isolante
do comutador deverá ser acompanhado pelo
menos a cada um ano.
Excepcionalmente, caso ocorram mais de 50.000
operações após a última inspeção hexanual,
realiza-se uma nova manutenção no comutador.
VI. MANUTENÇÃO CORRETIVA
A manutenção corretiva é realizada na maioria
das vezes em função dos defeitos e problemas
encontrados nas inspeções durante a manutenção
preventiva. Peças defeituosas, como buchas,
devem ser substituídas por unidades novas e
equivalentes. O ajuste do regulador e a
purificação ou troca de óleo são exemplos de
outros concertos executados na manutenção
corretiva. No caso de falhas, deve-se verificar
antes se a unidade encontra-se desenergenizada
e devidamente segura para manutenção.
VII VIDA ÚTIL ECONÔMICA
Os reguladores de tensão para sistemas de
transmissão são equipamentos complexos que
exigem um cuidado muito especial durante sua
construção e operação. A escolha de materiais
com características especiais adequadas para as
condições de operação é de extrema importância,
pois os comutadores sob carga, que representam
a principal peça dos reguladores, operam sob um
regime de carga que solicita elétrica e
mecanicamente todas as suas partes
componentes. Conforme visto, a manutenção
preventiva é rigorosa e envolve diversos itens. Por
isso, a adoção de uma política de manutenção
preventiva adequada torna-se um fator primordial
para garantir uma melhor performance do
equipamento, aumentando, conseqüentemente, a
vida útil do mesmo. Considerando-se as
características construtivas e operativas discutidas
acima, aliadas à política de manutenção
apresentada, pode-se estimar a vida útil
econômica dos reguladores de tensão para
sistemas de transmissão em 25 anos.
REFERÊNCIAS
[1] Electrical Transmission and Distribution
Reference Book, by Central Station Engineers of
the Westinghouse Electric Corporation. East
Pittsburgh, Pennsyvania. 4a edição, 1950.
[2] Catálogos e manuais de Fabricantes.
[3] Relatórios de Concessionárias.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 390 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Religador
RESUMO
Religadores são dispositivos de proteção contra
sobrecorrente, automáticos, destinados a abrir e
religar uma ou mais vezes um circuito de corrente
alternada, de acordo com uma seqüência de
operação predeterminada. São aplicados tanto na
derivação do alimentador do barramento da
subestação, como em diferentes pontos da rede
aérea de distribuição. O processo de
determinação da vida útil do religador deve levar
em consideração fatores como o processo de
interrupção, que efetuado por um religador à
vácuo, não contamina o óleo, já que é efetuado no
interior da câmara de vácuo. Assim, a vida útil de
uma câmara à vácuo é superior a de uma câmara
de interrupção em óleo. Outro fator importante é
que durante a operação de fechamento do
religador, quando seus contatos se aproximam,
existe uma distância crítica entre eles em que o
arco se restabelece. Esta distância é denominada
distância de restabelecimento no fechamento e
provoca uma certa erosão nos contatos e seu
conseqüente desgaste. Outro fator é a
periodicidade da manutenção preventiva a ser
realizada. Esta periodicidade é determinada
através da experiência profissional, baseada no
número de operações, nível de curto-circuito e
algumas operações anormais que possam
ocorrer, garantindo a confiança no religador.
Considerando-se as várias tecnologias existentes,
os fatores que provocam desgaste e depreciação
das propriedades mecânicas e elétricas do
equipamento citadas no decorrer do estudo, e
ainda, os critérios de manutenção estabelecidos,
pode-se estimar a vida útil dos religadores,
baseando-se no número de operações mecânicas
do equipamento pela freqüência de operação em
campo. Desta forma estima-se a vida útil de um
religador em 23 anos.
I. INTRODUÇÃO
Religadores automáticos são equipamentos de
interrupção da corrente elétrica, dotados de uma
determinada capacidade de repetição em
operações de abertura e fechamento de um
circuito, durante a ocorrência de um defeito.
Os religadores podem ser aplicados tanto na
derivação do alimentador do barramento da
subestação, como em diferentes pontos da rede
aérea de distribuição. A larga aplicação dos
religadores em circuitos de distribuição das redes
aéreas das concessionárias de energia elétrica é
devida ao fato deste equipamento permitir que os
defeitos transitórios sejam eliminados sem a
necessidade de deslocamento de pessoal de
manutenção para percorrer o alimentador em
falta. Estes equipamentos não devem ser
aplicados em instalações onde os defeitos são
sempre de natureza permanente.
II. CARACTERÍSTICAS
Os religadores podem ser classificados quanto ao
número de fases em:
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 391 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
II.1. RELIGADORES MONOFÁSICOS
Destinados à proteção de redes aéreas de
distribuição monofásica. Estes religadores
também podem ser utilizados em redes trifásicas
que alimentam cargas monofásicas, desde que se
tenha um religador monofásico em cada fase.
II.2. RELIGADORES TRIFÁSICOS
Destinados à proteção de redes aéreas de
distribuição, onde é necessário o seccionamento
tripolar simultâneo para evitar que as cargas
ligadas ao alimentador funcionem com apenas
duas fases.
Os religadores também podem ser classificados
quanto ao sistema de controle:
A) Controle por ação eletromagnética: são
também conhecidos como religadores hidráulicos.
São equipamentos dotados de uma bobina série
atravessada pela corrente do alimentador.
Quando a corrente que flui pela bobina é superior
à corrente de acionamento, o religador abre seus
contatos devido à ação do núcleo da bobina sobre
o mecanismo de disparo. O deslocamento do
núcleo da bobina série comprime a mola de
fechamento do religador, predispondo-o a nova
operação.
B) Controle eletrônico: são os religadores
dotados de um sistema de estado sólido capaz de
memorizar os ajustes necessários à execução das
operações de religamento. Basicamente, os
ajustes possíveis são: valor da corrente de
acionamento; número de disparos; curva de
atuação. O funcionamento destes tipos de
religadores pode ser descrito da seguinte forma: o
sensor do religador ao sentir uma condição de
corrente anormal no circuito envia um sinal ao
sistema de manobra que efetua a abertura dos
contatos principais. Após um determinado tempo,
chamado tempo de religamento, o sensor envia,
automaticamente, um outro sinal ordenando ao
sistema de manobra efetuar o fechamento dos
referidos contatos, reenergizando o alimentador.
Se a corrente de defeito persistir, o religador inicia
o chamado ciclo de religamento, onde um número
determinado de aberturas e fechamentos é
efetuado de acordo com as condições de controle
estabelecidas.
Os religadores devem ser instalados no sistema
de acordo com as seguintes condições:
• A tensão nominal do religador ser
compatível com a tensão do sistema;
• A capacidade de corrente nominal do
religador ser igual ou superior à corrente
de demanda máxima do alimentador;
• A capacidade de ruptura do religador ser
igual ou superior à máxima corrente de
curto-circuito trifásica ou fase e terra do
sistema no ponto de sua instalação;
• A tensão suportável de impulso do
religador ser compatível com a do sistema;
• O ajuste da temporização de religamento
deve possibilitar a coordenação com os
equipamentos de proteção instalados a
jusante do alimentador, tais como, chaves
fusíveis, seccionadores ou outros
religadores.
Os religadores podem ser classificados quanto ao
meio de interrupção de arco em:
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 392 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
A) Religadores automáticos de interrupção em
óleo: são equipamentos cuja disrupção da
corrente é feita no interior de um recipiente cheio
de óleo mineral. Podem ser fabricados em
unidade monofásicas ou trifásicas e são
adequados para instalação ao tempo ou abrigado.
Podem ser construídos para dois propósitos:
• Subestação de potência: são religadores
apropriados para instalação fixa no solo, o
que lhes confere atributos para operar na
proteção de alimentadores em
subestações de construção abrigada ou ao
tempo. Outra característica deste tipo de
religador é a utilização de fonte auxiliar em
corrente contínua e alternada em baixa
tensão para alimentação dos relés de
indução, do motor de carregamento da
mola, da sinalização, etc. Os religadores a
óleo mineral para subestações podem ser
subdivididos em religadores a grande
volume de óleo e religadores a pequeno
volume de óleo. O princípio básico da
interrupção no óleo se fundamenta na
elevação de temperatura provocada pelo
surgimento do arco quando os contatos do
equipamento se separam, resultando na
decomposição das moléculas do óleo e na
formação de gases. Dos gases liberados, o
hidrogênio é o principal responsável pela
extinção do arco, graças a sua excelente
capacidade refrigerante, e em segundo
lugar, pela notável pressão que ele e os
demais gases exercem sobre a mesma
região do arco.
• Sistemas de distribuição: são
equipamentos destinados à instalação em
poste e sua aplicação é exclusiva na
proteção de redes de distribuição rural ou
de redes de distribuição urbana. Estes
religadores são autosuportados e
empregados na interrupção de correntes
de defeito em redes aéreas, após cumprir
um determinado ciclo de religamento. A
principal diferença entre os religadores de
subestação e os de distribuição está no
mecanismo de manobra, enquadrando-se
aí os dispositivos sensores.
B) Religadores automáticos de interrupção a
vácuo: são equipamentos dotados de câmara de
extinção de arco no interior da qual se fez vácuo e
se instalou os seus contatos principais. Da mesma
forma que o tipo de religador anteriormente
descrito, estes religadores podem ser construídos
para dois propósitos:
• Subestação de potência: têm a mesma
aparência externa dos religadores a óleo.
É, normalmente, trifásico, apropriado para
instalação ao tempo, com estrutura fixa ao
solo, automatizado pela ação de relés de
indução de sobrecorrente, acoplados à
própria estrutura do religador e com a
operação coordenada pela atuação do relé
de religamento. Ao se estabelecer a
separação dos contatos no interior de uma
câmara a vácuo, o arco elétrico se
manifesta entre os mesmos, fazendo com
que a corrente flua através do vapor
ionizado, gerado pela vaporização do
material dos contatos nos pontos de arco,
até que a corrente do circuito passe pelo
seu zero natural. Nesse momento, ela é
interrompida, o vapor metálico se
condensa e a tensão de restabelecimento
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 393 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
transitória não é capaz de fazer conduzir
qualquer corrente do meio dielétrico. As
câmaras de interrupção a vácuo estão
localizadas no interior do tanque do
religador cheio de óleo mineral, cuja
função é apenas a de servir como meio
dielétrico entre as partes vivas do
equipamento. O processo de interrupção
não contamina o óleo, já que é efetuado no
interior da câmara de vácuo. A vida útil de
uma câmara a vácuo é muito superior à
uma câmara de interrupção em óleo. Outra
característica importante é que durante a
operação de fechamento do religador,
quando seus contatos se aproximam,
existe uma distância crítica entre eles em
que o arco se restabelece. Esta distância é
denominada distância de restabelecimento
no fechamento. Este fenômeno provoca
uma determinada erosão nos contatos e
seu conseqüente desgaste.
• Sistemas de distribuição: são os
religadores apropriados para aplicação em
redes aéreas de distribuição, em que não
há necessidade de fonte auxiliar para
alimentar o sistema que impulsiona o
mecanismo de manobra. São
caracterizados por um equipamento de
corpo único, de fácil montagem e providos
de dispositivo destinado à manobra por
vara. Tais religadores contêm, em sua
grande maioria, um recipiente cheio óleo
mineral, no interior do qual se encontram
as câmaras de interrupção. O óleo tem
apenas a função de meio dielétrico entre
as partes vivas do religador. Os
religadores a vácuo empregados
atualmente podem ser classificados quanto
ao controle utilizado para o ajuste e
contagem do ciclo de religamento em:
religadores de controle eletrônico (dotados
de dispositivos estáticos e relé de
religamento que controlam todas as
funções do religador) e religadores de
controle hidráulico (dotados de
mecanismos apropriados, constituídos de
haste, êmbolo, câmara de interrupção e
um tanque cheio de óleo mineral, dispondo
de um diafragma através do qual se pode
ajustar todas suas funções operativas).
III. MANUTENÇÃO PREVENTIVA
O religador deve sofrer inspeção sistemática em
intervalos regulares. A experiência profissional,
baseada no número de operações, nível de curto-
circuito e algumas operações anormais que
possam ocorrer, logo estabelecerá um programa
de manutenção que dará garantia de conveniente
confiança no religador.
Com a linha desenergizada, recomenda-se:
• Verificar se o religador está corretamente e
rigidamente fixado.
• Verificar se as partes componentes do
mecanismo de operação estão firmes, sem
danos e livres de material estranho.
• Que as conexões de todos os terminais
sejam verificadas e estejam bem fixas.
• Examinar a isolação da fiação de controle
para localizar evidências de abrasão.
• Medir a resistência de contato do circuito
principal.
• Verificar o nível de óleo isolante.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 394 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
• Limpar as buchas caso haja deposição de
sujeira. As mesmas devem ser
cuidadosamente examinadas para verificar
se há rachaduras ou riscos, devido a
descargas de arcos elétricos.
• Verificar os interruptores, pois durante a
operação normal de um interruptor, um
pouco do material dos contatos é
gradualmente erodido.
IV. MANUTENÇÃO CORRETIVA
As falhas mais comuns estão relacionadas com:
• O nível do óleo isolante, o qual deve ser
completado com o óleo indicado pelo
fabricante.
• As buchas, que devem ser substituídas, se
possível, com o auxílio da assistência
técnica do fabricante.
• Os interruptores, que devem ser trocados
quando for verificado um desgaste
excessivo.
V. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
Considerando-se as várias tecnologias existentes,
os fatores que provocam desgaste e depreciação
das propriedades mecânicas e elétricas do
equipamento citadas no decorrer do estudo, e
ainda, os critérios de manutenção estabelecidos,
pode-se estimar a vida útil dos religadores,
baseando-se no número de operações mecânicas
do equipamento pela freqüência de operação em
campo. Desta forma estima-se a vida útil de um
religador em 23 anos.
REFERÊNCIAS
[1] Filho, J. M. Manual de Equipamentos Elétricos.
Livros Técnicos e Científicos Editora, Volume 2,
2a edição 1994.
[2] Norma ABNT NBR 8177
[3] Catálogos e informações de fabricantes
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 395 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Reservatório
RESUMO
O presente trabalho aborda um reservatório com
fins exclusivamente hidrelétricos. Serão discutidos
sucintamente aspectos de viabilidade técnica do
empreendimento, atento-se sobretudo à questão
geológica no que diz respeito a sua
estanqueidade, estabilidade dos taludes das
encostas marginais, sismicidade induzida e
assoreamento, além de aspectos biológicos, tais
como, por exemplo, a eutrofização do lago. Sendo
um reservatório sujeito a tantas ocorrências,
estando ele situado em áreas de clima, geologia,
cobertura vegetal, declividade das encostas, uso
da terra, de configuração geométrica tão distinta,
etc. fica difícil avaliar sua vida útil e conseqüentes
taxa de depreciação baseado em tantos fatores
condicionantes. Tirando-se a questão do
assoreamento, causa mais comum de sua
inutilização parcial ou total, de custos reparadores,
muitas vezes, inviável do ponto de vista técnico
e/ou econômico, fica o fator condicionante do
tempo de vida útil econômico da própria usina.
Este poderá ser o seu balizador. Assim, caso o
valor do tempo de vida útil seja inferior ao do
tempo de vida útil econômico da usina, esgotados
técnica e economicamente as medidas
preventivas e reparadoras de controle de
sedimentos, controle biológico, etc. resta a opção,
pelo menos em termos de novos
empreendimentos, de uma mudança sistemática
do arranjo geral do barramento quando na fase
inicial de projeto. Na dependência então de vários
fatores condicionantes, bem como, na própria falta
de dados estatísticos que possam avaliar melhor o
tempo de vida útil de um reservatório, sugere-se a
princípio o valor de 100 anos.
I. INTRODUÇÃO
Um reservatório pode ter múltiplas funções, além
de fins hidrelétricos, dentro das quais algumas se
destacam, por exemplo, recreação, controle de
cheias, navegação, abastecimento d’água e
irrigação.
Quando o reservatório criado por uma barragem
praticamente inexiste ou quando simplesmente
tem o nível das águas dos cursos naturais
barradas e desviadas para estruturas de adução,
com pouca variação desse nível, caracterizando,
ainda, baixa capacidade de armazenamento
d’água, a instalação trabalha a fio d’água.
Nas usinas hidrelétricas a fio d’água sem
regularização, em especial nos meses e anos
secos, o déficit de energia deveria ser fornecido
por usinas alternativas (térmicas, por exemplo),
ficando essas, pelo menos teoricamente, paradas
nos períodos de maior chuva. Por sua vez, as
usinas hidrelétricas poderiam, nessa época,
fornecer energia suficiente para suprimento do
consumo. Porém, tal procedimento torna-se
antieconômico, pois exigiria uma potência
instalada muito grande nessas usinas, ficando a
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 396 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
usina térmica ou a hidrelétrica ociosa durante
muito tempo.
Assim, torna-se necessário regularizar o deflúvio
natural dos rios por meio de grandes reservatórios
a serem criados pelas barragens.
Dependendo do volume d’água criado, os
reservatórios são capazes de armazenar água de
períodos com deflúvios abundantes para períodos
em que o consumo excede a disponibilidade
natural de água nos cursos d’água. Nesse caso, o
reservatório é dito de acumulação, podendo ter
regularização diária, semanal, mensal, plurienal,
entre outros.
Uma regularização plurienal eficiente dependente
do regime do rio correspondente, ou seja, nos rios
da zona tropical, o volume útil dos reservatórios é
da ordem de 50% a 70% do deflúvio anual médio,
assegurando uma regularização de até 95% da
descarga média. O restante desse valor é vertido.
Já os rios das zonas subtropicais e temperadas,
não tendo um regime tão equilibrado, necessitam
de reservatórios bem maiores.
Até recentemente, a criação de grandes
reservatórios no Brasil não constituía grande
problema devido à esparsa população e devido
também ao valor pouco expressivo das terras
inundadas.
Hoje em dia, em função de uma maior densidade
populacional, resultando em dispendiosos custos
de relocação dos residentes e de sistemas de
transporte, com as terras sendo mais aproveitadas
para agricultura e pecuária, conseqüentemente,
ficando cada vez mais onerosas para sua
desapropriação, com os reservatórios inundando,
muitas vezes, obras, sítios arqueológicos e outros
em locais tidos como problemáticos do ponto de
vista social, político, ambiental, técnico,
econômico, dentre outros para a sociedade civil,
uma usina pode vir a ser inexeqüível.
A título de ilustração, as Pequenas Centrais
Hidrelétricas – PCH’s - foram classificadas pela
ANEEL como sendo aquelas que dispõem de um
reservatório de área inundada igual ou menor que
3,0 km2 e potência instalada igual ou menor que
30 MW.
II. ASPECTOS DE VIABILIDADE TÉCNICA
É durante a fase de estudos preliminares de uma
usina que podem ser analisados a estanqueidade
e o assoreamento progressivo de um reservatório,
a estabilidade de taludes das encostas marginais
e a sismicidade induzida, fatores também de
decisão quanto à viabilidade técnica do
empreendimento.
A estanqueidade do reservatório, em especial,
devido às percolações excessivas, causando
perdas d’água significativas, pode interferir no
tempo de enchimento do reservatório, raramente
impedindo esse enchimento, ficando na
dependência de fatores geológicos, topográficos e
hidrogeológicos.
O assoreamento do reservatório constitui uma das
mais comuns e graves ocorrências verificadas ao
longo de sua vida útil.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 397 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
O assoreamento pode atingir intensidade máxima
em regiões de pluviosidade muito baixa, cobertura
vegetal mínima, topografia acidentada, onde,
nesse caso, predominam rochas do tipo
sedimentares arenosas ou formações aluvionares
abundantes de areia e cascalho.
É sabido que o equilíbrio hidráulico-
sedimentológico de um rio é perturbado quando
encontra uma barragem, fazendo com que haja
uma desaceleração da corrente líquida.
Visto que muitos dos empreendimentos
hidrelétricos existentes no Brasil são antigos, com
a maioria projetada sem a devida consideração do
fator assoreamento, é comum, infelizmente,
encontrar reservatórios quase inutilizados, por
deixarem simplesmente de considerar, por
exemplo, desmatamentos em regiões de solos de
pouca resistência contra erosão.
O assoreamento dos reservatórios resulta
principalmente do material constituído de siltes,
areia e cascalho, o qual se deposita a partir das
cabeceiras do reservatório, em forma de deltas.
É durante as grandes cheias que esse material se
sedimenta mais perto da barragem, sendo
descarregado em boa parte para jusante.
A estabilidade dos taludes, existentes nas áreas
localizadas ao longo das encostas marginais do
reservatório, deve ser também bem investigada,
em especial, no entorno das elevações
correspondentes à faixa de variação operacional
do nível d’água e imediatamente acima do nível
máximo. No Brasil, são pouco freqüentes os casos
de “overtopping” da barragem devido a
deslizamentos de grandes massas, causando
ondas de grande porte. Mas são comuns os
deslizamentos que afetam não só o próprio
reservatório, como outros órgãos da usina, tais
como, por exemplo, os deslizamentos de taludes
laterais de canais adução, vertedouros e casas de
força.
As margens do reservatório podem ser muitas
vezes erodidas, sofrendo a ação das ondas, em
direções predominantes de ventos e constituídas
de taludes formados por solos de baixa coesão,
representando, ainda, um processo indutor de
escorregamentos de pequeno a médio porte.
Os deslizamentos são mais comuns durante a
fase de enchimento do reservatório, quando se
impõem as maiores modificações ao meio físico.
Como no Brasil, os deslizamentos de taludes nas
encostas marginais dos reservatórios não são tão
numerosos e graves, excetuando-se aqueles
decorrentes da erosão de suas margens, os
estudos de investigações devem ser concentrados
apenas nas áreas onde as possibilidades destes
fenômenos possam de fato causar maiores danos.
A sismicidade induzida é outro fator importante,
podendo provocar abalos sísmicos de pequena à
baixa magnitude.
Embora à primeira vista pode parecer que esses
abalos sejam predominantemente intrínsecos aos
grandes reservatórios, já foram observadas no
Brasil ocorrências em pequenos lagos, como, por
exemplo, o da usina de Cajuru, MG.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 398 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
As conseqüências desses abalos no Brasil têm
afetado as populações vizinhas mais no sentido
psicológico do que aqueles causados por danos
materiais.
Provavelmente, a origem dos abalos verificados
pode ser atribuída às alterações das pressões
neutras ao longo de falhas e outros defeitos
geológicos de grande porte. Tais ocorrências
podem, em geral, terem sido submetidas a
esforços tectônicos ou de outra natureza, em que
os aumentos de pressão neutra, decorrentes do
próprio reservatório, representam uma força a
mais que desencadeou o sismo. O peso da água
armazenada pode ainda submeter esforços
verticais ao longo de toda a área do reservatório,
criando, com isso, deformações diferenciais
profundas, movimentando falhas e fraturas
desfavoravelmente localizadas e também
submetidas a esforços tectônicos.
Os aspectos biológicos, como a eutrofização do
lago, a produção de gases sulfídrico e metano e a
produção acelerada de algas, dependem do
volume de armazenada em relação à biomassa
tenra afogada, isto é, quanto menor o efeito
causado ao reservatório, quanto maior a
disponibilidade de oxigênio dissolvido e menor a
quantidade de matéria orgânica.
Observou-se que, em reservatórios onde o
desmate foi pouco abrangente ou em que nada foi
desmatado, o oxigênio é nulo a pouca
profundidade, a acidez de água é alta, podendo
ocasionar danos nas estruturas de geração, entre
outros, afetando o concreto da barragem e de
órgãos auxiliares.
As plantas aquáticas, quando em crescimento
progressivo, indicam águas com alto teor de
nutrientes. As macrófitas, por exemplo, por sua
alta exigência de nutrientes, são considerados
indicadores biológicos de eutrofização.
Algumas espécies são até desejáveis,
dependendo da quantidade por favorecerem a
produtividade pesqueira no reservatório.
O aguapé Eichhornia crassipes é comumente
encontrado nas regiões do sul do Brasil, causando
aborrecimentos na operação dos reservatórios,
quando obstruem a entrada das tomadas d’água,
dificultando o livre escoamento das águas de
adução, afetando, com isso, a capacidade de
geração das usinas. Além disso, podem promover
o aparecimento de corrosão dos componentes
mecânicos e de refrigeração das casas de força,
devido à alteração eventual da qualidade da água.
Por outro lado, a presença e proliferação de
plantas aquáticas favorecem o aparecimento de
doenças causadas pelo desenvolvimento de
mosquitos e caramujos.
III. MANUTENÇÃO
Uma manutenção eficiente, embora não possa,
muitas vezes, eliminar o assoreamento
progressivo de um reservatório, pode minimizar o
processo, seja através do plantio de vegetação
ciliar para proteção das margens do reservatório,
drenagens pluviais localizadas, passando pela
construção de estruturas auxiliares de
desarenação, até a dragagem parcial ou até total
do material depositado. Nesse último caso, o
investimento financeiro frente aos benefícios
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 399 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
assegurados pode não ser viável, fazendo com
que a usina conviva com o assoreamento
verificado, correndo-se o risco de uma completa
inutilização do reservatório.
O controle de plantas aquáticas no interior do
reservatório vai depender também da relação
custo benefício.
A solução ou minimização do problema de
eutrofização do lago ocorre quando os núcleos de
proliferação são identificados, sendo localizados,
muitas vezes, em remansos a jusante de
emissários poluídos.
Muitas vezes, a proliferação das macrófitas pode
ser previsível. Nesse caso, cabe ao projetista
lançar mão de arranjos alternativos, tais como
vertedouro de escorrimento laminar, estruturas
flutuantes com a função de reter ou desviar a
vegetação para jusante da barragem.
Nos casos em que a usina está em franca
operação, outros recursos técnicos podem ser
empregados, como o uso de limpeza através de
limpa-grades, havendo ocasiões, em que as
unidades geradoras possam interromper a
produção, enquanto se retira o material retido
junto aos órgãos de adução. Ou até operações de
escoamento d’água pelo próprio vertedouro.
Várias usinas adotam a remoção manual da
plantas aquáticas como um dos métodos de
controle. Os serviços consistem simplesmente em
içar as plantas para as margens, onde são
recolhidas ou desviadas para o vertedouro, onde
são lançadas para jusante.
IV. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
Nas usinas brasileiras em operação, o valor da
taxa de assoreamento pode ter sido avaliado
unicamente tomando-se por base as condições da
época dos seus antigos estudos de avaliação
sedimentológica. Como exemplo, cita-se o
reservatório da usina de Três Marias que, em
1960, os estudos à época previam uma vida útil
de 500 anos. Em 1970, esse reservatório já
estava com 30% do volume útil assoreado. Esse
assoreamento não previsto se deveu
provavelmente ao grave desmatamento ocorrido
nas cabeceiras do Rio São Francisco, visando à
produção de carvão vegetal utilizado nas
siderurgias mineiras.
Alguns reservatórios existentes no Brasil, que
foram devidamente avaliados por Ponçano et al.,
Castro, entre outros durante um período máximo
de 45 anos, aproximadamente, apresentaram
taxas anuais de assoreamento, variando entre
0,06% até 8,78% do volume total do reservatório.
As avaliações sedimentológicas podem ser feitas,
então, correlacionando essas observações em
regiões cujas condições morfológicas e climáticas
sejam semelhantes, dispondo-se de outros dados
colhidos na bacia de drenagem do rio em questão.
Dessa forma, o cálculo da vida útil de um
reservatório pode ser dado pela relação entre o
volume total em m3 e o volume total de
sedimentos em m3/ano. Existem hoje no Brasil
programas e procedimentos confiáveis para uma
razoável avaliação sedimentológica de um
determinado curso d’água, os quais certamente
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 400 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
determinaram um valor mais real do tempo de
vida útil de um reservatório.
Assim, o tempo de vida útil de um reservatório não
pode ser avaliado semelhantemente como o de
outros órgãos de uma usina hidrelétrica.
Tirando outros fatores externos que podem
inviabilizar ou reduzir o tempo de utilização de um
reservatório, somente com a elaboração séria de
estudos sedimentológicos será possível
determinar um valor mais preciso.
O tempo de vida útil econômico da usina pode ser
determinante na avaliação do tempo de vida útil
do próprio reservatório. Atendo-se apenas e tão
somente para o problema do assoreamento do
reservatório,verifica-se que, caso ele seja inferior,
deverão ser tomadas medidas preventivas de
controle de sedimentos ou até de modificações no
arranjo geral do barramento quando na fase inicial
de projeto.
Diante disso e na dependência dos vários fatores
condicionantes citados, bem como, na falta de
dados estatísticos que possam avaliar melhor o
tempo de vida útil de um reservatório, sugere-se a
princípio o valor de 100 anos.
REFERÊNCIAS
[1] Diversos autores, Design of Small Dams,
United States Department of the Interior, 1987.
[2] Diversos autores, Safety Evaluation of Existing
Dams, United States Department of the Interior,
1987.
[3] Schreiber, Gerhard Paul, São Paulo, Edgard
Blücher, Rio de Janeiro, Engevix, 1977.
[4] Carlos Henrique de A. C. Medeiros, Utilização
de Técnica de Análise de Probabilidade de Risco
na Avaliação de segurança de Barragens, Anais
do XXII Seminário Nacional de Grandes
Barragens, 1999.
[5] João Francisco Alves Silveira, Diretrizes para
a Instrumentação de Pequenas e Médias Centrais
Hidrelétricas, Anais do 1o Simpósio Brasileiro
Sobre Pequenas Médias Centrais Hidrelétricas,
1998.
[6] Pedro Lagos M. Filho e Amilton Geraldo,
Tópico Barragens e Reservatórios, Geologia de
Engenharia, Associação Brasileira de Geologia de
Engenharia, 1998.
6] Nelson Infanti Jr. e Nilton Fornasari Filho,
Tópico Processos de Dinâmica Superficial,
Geologia de Engenharia, Associação Brasileira de
Geologia de Engenharia, 1998.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 401 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Seccionalizador
RESUMO
Seccionalizador pode ser definido como um
dispositivo mecânico de manobra capaz de abrir e
fechar um circuito, quando uma corrente de
intensidade desprezível é interrompida, ou
restabelecida, quando não ocorre variação de
tensão significativa em seus terminais. Ele
também é capaz de conduzir corrente sob
condições normais do circuito e, durante um
tempo especificado, conduzir corrente sob
condições anormais, tais como curto-circuito. Os
seccionadores são utilizados em subestações
para permitir manobras de circuitos elétricos, sem
carga, isolando disjuntores, transformadores de
medida e proteção, e barramentos. Também são
utilizados em redes aéreas de distribuição urbana
e rural com a finalidade de seccionar os
alimentadores durante os trabalhos de
manutenção ou realizar manobras diversas
previstas em operação. Em termos de
manutenção de chaves seccionadoras, são
recomendados serviços de manutenção
preventiva com sugestão de periodicidade de 3
anos. A avaliação da vida útil de uma
seccionadora, baseada nas características
mecânicas e elétricas do equipamento, bem como
na realização periódica de manutenção preventiva
pode ser estimada em 40 anos.
I. INTRODUÇÃO
Chave é um dispositivo mecânico de manobra que
na posição aberta assegura uma distância de
isolamento, e na posição fechada mantém a
continuidade do circuito elétrico nas condições
especificadas. Da mesma forma, um seccionador
pode ser definido como um dispositivo mecânico
de manobra capaz de abrir e fechar um circuito,
quando uma corrente de intensidade desprezível é
interrompida, ou restabelecida, quando não ocorre
variação de tensão significativa em seus
terminais. Ele também é capaz de conduzir
corrente sob condições normais do circuito e,
durante um tempo especificado, conduzir corrente
sob condições anormais, tais como curto-circuito.
Por interruptor se entende o dispositivo mecânico
capaz de fechar e abrir, em carga, circuitos de
uma instalação sem defeito, com capacidade para
resistir aos esforços decorrentes. Já o
seccionador interruptor é um dispositivo definido
como o interruptor, que adiciona a capacidade de,
na posição aberta, garantir a distância de
isolamento requerida pelo nível de tensão do
circuito.
Os seccionadores são utilizados em subestações
para permitir manobras de circuitos elétricos, sem
carga, isolando disjuntores, transformadores de
medida e proteção, e barramentos. Também são
utilizados em redes aéreas de distribuição urbana
e rural com a finalidade de seccionar os
alimentadores durante os trabalhos de
manutenção ou realizar manobras diversas
previstas em operação.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 402 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
A operação dos seccionadores em carga provoca
desgaste nos contatos e põe em risco a vida do
operador. Porém, podem ser operados em carga
quando são previstas, no circuito, pequenas
correntes de magnetização de transformadores de
potência e reatores, ou ainda correntes
capacitivas.
Dentro de uma instalação, os seccionadores
podem ainda desempenhar várias e importantes
funções:
• Manobrar circuitos; permitindo
transferência de carga entre barramentos
de uma subestação;
• Isolar um equipamento qualquer da
subestação, tais como transformadores,
disjuntores, etc. para execução de serviços
de manutenção ou outra utilidade;
• Propiciar o by-pass de equipamentos,
notadamente, os disjuntores da
subestação.
II. CARACTERÍSTICAS
As partes componentes mais importantes de um
seccionador são:
• Circuito principal: compreende o conjunto
das partes condutoras inseridas no circuito
que a chave tem por função abrir ou
fechar;
• Circuitos auxiliares e de comando: são
aqueles destinados a promover a abertura
ou fechamento da chave;
• Pólos: são a parte da chave, incluindo o
circuito principal, sem o suporte isolante da
base, associada exclusivamente a um
caminho condutor eletricamente separado
e excluindo todos os elementos que
permitem a operação simultânea;
• Contatos: compreendem o conjunto de
peças metálicas destinadas a assegurar a
continuidade do circuito, quando se tocam;
• Terminais: são as partes condutoras da
chave, cuja função é fazer a ligação com o
circuito da instalação;
• Dispositivo de operação: são aqueles
através dos quais se processa a abertura
ou fechamento dos contatos principais do
seccionador;
• Dispositivo de bloqueio: é o dispositivo
mecânico que indica ao operador a
posição assumida pelos contatos móveis
principais, após a efetivação de
determinada manobra.
II.1. CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS
Existem diversos tipos de chaves seccionadoras,
o aspecto construtivo depende da finalidade e da
tensão do circuito em que serão instaladas. Os
seccionadores podem ser unipolares ou tripolares,
sendo que para este último caso é necessário um
mecanismo que obrigue a abertura simultânea dos
três pólos.
II.1.1. Seccionadores para Uso Interno
São destinados à operação em subestações de
consumidor, em geral, de pequeno e médio porte
de instalação abrigada, livre de intempéries.
Quanto à construção, estas seccionadoras podem
ser classificadas em:
• Seccionadores simples: são constituídas
por uma ou três lâminas condutoras (caso
seja unipolar ou tripolar) acionadas por um
mecanismo articulado. O seccionador
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 403 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
simples é montado sobre uma estrutura
metálica, constituída de chapa de ferro
dobrada em U que sustenta os três pólos e
o eixo do mecanismo de acionamento
manual na extremidade do qual pode ser
montada a alavanca. As lâminas de
contato são fabricadas em cobre
eletrolítico, sendo cada uma composta por
um conjunto de facas duplas ou até por
dois conjuntos de facas duplas,
dependendo do modelo e da capacidade
de condução de corrente nominal.
• Seccionadores com buchas passantes:
este tipo de seccionador possui um
conjunto de buchas de passagem, em
geral, montado na parte superior,
permitindo a ligação entre dois cubículos
adjacentes. São basicamente utilizados em
painéis metálicos, devido ao reduzido
espaço que ocupam. São fabricados com
isoladores de porcelana vitrificada, ou com
isoladores de resina epóxi. Opcionalmente,
esses seccionadores podem ser fabricados
com um sistema de terra para dar maior
segurança à manutenção do circuito
elétrico. O seccionador é montado sobre
uma estrutura de ferro dobrado que
sustenta os três pólos e as alavancas de
manobra previstas. As lâminas e os
contatos são idênticos aos seccionadores
simples.
• Seccionadores fusíveis: são chaves
seccionadoras dotadas de três hastes
isolantes, geralmente de resina epóxi ou
de fenolite, montadas em paralelo a três
cartuchos fusíveis (também fabricados em
epóxi ou fenolite). O acionamento da
chave tripolar, bem como os isoladores,
têm a mesma construção dos modelos
anteriores. As hastes isolantes permitem a
operação simultânea das três fases, o que
seria impossível somente com os
cartuchos fusíveis. Deve-se evitar o uso
em cubículos metálicos, já que os elos
fusíveis, quando operam, permitem a
formação de um arco no interior do
cartucho, que é expulso pela parte inferior,
podendo atingir o invólucro metálico. Isso
propicia uma falta a arco, isto é, um curto-
circuito fase-terra através do arco. Como o
próprio nome sugere, os seccionadores
fusíveis exercem funções simultâneas de
proteção e seccionamento.
• Seccionadores interruptores: são formados
por uma chave tripolar com comando
simultâneo das três fases, podendo ser
acionada manualmente por um mecanismo
que libera a força de uma mola
previamente carregada, ou então, através
de um dispositivo percussor de que
dispõem os fusíveis de alta capacidade de
ruptura, atuando sobre o sistema de
bloqueio da mola. Nesse caso, os
seccionadores devem possuir câmaras de
extinção de arco, já que não operam
apenas com pequenas correntes indutivas
ou capacitivas, mas são próprios, em
geral, para serem acionados com
correntes iguais à nominal da chave.
• Seccionadores reversíveis: são chaves
que permitem normalmente a transferência
de carga de um circuito para outro. São
bastante utilizadas em subestações de
consumidor, quando se tem uma geração
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 404 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
de emergência ou alternativa que não
possa ser feita em tensão secundária, em
virtude das distâncias em que se acham as
cargas.
II.1.2. Seccionadores para Uso Externo
São destinados à operação em subestações de
instalação externa, normalmente de grande porte.
Em termos construtivos, as chaves seccionadoras
de uso ao tempo podem ser classificadas como:
• Seccionadores de abertura lateral singela
(ALS): caracterizados por apresentar as
hastes condutoras se abrindo lateralmente.
O comando é feito numa das colunas
isolantes que gira em torno do seu próprio
eixo até atingir um ângulo de
aproximadamente 60°. Uma haste metálica
pode ligar rigidamente o comando de três
chaves, formando um conjunto tripolar.
• Seccionadores de dupla abertura lateral
(DAL): são constituídos de duas lâminas
condutoras articuladas a partir de um
ponto central da chave, montadas sobre
uma coluna isolante que gira juntamente
com o mecanismo de manobra.
• Seccionadores de abertura vertical: são
constituídos em geral, de três colunas
isolantes cujas lâminas condutoras
principais são articuladas a partir de uma
coluna intermediária abrindo verticalmente.
• Seccionadores pantográficos: são
seccionadores cuja operação é feita
verticalmente. Constituem-se de um
contato fixo, em geral montado no
barramento da subestação, e de dois
contatos móveis fixados na extremidade
superior de um mecanismo articulado, que
formam uma série de paralelogramos,
chamados pantógrafos e suportados por
uma coluna isolante fixada sobre uma
base metálica e acionada por uma coluna
rotativa paralela à anterior.
II.2. CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS
As características elétricas de uma seccionadora
são:
II.2.1. Tensão Nominal
É aquela para a qual o seccionador foi projetado
para funcionar em regime contínuo, e deve ser
igual à tensão máxima de operação prevista para
o sistema em que será instalado.
II.2.2. Corrente Nominal
É a corrente que o seccionador deve conduzir
sem que os limites de temperatura previstos em
norma sejam excedidos. Os seccionadores devem
suportar condições de trabalho acima dos valores
nominais durante intervalos de tempo específicos.
Sejam os dois casos seguintes:
• Sobrecarga contínua: é caracterizada pela
porcentagem de corrente adicional que o
seccionador pode suportar dentro dos
limites de temperatura definidos por
norma. Outra definição bastante utilizada
diz que sobrecarga contínua é a corrente
de qualquer valor superior à corrente
nominal do seccionador, que é capaz de
conduzi-la durante um período de tempo
suficientemente longo para permitir a
estabilização de sua temperatura de
operação. Dessa forma, para não
comprometer as características técnicas e
propriedades mecânicas do equipamento,
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 405 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
deve-se estabelecer os limites admissíveis
de temperatura.
• Sobrecarga de curta duração: é
caracterizada pela corrente que o
seccionador pode conduzir acima da sua
capacidade nominal, durante um período
de tempo especificado, sem que os limites
de temperatura definidos por norma sejam
excedidos. Para tempos de sobrecarga
pequenos, maiores são os valores
admissíveis de sobrecarga de curta
duração.
II.2.3. Nível de Isolamento
Caracteriza-se pela tensão nominal suportável do
dielétrico às solicitações de impulso atmosférico e
de manobra. As isolações dos seccionadores são
do tipo regenerativo, ou seja, rompido o dielétrico
devido à aplicação de um impulso de tensão, suas
condições retornam aos valores iniciais logo que
cesse o fenômeno que provocou a disrupção.
II.2.4. Solicitações das Correntes de Curto-Circuito
Os seccionadores devem permitir a condução da
corrente de curto-circuito por um tempo
previamente determinado até que a proteção de
retaguarda atue eliminando a parte do sistema
defeituoso.
II.2.5. Coordenação dos Valores Nominais
A escolha do valor da corrente nominal de um
seccionador depende de vários parâmetros
elétricos da instalação, além da corrente de carga.
Essa coordenação é função da corrente
suportável de curta duração, valor eficaz e do
valor de crista da corrente suportável.
II.2.6. Capacidade de Interrupção
Os seccionadores são equipamentos incapazes
de interromper correntes elevadas, a não ser
alguns tipos construídos para média tensão, que
dispõem de câmaras de interrupção adequadas,
em geral para correntes nunca superiores a sua
nominal, os chamados seccionadores
interruptores. Contudo, os seccionadores devem
abrir e fechar circuitos indutivos e capacitivos
onde podem ocorrer elevadas correntes de
magnetização, tais como na energização de
transformadores de potência ou banco de
capacitores. A seguinte equação pode ser
empregada para se determinar a capacidade de
interrupção:
KVD
Ii
i ⋅=
Onde:
Ii – corrente de interrupção, valor eficaz,
em A;
Vi – tensão de linha em kV;
D – distancia mínima entre lâminas através
das chaves de aterramento.
K – fator de correção.
III. MANUTENÇÃO PREVENTIVA
No caso de chaves seccionadoras, são
recomendados serviços de manutenção
preventiva com sugestão de periodicidade de 3
anos. Dentre as várias inspeções a serem
realizadas, recomenda-se: verificação da
regulagem dos seccionadores; ajuste e
lubrificação do sistema de articulação; resistência
ôhmica dos contatos; tempos de abertura e
fechamento de seccionadores motorizados; no
caso de seccionador motorizado: medir as
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 406 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
correntes de partida e de regime do motor;
verificação da abertura e fechamento manual
através da manivela; funcionamento dos contatos
auxiliares; caso a chave possua lâminas de
aterramento: verificação do funcionamento e
medição da resistência de contato; inspeção
completa.
IV. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
Alguns pontos dos itens discutidos anteriormente
mostraram que a operação dos seccionadores em
carga resulta no desgaste dos contatos. Contudo,
os mesmos podem ser operados em carga
quando são previstas, no circuito, pequenas
correntes de magnetização de transformadores de
potência e reatores, ou ainda correntes
capacitivas. Outro fator, que comprometerá as
características técnicas e as propriedades
mecânicas do equipamento, é a violação dos
limites admissíveis de temperatura.
A avaliação da vida útil de uma seccionadora,
baseada nas características mecânicas e elétricas
do equipamento, bem como na realização
periódica de manutenção preditiva, pode ser
estimada em 40 anos.
REFERÊNCIAS
[1] Filho, J. M. Manual de Equipamentos Elétricos.
Livros Técnicos e Científicos Editora, Volume 1,
2a edição 1994.
[2] J. R. D. Fonseca, “Manutenção Preventiva e
Preditiva de Equipamentos de Alta e Média
Tensão”, em 14° Congresso Brasileiro de
Manutenção.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 407 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Sistema Anti-Ruído
RESUMO
Os sistemas anti-ruído aplicados em plantas de
geração de potência para a geração de energia
constituem-se de dispositivos que podem ser
inseridos na cadeia onde se processa o ruído.
Este se processa em uma cadeia constituída
basicamente de três elementos: fonte, meio de
transmissão e, finalmente, receptor. Nas plantas
de potência com motores de combustão interna e
turbinas a gás, além de medidas que podem ser
tomadas no projeto, na maioria dos casos, utilizam
silenciadores como atenuadores na fonte, tanto na
entrada de ar, quanto na saída de gases após a
combustão e, em alguns, os compartimentos que
enclausuram o equipamento. Já as plantas de
potência, utilizando turbinas a vapor, têm como
fonte, além da expansão do vapor na turbina, a
própria combustão na caldeira, quando for o caso,
o condensador e o gerador. O ideal seria inibir o
ruído na fonte, no entanto, em grande parte dos
casos, isto oferece grandes dificuldades do ponto
de vista tecnológico e, conseqüentemente, pode
ser traduzido em custos elevados. Diante desta
condição, resta interferir na cadeia, ou seja, no
meio de transmissão ou isolar acusticamente o
receptor. As plantas de geração de potência,
dependendo das exigências do local onde são
instaladas, devem ser isoladas acusticamente
através de compartimentos (enclosures)
constituídos de materiais isolantes a fim de não
extrapolar os limites permissíveis estabelecidos na
legislação. De forma geral, as medidas para
atenuar os ruídos são basicamente as que são
aplicáveis através de equipamentos atenuadores
na fonte de geração do mesmo e as que podem
ser aplicadas ao meio de transmissão. Os
sistemas anti-ruído, principalmente os
silenciadores, são utilizados nos gases de escape
das turbinas e motores de combustão interna, os
quais são bastante exigidos em decorrência do
meio por se tratar de gases com temperatura bem
acima da atmosférica e com presença de pó
contaminante, agentes corrosivos, entre outros.
De forma geral, a vida útil média destes
equipamentos situa-se por volta de 30 anos.
I. INTRODUÇÃO
Os sistemas anti-ruído foram desenvolvidos
principalmente a partir da década de 30 devido às
maiores exigências da sociedade quanto aos
níveis permissíveis para a emissão de ruídos. Em
1936, começou a elaboração de documentos
relacionados com saúde publica; depois em 1960
e, de forma mais expressiva, em 1974, em que
foram criados estatutos englobando os
movimentos iniciais.
Os sistemas anti-ruído devem ser especificados
de forma a evitar os danos provocados pelo ruído
que causam desde males à saúde até a
interferência na operação de outros instrumentos.
O ruído se processa basicamente em uma cadeia
constituída de três elementos: a fonte, o meio de
transmissão e, finalmente, o receptor. O ideal
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 408 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
seria inibir a geração do mesmo e a propagação
deste na fonte; no entanto, esta é uma medida
que pode onerar muito o equipamento, podendo
levar a custos impraticáveis.
Para fins de geração de energia, além das
precauções quando possíveis de serem aplicadas
no projeto da máquina, outras medidas podem ser
tomadas para atenuar o ruído.
Considerando a cadeia onde se processa o ruído,
pode-se tomar as seguintes medidas:
• Na fonte: Colocação de silenciadores e a
construção de um compartimento com
material próprio, ou seja, material isolante;
• No meio: Layout adequado dos
equipamentos que emitem ruído e
colocação de barreiras protetoras anti-
ruído;
• No receptor: A utilização de protetores
individuais e a construção de um
compartimento com material próprio.
É importante lembrar que, em um ambiente
fechado, sem isolamento acústico, o som
produzido é refletido milhares de vezes pelas
paredes, podendo até multiplicar o nível de ruído
com grande quantidade de reverberação.
Os sistemas de barreiras e compartimentos que
envolvem a fonte geradora do ruído, assim como
os compartimentos que envolvem o receptor, são
constituídos de materiais próprios, ou seja,
isolantes acústicos que, por sua vez, podem ter
formas, por exemplo, de mamilos que permitam
uma maior área de absorção do ruído.
I.1. RUÍDOS EM MOTORES DIESEL
Dentre as principais fontes geradoras de ruído em
um motor de combustão interna destacam-se:
• Radiação da própria máquina;
• Entrada de ar;
• Saída de ar;
• Sistema de resfriamento e equipamentos
auxiliares.
Nas máquinas:
• Combustão interna: uma fonte expressiva
de ruído ocorre devido ao aumento da
pressão no interior dos cilindros durante a
combustão; resultando na vibração das
superfícies externas;
• O aumento rápido da pressão nos motores
a diesel resultam em harmônicos maiores;
• Nos sistema de exaustão de gases, o
problema maior é entrada de gás quando a
válvula de descarga esta aberta.
Ruído na entrada:
• O ruído é causado pela periódica
interrupção do fluxo de ar causado pela
abertura e fechamento das válvulas.
Dispositivos de controle utilizados para atenuação
de ruído:
• Silenciadores de entrada;
• Proteção acústica através de
compartimento com material próprio
envolvendo o equipamento emissor do
ruído.
I.2. TURBINAS A GÁS
Existe uma serie de turbinas a gás com
configurações distintas; no entanto, para
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 409 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
aplicações especificas, existem também enormes
similaridades, como exemplo, citam-se as turbinas
para geração de energia elétrica. As turbinas a
gás podem ser descritas de forma bastante
simplificada como uma máquina contendo um
compressor de ar, uma câmara de combustão
onde se injeta o combustível no ar que advém do
compressor, com as devidas proporções para que
ocorra a combustão, e a turbina propriamente dita.
Os gases ao saírem da câmara de combustão
encontram-se normalmente em alta pressão e em
alta temperatura, condições próprias para
expandirem na turbina propriamente dita e
gerando a potência de eixo que acionara o
gerador elétrico.
As principais fontes de geração de ruído em uma
turbina a gás são:
• Dependendo da aplicação, as turbinas são
montadas em estruturas metálicas, o que
pode ser fonte de ruído;
• O sistema de compressão do gerador de
gases;
• O circuito de lubrificação e refrigeração;
• A unidade de geração de energia, ou seja,
o gerador elétrico, através do redutor de
velocidades quando este existir ou através
do sistema de ventilação.
I.3. PLANTAS DE POTÊNCIA COM GERAÇÃO A
VAPOR
As principais fontes de geração de ruído nestas
plantas são na turbina, na caldeira, principalmente
na queima do combustível, na descarga dos
gases, no condensador e no gerador elétrico.
Quanto aos sistemas anti-ruído aplicáveis,
destaca-se o isolamento destes componentes do
ciclo em um compartimento próprio.
Quanto aos fabricantes, citam-se:
• Higgott Kane – Industrial Noise Controls
LTD;
• General Eletric.
No Brasil, aplicados à casa de maquinas, existe a
acústica.
II. CARACTERÍSTICAS
A General Eletric possui um silenciador para
turbina que é construído em aço stainless 409.
Este silenciador possui um sistema de furos na
parte interna, utilizando os dois princípios de
atenuação de ruído: o reativo e o dissipativo.
Além disso, o sistema anti-ruído possui o
compartimento com material isolante próprio para
atenuar ruídos que, em conjunto com os
silenciadores, é possível obter valores
permissíveis para operar o ciclo de potência.
Existem também painéis que funcionam como
barreira acústica que são colocados em pontos
críticos que contribuem expressivamente para a
solução do problema.
O sistema utilizado pela GE pode atingir 90 Dba
de pressão do nível de ruído a um metro de
distância do compartimento quando se considera
somente a turbina como fonte, pois, quando estão
interagindo mais fontes, dificulta a garantia dos
níveis, o que requer uma disposição adequada e
um estudo mais apurado.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 410 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Para uma suposta comunidade que esteja a 60 m
de distância da planta de geração de energia,
pode-se obter um nível de 55 a 65 Dba.
Quanto aos dispositivos de controle utilizados
para atenuação, estes são similares aos
empregados nos ciclos de potência com motores
de combustão interna.
II.1. SISTEMA ANTI-RUÍDO PARA GERAÇÃO A
VAPOR
Nas plantas de potência para geração de energia,
pode-se encontrar dispositivos como os
compartimentos próprios para atenuar ruídos
similares aos empregados para turbinas a gás,
assim como silenciadores na exaustão de ar.
Quanto às normas referentes a este assunto,
citam-se:
• A norma NBR 7566 trata de Máquinas
elétricas girantes – Nível transmitido
através do ar – método de medição num
campo livre sobre um plano refletor.
• A norma NBR 11677 trata das divisórias
internas moduladas – Determinação da
isolação sonora.
II.2. SILENCIADORES
Os silenciadores podem ser divididos em dois
grupos: os do tipo reativo e o tipo dissipativo.
Os do tipo reativo são mais utilizados para
trabalhar com baixa freqüência, ou seja,
freqüências que estão na faixa de 50 a 200 Hz.
Esta é a razão pela qual este tipo de silenciador é
mais empregado em motores de combustão
interna, enquanto que o tipo dissipativo abrange
uma faixa maior de freqüência de 500 a 4 kHz.
Estes silenciadores são simples e constituem-se
de materiais, na sua parte interna, que absorvem
o som. Os materiais utilizados na absorção do
som devem ser designados de forma que tenham
um coeficiente de absorção compreendendo uma
faixa grande de freqüência e uma superfície lisa
para minimizar a perdas por atrito do fluxo de gás.
Este material também deve suportar aquecimento,
fogo e contaminantes existentes no gás. Na
maioria dos casos, os silenciadores são
confeccionados, combinando tanto o princípio
reativo quanto o dissipativo.
II.3. COMPARTIMENTOS
Os compartimentos (enclosures) são montados
envolvendo o equipamento que gera o ruído e/ou
isolando e também o operador e, desta forma,
trabalhando como uma cabine acústica para o
operador. Estes compartimentos são construídos
com materiais isolantes, dissipadores de som que
são montados a partir de módulos ou através do
jateamento do material sob forma de uma
espuma. Os que são montados a partir de
módulos têm a vantagem de possuir formas.
Quando fazemos esta opção, ampliam a área de
absorção do som e, conseqüentemente, melhora
a performance de atenuação do ruído.
Quanto à obsolescência tecnológica, os
dispositivos não sofreram grandes alterações. Em
determinadas aplicações, atualmente, além da
aplicação de novos materiais, verifica-se o
desenvolvimento de dispositivos eletrônicos que
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 411 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
são utilizados para emitirem pulsos defasados do
ruído original a fim de atenuá-lo.
III. MANUTENÇÃO CORRETIVA
Quanto às manutenções, os dispositivos anti-ruído
não as requerem com muita freqüência devido,
principalmente, à simplicidade destes
equipamentos. No entanto, vale lembrar que estes
sistemas trabalham, quando aplicados na
exaustão, normalmente com gases à alta
temperatura e, dependendo do tipo de
combustível pode ser encontrado uma fração de
de enxofre, principalmente, o que propiciará
condições para o desenvolvimento de corrosão.
As manutenções nos silenciadores consistem
reparos na estrutura metálica e remoção de
incrustações em determinados pontos do
silenciador, assim como pintura com tintas
especiais que suportam temperaturas superiores à
atmosférica.
IV. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
A vida útil econômica para estes sistemas
depende da aplicação e do regime de trabalho da
planta de geração. Normalmente, os atenuadores
de ar na entrada de uma turbina ou motor de
combustão trabalham sob condições mais
favoráveis que os que se encontram no sistema
de exaustão de gases.
Os sistemas que utilizam compartimentos feitos
com matérias isolantes vão perdendo algumas
características em função da ação do meio,
contato com a água, acúmulo de poeira, entre
outros.
No entanto, de forma geral, estes sistemas
possuem vida útil por volta de 30 anos.
REFERÊNCIAS
[1] Bines, J.E. Noise control in industry, USA 1978.
[2] GE Turbines State-of-the-art Technology
Seminar, agosto 1994.
[3] PS produtos e serviços, Revista junho 1999.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 412 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Sistema Auxiliar de Corrente Contínua
RESUMO
Os sistemas auxiliares de corrente contínua são
sistemas extremamente importantes e
necessários para a segurança e operação de
subestações e centrais elétricas, pois permitem
que as partes vitais de uma instalação continuem
funcionando mesmo com uma eventual falta de
energia no sistema principal. O sistema auxiliar
compõem-se principalmente de unidades
retificadoras e bancos de bateria. A unidade
retificadora é a parte mais importante de uma
fonte de corrente contínua. Ela é responsável pela
conversão da tensão CA da rede em tensão CC
através de uma ponte retificadora formada por
SCR´s. O controle do ângulo de condução dos
SCR´s permite a estabilização da tensão e
corrente de saída. Em condições normais, o
retificador alimenta as cargas CC e as baterias,
para manter a carga das mesmas. Na falha das
unidades retificadoras, as baterias são
responsáveis pela alimentação das cargas CC. As
baterias são compostas por uma associação em
série de vários acumuladores elétricos. Dentre os
vários tipos de baterias existentes, as alcalinas e
chumbo-ácidas são de longe as mais
empregadas. Para garantir uma vida útil mais
longa das baterias e do sistema auxiliar como um
todo, torna-se imprescindível a adoção de um
programa de manutenção preventiva aliada a um
projeto adequado de controle dos parâmetros de
operação das baterias. Considerando-se tais
aspectos, a vida útil econômica de um sistema
auxiliar de corrente contínua pode ser estimada
como sendo de 10 anos.
I. INTRODUÇÃO
A corrente contínua tem sido amplamente
empregada como força primeira ou de emergência
em todas as atividades que dependem de uma
fonte de energia, por ser mais econômica e
disponível. Em termos de viabilidade, muito tempo
decorrerá até que os acumuladores venham a ser
substituídos por outras fontes de energia estática
que proporcionem um desempenho seguro,
grande resistência mecânica e elevados valores
de corrente de descarga.
Os principais acumuladores recarregáveis que
surgiram foram os acumuladores de chumbo e
posteriormente os acumuladores alcalinos. Hoje,
os níveis de qualidade e desempenho atingidos,
são compatíveis com as mais rigorosas exigências
de segurança e confiabilidade.
A instalação de baterias em Centrais e
Subestações Elétricas tornou-se atualmente uma
prática generalizada e necessária para que as
partes vitais de uma instalação continuem
funcionando apesar de uma eventual falta de
energia no sistema principal. Sua aplicação é
justificada para melhor assegurar, entre outros, os
seguintes serviços:
• Operação dos equipamentos de proteção,
medição e comunicação;
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 413 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
• Comando do acionamento de disjuntores;
• Iluminação de segurança;
• Alimentação de lâmpadas de sinalização.
II. UNIDADE RETIFICADORA
II.1. CONCEITO BÁSICOS
A unidade retificadora é, sem dúvida nenhuma, a
parte mais importante de uma fonte de corrente
contínua. Comumente denominada de Retificador,
ou ainda de carregador, a unidade retificadora
(UR) é uma fonte de tensão contínua que
apresenta duas características básicas e
importantes:
• Estabilização de tensão;
• Limitação de corrente.
Além de alimentar os consumidores, a UR
alimenta também o conjunto de elementos de
bateria que é utilizado para suprir energia aos
consumidores nos casos de não funcionamento
do sistema formado pelos retificadores. A figura 1
apresenta o esquema de uma fonte CC com
redundância de retificadores que aumenta a
confiabilidade do sistema auxiliar.
Bateria
UR´s
+_
Barramento CC
Figura 1 – Fonte CC com Redundância
Os retificadores são projetados para trabalhar em
cinco condições distintas de tensão e corrente de
saída, relacionadas aos tipos de fornecimento da
corrente, para os seguintes regimes de operação
das baterias:
• Flutuação: regime de carga da bateria no
qual o fornecimento de corrente para o
consumidor é feito pelos retificadores. A
corrente consumida pela bateria (fornecida
pelos retificadores) é destinada a
compensar as perdas por autodescarga
dos elementos e a manter a caga completa
dos acumuladores.
• Carga Normal: regime de carga da bateria
no qual a mesma sofre pequenas
descargas intermitentes para alimentar os
consumidores quando a fonte CC formada
pelos retificadores torna-se inoperante. A
corrente consumida pela bateria é
destinada a recompletar a capacidade
perdida dos acumuladores, devolvendo-os
à condição de carga completa.
• Carga Especial: regime de carga da
bateria no qual a mesma sofre perda total
de sua capacidade nominal, devido ao
fornecimento contínuo de corrente ao
consumidor, por tempo prolongado, devido
à inoperância da fonte de CC. A corrente
consumida pela bateria se destina a
recuperação total da capacidade de cada
consumidor.
Para atender aos regimes de operação das
bateias, as UR´s são projetadas para operar em
uma das seguintes condições de funcionamento:
• Piloto com fornecimento de tensão para
flutuação;
• Piloto com fornecimento de tensão para
carga normal;
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 414 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
• Auxiliar com fornecimento de corrente
limitada em 50% da corrente nominal;
• Auxiliar com fornecimento de corrente
limitada em 100% da corrente nominal;
• Manual com fornecimento de tensão para
carga especial.
II.2. PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO
A finalidade principal da UR, em um sistema de
fontes de CC, é converter a tensão alternada da
fonte CA em tensão contínua, para alimentação
dos consumidores.
As possibilidades de se conseguir a tensão
retificada são as mais variadas possíveis. O
diagrama da figura 2 apresenta um exemplo de
uma unidade retificadora. Circuitos
deEntrada
PonteRetificadora
Filtrode
Saída
Regulaçãode
Controle
Proteçãoe
Alarme
Medição SinalizaçãoRemota
Local
Informação de Corrente
Informação de Tensão
Sobrecarga de Corrente
Informação Para Sinc.
Informação de Tensão
Informação ParaFalha de Fase
ENTRADA CA SAÍDA CC
Figura 2 – Diagrama em Blocos – UR
O princípio utilizado para a estabilização da
tensão e corrente de saída é baseado no controle
do ângulo de condução dos SCR´s da ponte
retificadora.
Cada estágio apresentado na figura 2 representa
um circuito com função específica no
funcionamento e controle da UR.
• Módulo de Circuitos de Entrada: reduz a
tensão CA de entrada para os valores
adequados de utilização da ponte
retificadora através de um transformador
de potência.
• Módulo de Ponte Retificadora: constitui-
se no elemento conversor de CA em CC. A
tensão CA do secundário do transformador
de entrada é aplicada a um circuito
retificador trifásico de onda completa,
formado por SCR´s, que têm o comando
do ângulo de condução feito pelo estágio
de regulação e controle.
• Módulo de Filtro de Saída: responsável
pela eliminação da ondulação da tensão
de saída do retificador. O tipo de filtro
normalmente empregado é constituído por
circuitos tipo RLC.
• Módulo de Regulação e Controle:
comanda o disparo dos SCR´s da ponte
retificadora de modo a manter as
características de tensão e corrente de
saída nas condições especificadas.
• Módulo de Proteção e Alarme: protege o
equipamento contra defeitos internos,
sobrecargas na saída e sobretensão na
entrada.
• Módulo de Sinalização: sinaliza as
informações que indicam normalidade ou
anormalidade do equipamento.
• Módulo de Medição: contemos
dispositivos indicadores de tensão e
corrente de saída da UR.
III. BATERIA DE ACUMULADORES
Os termos bateria de acumuladores ou
simplesmente bateria são usados na linguagem
técnica para definir uma associação em série de
vários acumuladores elétricos.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 415 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
III.1. CLASSIFICAÇÃO DE BATERIAS
A classificação das baterias é dada basicamente
pelo tipo de solução empregada para o
funcionamento dos seus acumuladores, sendo as
principais:
• Baterias alcalinas;
• Baterias ácidas.
As baterias podem ser classificadas também
quanto à sua função. Para as aplicações em
centrais e subestações elétricas são utilizadas as
baterias estacionárias.
III.2. O ACUMULADOR PRÁTICO
O acumulador elétrico apresenta na sua estrutura
três partes essenciais:
• Os eletrodos, onde se produzem as
reações químicas;
• O eletrólito, que é a solução reagente e
que constitui o meio condutor das cargas
elétricas no interior do acumulador;
• O vaso recipiente, que abriga os eletrodos
e o eletrólito.
III.3. CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS
A seguir, são apresentadas algumas definições
básicas das características elétricas das baterias.
III.3.1. Capacidade
A capacidade da bateria é a quantidade de
eletricidade que a mesma é capaz de fornecer, em
regime de descarga, permanecendo a variação de
sua força eletromotriz dentro de limites
especificados. Este parâmetro é expresso em Ah
(ampère-hora), indicando a corrente que a bateria
pode fornecer continuamente durante o número
de horas estabelecido para a descarga. Por
exemplo, uma bateria com capacidade nominal de
200 Ah em um regime de descarga de 10 horas
pode fornecer 20 A, continuamente, durante este
período, atingindo no final deste tempo a tensão
indicada pelo fabricante.
III.3.2. Tempo de Descarga
O tempo de descarga representa o período dado
pelo fabricante para a bateria atingir a tensão final
de descarga, em um determinado regime de
corrente de descarga. Assim, para a mesma
bateria de capacidade nominal de 200 Ah, a
tensão final de descarga pode ser atingida em 5
horas para uma corrente de 40 A, ou em 20 horas
para uma corrente de 10 A.
III.3.3. Tensão Final de Descarga
À medida que a bateria se descarrega, a tensão
nos seus terminais cai lentamente no início, e
rapidamente no fim da descarga.
A tensão final de descarga define o valor limite da
força eletromotriz da bateria, permitido durante o
fornecimento de corrente ao circuito externo, que
garante o processo de reversibilidade da bateria.
III.3.4. Tensão Nominal
A tensão nominal da bateria é a diferença de
potencial entre seus terminais, em circuito aberto.
III.3.5. Tensão Final de Carga
A tensão final de carga representa o valor máximo
de tensão alcançado nos terminais da bateria
quando a mesma recebe energia CC, no processo
de carga, para readquirir sua capacidade total
perdida na descarga.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 416 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
III.3.6. Tensão de Flutuação
A tensão de flutuação representa o valor de
tensão necessário para que a bateria se
mantenha sempre carregada.
Quanto menor a tensão de flutuação, maior será a
vida útil da bateria e maior o tempo necessário
para carga, porém maior será a possibilidade de
não se carregar. Portanto, de acordo com a faixa
indicada pelo fabricante, deve-se escolher um
valor de tensão ideal.
III.3.7. Carga
A carga das baterias tem por finalidade restituir a
capacidade de fornecimento de corrente dos seus
acumuladores. Conforme apresentado no item
II.1, os tipos de carga usados para as baterias
são:
• Carga de flutuação;
• Carga normal;
• Carga especial.
III.3.8. Tensão de Gaseificação
No processo de carga da bateria, paralelamente
ao aumento de cargas, ocorre o acréscimo da
tensão nos acumuladores, que passa da condição
de valor final de descarga para a condição de
valor final de carga. A formação de gases no
interior do eletrólito alcança o seu valor máximo
para um valor de tensão bem característico, típico
para cada acumulador, denominado de tensão de
gaseificação. Estes gases, normalmente uma
mistura de hidrogênio e oxigênio, são resultantes
principalmente da eletrólise da água do eletrólito,
e as quantidades formadas dependem da
intensidade de corrente da carga utilizada.
Por ser uma mistura altamente explosiva, uma das
precauções que deve ser tomada durante a carga
da bateria é a retirada dos gases do
compartimento onde ela está instalada. Isto requer
um sistema de ventilação adequado, podendo ser
natural ou mecânico com auxílio de exaustores.
Outra precaução é evitar que estes gases
cheguem até os equipamentos da instalação,
principalmente nos casos das baterias ácidas,
devido ao perigo de corrosão.
III.4. TIPOS DE ACUMULADORES
Os principais processos reversíveis que ocorrem
em um acumulador variam com os materiais
ativos aplicados na sua construção.
Os acumuladores denominados chumbo-ácido
possuem material ativo formado por óxidos de
chumbo imerso em uma solução aquosa de ácido
sulfúrico. O processo de carga/descarga é dado
pela reação química abaixo:
Pb O 2 + Pb + 2H2SO 4 PbSO 4 + PbSO 4 + 2H2Odescarga
carga
No estado de carga, as placas contêm óxidos de
chumbo imersos em solução de ácido sulfúrico.
Na descarga, o íon sulfato do eletrólito reage com
o chumbo das placas, formando sobre elas uma
camada de sulfato.
Os acumuladores alcalinos têm como material
ativo o hidróxido de níquel e o óxido de cádmio, e
como eletrólito uma solução alcalina de hidróxido
de potássio com a adição de hidróxido de lítio em
água destilada. A reação química de
carga/descarga é dada por:
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 417 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
2NiO(OH) + Cd + 2H2O 2Ni(OH)2 + Cd(OH)2descarga
carga
A solução de hidróxido de potássio como eletrólito
não entra no processo eletroquímico, agindo
apenas como um condutor extremamente eficiente
para os ânions e cátions durante a reação.
No caso de acumuladores níquel-ferro, a única
diferença é a substituição do cádmio pelo ferro. O
princípio permanece o mesmo.
III.5. COMPARAÇÃO ENTRE OS TIPOS
Além dos aspectos técnicos e econômicos, outros
aspectos deverão ser considerados quando de
uma análise comparativa entre os tipos de
baterias.
III.5.1. Facilidade de Verificação do Estado de Carga
Nas baterias chumbo-ácidas, o estado de carga é
proporcional à densidade do eletrólito, para uma
determinada temperatura.
Nas baterias alcalinas, a densidade do eletrólito é
praticamente constante para qualquer estado de
carga.
Portanto, nas baterias chumbo-ácidas, pode-se
determinar satisfatoriamente o estado de carga
através da medição da densidade do eletrólito, o
que não ocorre com as baterias alcalinas.
III.5.2. Autodescarga
A taxa de autodescarga é diretamente ligada ao
princípio de funcionamento da bateria. Enquanto a
taxa de autodescarga das baterias chumbo-ácidas
é da ordem de 1,0% ao dia, a taxa das baterias
alcalinas situa-se entre 0,1 e 0,2% ao dia.
III.5.3. Formação de Gases Corrosivos e Explosivos
Ambos os tipos de bateria formam hidrogênio, o
que exige cuidados especiais na sua instalação e
operação. As baterias chumbo-ácidas, em
especial, desprendem gases corrosivos, o que
restringe sua instalação em salas que contenham
outros equipamentos sujeitos à corrosão. A
instalação em sistemas blindados é
desaconselhável também.
III.5.4. Influência da Temperatura
A temperatura tem influência direta na capacidade
em Ah das baterias, provocando inclusive uma
diminuição permanente da sua capacidade caso
seja usada constantemente ou por tempo
prolongado em temperaturas elevadas.
Portanto, a temperatura é um fator importante que
deve ser levado em conta nas instalações, pois
reduz a vida útil das baterias.
III.5.5. Necessidade de Troca de Eletrólito
Nas baterias alcalinas, o hidróxido empregado
como eletrólito não é estável, e em contato com o
ar absorve CO2, formando carbonato de potássio
que, atingindo os limites estipulados na
recomendação de manutenção, torna necessária
uma substituição.
Nas baterias chumbo-ácidas, a troca do eletrólito
deve ser processada quando o mesmo estiver
sujo ou contaminado com elementos prejudiciais.
III.5.6. Comportamento com Relação a Cargas e
Descargas
• Cargas Insuficientes: Em ambas as
baterias, cargas insuficientes provocam a
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 418 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
perda da capacidade, o que é intolerável
para a segurança do sistema.
• Cargas em Excesso: Correntes de carga
em excesso podem provocar uma
destruição prematura das placas nas
bateias chumbo-ácidas, ou em trocas mais
freqüentes do eletrólito nas baterias
alcalinas devido a um aumento no índice
de carbonato de potássio.
• Tempo de Carga: As baterias alcalinas,
comparadas com as chumbo-ácidas,
podem ser carregadas com correntes
maiores, reduzindo assim, o tempo de
carga.
• Altas Correntes de Descarga: O eletrólito
desempenha papel diferente para os dois
tipos de baterias quando correntes de
descarga altas são exigidas. Nas baterias
chumbo-ácidas, o eletrólito influi
diretamente no comportamento durante a
descarga, podendo resultar em
empenamento das placas e perdas de
massa ativa, reduzindo significativamente
sua vida útil. Já nas baterias alcalinas, o
eletrólito é mero condutor iônico, não
provocando danos à bateria.
• Curto-Circuito Interno: A possibilidade de
ocorrer um curto-circuito interno nas
baterias do tipo chumbo-ácidas é causada
pela formação de cristais que podem
perfurar os separadores. Nas baterias
alcalinas não ocorre este fenômeno.
• Ciclo de Descarga: O ciclo de descarga
de uma bateria instalada em subestações
pode ser bastante variado. Para o mesmo
ciclo de descarga com picos elevados de
corrente, a bateria alcalina pode ser
dimensionada para um valor
substancialmente mais baixo que a bateria
chumbo-ácida, podendo atingir até a
metade do valor exigido por uma bateria
chumbo-ácida. Já para os ciclos de
descarga em que não há picos de
corrente, mas uma solicitação constante, a
diferença citada anteriormente torna-se
irrelevante.
• Custo de Manutenção: De acordo com
dados das empresas, o custo de
manutenção das baterias alcalinas é
inferior ao das baterias chumbo-ácidas.
• Peso e Volume: Conforme mostrado
acima, para ciclos de descarga em que há
picos de alta intensidade durante certos
instantes, as baterias alcalinas requerem
capacidades menores. Portanto, as
dimensões e pesos serão menores que o
das baterias chumbo-ácidas.
IV. MANUTENÇÃO PREVENTIVA
A manutenção preventiva das UR´s se caracteriza
pelas verificações, medidas e ajustes periódicos
dos parâmetros indicadores da condição de
desempenho do equipamento, como:
• Inspeção visual para verificação de mau
contato e oxidação;
• Limpeza interna;
• Testes de operação, de confiabilidade e de
desempenho;
• Ajustes dos sensores de flutuação, de
caga nominal, auxiliar e de carga especial.
Para as baterias, de uma forma geral, a
manutenção preventiva tem por objetivo o controle
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 419 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
do desempenho da bateria através das seguintes
atividades:
• Correção do nível do eletrólito;
• Correção da densidade do eletrólito;
• Correção dos valores da tensão de carga;
• Verificação da capacidade;
• Verificação das condições de impurezas
do eletrólito;
• Verificação das perdas por corrente de
fuga.
Os valores dos parâmetros de verificação e os
materiais usados para correção dependem do tipo
de bateria utilizada.
V. MANUTENÇÃO CORRETIVA
Para a eliminação de defeitos ou execução de
ajustes nos retificadores, o técnico responsável
pela manutenção do equipamento deve dispor de
conhecimentos técnicos e recursos instrumental
condizente com a tecnologia empregada para os
circuitos eletrônicos da UR.
Os acumuladores podem ser recuperados em
qualquer uma das partes de sua estrutura –
eletrodo, eletrólito e recipiente. A recuperação dos
vasos ou placas dos eletrodos requer material e
ferramental típicos e que são disponíveis apenas
pelos fabricantes ou firmas especializadas na
recuperação de acumuladores.
Para se efetuar a troca do eletrólito, os
procedimentos operacionais recomendados pelos
fabricantes devem ser estritamente obedecidos.
Normalmente a seqüência seguida é:
• Descarga da bateria até a tensão final de
descarga;
• Retirada total do eletrólito do acumulador;
• Lavagem interna do acumulador com água
limpa;
• Preenchimento dos vasos com novo
eletrólito.
VI. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
Apesar dos retificadores representarem a parte
mais importante de uma fonte de corrente
contínua, a possibilidade de redundância aumenta
consideravelmente a confiabilidade do sistema de
modo que a manutenção de uma unidade não
implica na inoperância do sistema auxiliar de CC.
Por outro lado, as baterias constituem um ponto
crítico também, pois na ausência da fonte CA para
alimentar os retificadores, a responsabilidade de
suprir as cargas CC é das baterias. Se houver
uma falha nas baterias, de nada ainda o sistema
auxiliar. Além disso, o custo elevado dos bancos
de baterias responde por quase todo o custo do
sistema auxiliar de CC Dessa forma, a adoção de
um programa de manutenção preventiva aliada a
um projeto adequado de controle dos parâmetros
de operação apresentados no texto é vital para
garantir uma vida útil mais longa das baterias e
conseqüentemente do sistema auxiliar como um
todo.
Apesar das diferenças construtivas existentes
entre os diversos tipos de baterias, dentre os tipos
normalmente mais empregados deve-se exigir
uma vida útil garantida de fábrica de pelo menos
10 anos.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 420 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Portanto, a vida útil econômica de um sistema
auxiliar de corrente contínua pode ser estimada
como sendo de 10 anos.
REFERÊNCIAS
[1] Silva, A.F., Barradas, O.C.M.
“Telecomunicações: Sistemas de Energia”. Rio de
Janeiro. Livros Técnicos e Científicos. Embratel,
1980.
[2] Curi, M.A., Negrisoli, M.E.M. “Subestações”.
Escola Federal de Engenharia de Itajubá.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 421 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Sistema de Água de Circulação
RESUMO
O Sistema de Água de Circulação é o nome dado
ao sistema que, numa Central Térmica, supre
água de resfriamento para os condensadores com
a finalidade de promover a condensação do vapor
na exaustão da turbina de baixa pressão. Como a
quantidade de energia rejeitada nos
condensadores de uma Usina Térmica é muito
grande, cerca de 33% da energia total dos
Geradores de Vapor, necessita-se de uma grande
quantidade de água para efetuar este
resfriamento. Este é um dos maiores requisitos de
uma Usina Térmica: muita água de resfriamento.
Esta água poderá vir do mar, de um rio, lago ou
mesmo de um circuito fechado com torres de
resfriamento. As bombas normalmente são do tipo
coluna vertical e, por isso, requerem que se tenha
em todas as condições de operação um mínimo
de submersão do impelidor. As instalações são
executadas de maneira a se manter o nível
mínimo a todo tempo independente das estações
do ano. Estas bombas, normalmente, têm uma
pressão de descarga pequena, pois a coluna
d’água a vencer é pequena, porém um grande
fluxo. A garantia da água limpa na sua sucção é
dada por sistemas auxiliares, tais como grades
fixas e telas rotativas. Normalmente, este sistema
serve também como fonte fria para o resfriamento
de todos os equipamentos do edifício da turbina, o
que poderá ser feito através de um ou mais
sistemas de refrigeração. Ele não é um sistema de
segurança, mas é fundamental para a
confiabilidade da usina. Sem ele, é impossível ter
a operação da usina. Este sistema trabalha com
grandes bombas, o que requer grandes motores
elétricos com sistemas especiais de refrigeração e
grandes válvulas onde, normalmente, aparecem
os problemas de manutenção. Se considerarmos
o uso da água do mar como fonte fria, os
problemas são maiores em virtude da atmosfera
agressiva, além dos problemas de incrustações
oriundos de animais marinhos. A experiência
mostra que 20 anos é um tempo médio alcançado
de vida útil.
I. FUNÇÕES DO SISTEMA
O sistema tem como função principal suprir o meio
refrigerante para os condensadores principais e
para os trocadores de calor do Sistema do Edifício
da Turbina.
II. DESCRIÇÃO DO SISTEMA
As bombas de água de circulação, que podem ser
duas, três, quatro ou mais, em função da
capacidade da planta, estão instaladas em poços
individuais na tomada d’água, succionando água
da baía, rio, lago ou outros. Elas enviam para os
condensadores principais no Edifício da Turbina
e, daí, para o Túnel ou Canal de Descarga que,
normalmente se tratando de um rio, irá para
jusante da Tomada D’água. Sendo lago ou mar,
esta descarga dar-se-á numa posição que não
venha causar nenhuma influência na temperatura
da Tomada D’água. No caso específico da Central
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 422 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Nuclear de Angra, a Tomada D’água é feita na
Praia de Itaorna, e a Descarga é feita na Enseada
de Piraquara, numa outra baía.
O arranjo com relação ao número de
equipamentos de limpeza é função da capacidade
destes equipamentos e das Bombas de Água de
Circulação, o que pode dar origem a vários canais
de entrada ou, simplesmente, um para cada
Bomba de Água de Circulação.
Em cada canal, normalmente existem duas
comportas, uma grade fixa e uma tela rotativa. Se
for mais de um canal por bomba, eles se
interligam após a tela para formar o poço de
sucção daquela bomba.
Como já foi dito anteriormente, a bomba está
hidraulicamente pronta para partir a qualquer
tempo, não sendo necessário escorvá-la, porque a
sucção trabalha mergulhada.
Cada bomba é equipada com uma válvula em sua
descarga.
As telas rotativas, cuja função é remover os
resíduos sólidos que tenham passado pela grade
fixa, são normalmente instaladas em poços
individuais na sucção das bombas e têm
acionamento através de motores elétricos
conectados a um sistema de corrente e rodas
dentadas. As bombas de água de lavagem das
telas succionam do poço das Bombas de Água de
Circulação e enviam água aos bicos ejetores onde
a tela em movimento é limpa por jatos de água. O
sistema de lavagem opera normalmente em
automático, podendo ser acionado manualmente
do local.
Como usualmente se tratam de grandes Bombas
de Água de Circulação, estas requerem um
sistema de resfriamento dos mancais da bomba e
do motor. A fonte de alimentação de água para
estes resfriamentos poderá ser a própria tomada
d’água ou alguma alimentação de água potável.
Sendo a fonte a própria tomada d’água, devem
ser previstos filtro ou equipamento especial para
evitar o arraste de areia. Estes sistemas são
importantes para a operação do conjunto bomba e
motor e, portanto, devem ser sistemas de alta
confiabilidade, pois poderão tirar a unidade da
linha a simples perda de uma pequena bomba
destas.
Este sistema tem as seguintes finalidades:
• Lubrificação e resfriamento dos mancais
do motor;
• Lubrificação e resfriamento dos mancais
do eixo da bomba.
A descarga das Bombas de Água de circulação
vai para o túnel de entrada de água de circulação
ou canal e, daí, para o Condensador Principal.
A água de circulação flui através dos tubos do
Condensador, diretamente da caixa d’água de
entrada para a caixa de saída e, daí, para o rio,
mar, lago ou outros, através do túnel ou canal de
descarga de água de circulação.
O fluxo de água é feito em sentidos opostos nas
caixas d’água, de maneira a uniformizar a
temperatura ao longo do seu trajeto.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 423 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Os Condensadores são os maiores equipamentos
do sistema, sendo, na parte da água de
circulação, separadas caixas, com válvulas
motorizadas na entrada e na saída.
As válvulas são, normalmente, acionadas por
volante, manual ou elétricas. As válvulas de
entrada operam totalmente abertas, e as de saída
são moduladas de acordo com a corrente nominal
das Bombas de Água de Circulação, sempre com
o cuidado de as bombas trabalharem dentro da
sua curva ótima de operação.
As caixas de água do Condensador e os
Trocadores de Calor dos Sistemas de
Refrigeração dos Equipamentos do Edifício da
Turbina possuem um sistema de escova de ar e
gases não condensáveis. Esta escorva garante o
efeito sifão na saída do Condensador e evita que
seja reduzida a área de troca de calor devido à
presença de ar nas fileiras superiores dos tubos,
aumentando a eficiência do condensador e
reduzindo a amperagem na bomba de água de
circulação.
O ar e gases, no topo das caixas de entrada dos
Condensadores e nas caixas dos Trocadores de
Calor dos Sistemas de Resfriamento dos
Equipamentos do Edifício da Turbina, são
aspirados por bombas de vácuo.
O comando das Bombas de Água de Circulação,
suas válvulas de descarga, Bombas de Água de
Lubrificação dos mancais e das Bombas de
Escova das Caixas D’água do Condensador
encontram-se na sala de controle.
O Condensador, as Turbinas e as estruturas
metálicas da tomada d’água são, normalmente,
protegidos contra corrosão galvânica através de
sistemas de proteção catódica.
III. DESCRIÇÀO DOS EQUIPAMENTOS
Características típicas dos equipamentos para
uma Usina de 650 MWe.
III.1. BOMBAS DE ÁGUA DE CIRCULAÇÃO (2
BOMBAS)
Características
Tipo: Centrífuga Vertical
Pressão de Projeto: 0,785 kg/cm2
NPSH requerido: 0,754 kg/cm2
Vazão: 1968 ton/h
III.2. BOMBAS DE ÁGUA DE REFRIGERAÇÃO DOS
MANCAIS (2 BOMBAS)
Características
Tipo: Centrífuga Vertical
Pressão de Projeto: 5,9 kg/cm2
Vazão: 128,7 1pm
III.3. BOMBAS DE ÁGUA DE LAVAGEM DAS TELAS
(4 BOMBAS)
Características
Tipo: Centrífuga Vertical
Pressão de Projeto: 7,0 kg/cm2
Vazão: 4163 1pm
III.4 BOMBAS DE VÁCUO DAS CAIXAS D’ÁGUA DO
CONDENSADOR E TC’S (2 BOMBAS)
Características
Tipo: Centrífuga com líquido
Pressão de sucção: 24,13 cm Hg
Vazão: 15.600 1pm (156 m3 / min.)
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 424 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Normalmente, estas bombas são do tipo líquido
compressante que, além de funcionar como o
líquido que arrastam os gases, ainda refrigeram a
bomba.
IV. INSTRUMENTAÇÃO
IV.1. CONTROLE DAS TELAS ROTATIVAS
Com um diferencial de pressão ou um diferencial
de nível pré estabelecido, em alguma tela, parte a
bomba de lavagem das telas que estiver em auto,
e abre a válvula de admissão de água de lavagem
das telas. Com a pressão de água, parte a tela
rotativa, fazendo-a girar até completar, no mínimo,
1 1/3 de volta. Este giro mínimo é conseguido
através de um temporizador. Se durante este
tempo, o ∆P ou ∆L, que originou a partida do
sistema, não cair para a tela, ela continuará
girando até este valor ser atingido, quando então
será desligada a bomba de água de lavagem,
fechará a válvula de admissão e, por conseguinte,
a tela rotativa será desligada.
Este circuito de controle também pode ser
acionado por um programador de tempo ajustado
para cada perímetro de 8 horas, mesmo que o ∆P
não tenha sido atingido, assim como, pela partida
manual local.
Normalmente, estas telas rotativas têm uma chave
seletora de passo manual (adiante ou reverso),
que permite a sua partida, independentemente da
partida da bomba de água de lavagem, a fim de
se soltar a tela, caso esta fique presa ou durante
os serviços de manutenção.
VI.2 BOMBAS DE VÁCUO
Para eliminar a necessidade de operação
contínua destas bombas é adicionado ao sistema
um tanque de controle de pressão, que controla a
operação das bombas. A bomba em operação
retira o ar do tanque reduzindo sua pressão até
~60cm Hg abs. (~8.265mm H2O), quando então é
desligada automaticamente pelo sinal de um
pressostato. Então o ar flui da caixa d’água do
condensador e dos resfriados do Edifício da
Turbina para o tanque de controle, aumentando
sua pressão até atingir ~53cm Hg abs. (~7.220mm
H2O), quando então a bomba é ligada
automaticamente pelo pressostato.
IV.3 INTERTRAVAMENTOS
Há intertravamentos ligados a quase todos os
equipamentos que compõem este sistema, sendo
dois deles relacionados com o circuito de partida
das Bombas de Circulação que são muito
importantes em função dos equipamentos que
estão envolvidos. São eles:
• Fluxo mínimo de água de lubrificação dos
mancais, garantido, assim, fluxo adequado
para os mancais da bomba;
• A bomba só liga após 20 segundos de
acionamento da chave de comando. Este
tempo é para possibilitar uma abertura
adequada da válvula de descarga.
V. OPERAÇÃO
O Sistema de Água de Circulação não perfaz
nenhuma função de segurança numa Usina
Nuclear, mas é fundamental para a operação da
usina. A operação da planta não é possível sem
que este sistema esteje em operação. Assim, sua
partida ocorre exatamente quando iniciamos os
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 425 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
preparativos para partida da usina. Como o
sistema é composto por várias bombas, à medida
que aumenta a carga térmica no Edifício da
Turbina e no Condensador, novas bombas vão
sendo coladas em operação.
VI. MANUTENÇÃO PREDITIVA
A exemplo do sistema de segurança, por ser o
Sistema de Água de Circulação essencial na
manutenção da confiabilidade da usina, há um
programa de inspeções periódicas, além de
praticamente todos os seus equipamentos
pertencerem ao programa de manutenção
preditiva onde são monitorados vibrações das
bombas.
VII. MANUTENÇÃO CORRETIVA
As manutenções corretivas mais comuns no
Sistema de Água de Circulação são nas válvulas
das caixas dos Condensadores, nas válvulas dos
Trocadores de Calor do Sistema de Resfriamento
do Edifício da Turbina, no Trocador de Calor do
Edifício da Turbina e no Condensador. Nas usinas
que usam a água do mar como fonte fria, o nível
de manutenção nos Trocadores de Calor e
Condensador é muito maior.
A água do mar tem um outro agravante que é o
incrustamento de organismos vivos (cracas) nas
paredes dos sistemas, metálicas ou de concreto,
principalmente nos pontos de baixo fluxo. Estas
inscrustações diminuem o fluxo e, sendo nas
paredes do condensador, diminuem a troca de
calor.
Manutenções nestes sistemas para retirar cracas
vão constituir em uma operação bastante
complicada e demorada.
Um meio de se evitarem estas incrustações é
adicionando cloro na água de circulação. Além
deste produto químico ser prejudicial para o meio
ambiente quando usado em excesso, é um
acelerador dos processos corrosivos.
VIII. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
A vida útil do Sistema de Água de Circulação é
bastante comprometida quando a água de
refrigeração é a água do mar. Um exemplo está
na Usina de Angra 1, onde todos os tubos do
Condensador foram trocados com pouco mais de
10 anos de operação.
Embora a maioria dos equipamentos estejam
protegidos por sistemas de proteção catódica, o
nível de corrosão é elevado.
Com base na pior condição, que seria o uso da
água do mar, a experiência mostra que a vida útil
dos principais componentes do Sistema de Água
de Circulação não é maior do que 20 anos.
REFERÊNCIAS
CFOL - Curso de Formação de Operador
Licenciado da Central Nuclear de Angra dos Reis
– Eletronuclear AS
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 426 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Sistema de Alimentação de Energia
RESUMO
O Sistema de Alimentação de Energia de uma
Usina Nuclear por motivos de segurança tem que
ter no mínimo duas fontes externas
independentes. Normalmente uma das fontes
externas é o próprio sistema por onde é
distribuída a energia gerada, sendo que a
segunda fonte deve ser totalmente independente.
Uma das peculiaridades de uma Usina Térmica
seja ela Convencional ou Nuclear é que a mesma
não consegue partir sem que tenha uma fonte de
alimentação externa em função do grande número
de equipamentos necessários para operação da
planta. No caso da Usina Nuclear a situação é
ainda mais crítica, pois tem que se ter além das
fontes externas, fontes internas de alta
confiabilidade, para numa condição de blackout
total, garantir o suprimento de energia elétrica
para os equipamentos de segurança, que irão
fazer um desligamento seguro da planta e a
manutenção do resfriamento do calor residual do
Reator Nuclear. Os Sistemas de Controle e
Proteção de uma usina nuclear são baseados em
alguns critérios como redundância, independência
e diversificação e desta maneira toda a
instrumentação está dividida em normalmente
quatro trens, com quatro sistemas de alimentação
elétrica independentes. A proteção normalmente
atua baseado numa lógica de dois de quatro
sinais, ou seja, é necessário que tenha pelo
menos duas das quatro indicações atingindo o
nível de proteção para que haja atuação.
Considerando os sistemas da planta,
normalmente tem-se dois conjuntos, onde apenas
um deles é capaz de desempenhar 100% da
função programada, e desta maneira cada um dos
sistemas é alimentado por um trem. Como
Sistemas de Alimentação de Energia podem ter os
mais variados arranjos, e que no caso especifico
das Usinas Nucleares de Angra 1 e Angra 2 elas
são de capacidades totalmente diferentes com
arranjos diferentes, optam-se por descrever o
sistema para a Usina Nuclear de Angra 1. Embora
o arranjo para Angra 2 seja totalmente diferente, a
filosofia da proteção e dos controles é
praticamente a mesma. Em termos de vida útil, a
experiência tem mostrado que os geradores
Diesel de emergência não ultrapassa 20 anos,
sendo que no momento, no caso de Angra 1, já
foram instalados dois novos geradores Diesel. Os
inversores e carregadores de baterias, pela
experiência adquirida em Angra 1, tem vida útil de
20 anos, enquanto que os disjuntores em geral
têm vida útil de 25 anos. Desta maneira, o
Sistema de alimentação de Energia, pode ser
considerado com uma vida útil de 20 anos.
I. FUNÇÕES DO SISTEMA
São as seguintes as funções do Sistema de
Alimentação de Energia de uma Usina Nuclear:
• Suprir todas as cargas da Usina com
energia externa, que poderá ser de
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 427 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
qualquer uma das duas fontes. Para a
Central Nuclear de Angra uma fonte é o
próprio Sistema de 500 KV por onde é
transmitida a energia gerada nas usinas e
a Segunda fonte é oriunda do Sistema de
138 KV que está ligada ao sistema de
transmissão do Grande Rio;
• Suprir os Serviços Auxiliares da Usina;
• Suprir os Sistema de Controle, Supervisão
e Proteção da Usina;
• Suprir os Serviços Auxiliares de
Emergência em condições de perda de
toda a alimentação externa.
II. DESCRIÇÃO DO SISTEMA
Os critérios adotados no projeto do sistema de
suprimento de energia elétrica são baseados nas
potências nominais e nos níveis de tensão
utilizados pelos diversos equipamentos e
componentes instalados na Usina.
II.1. SISTEMA DE SUPRIMENTO DE ENERGIA DE
500 KV
A Subestação de 500 KV em Itaorna onde estão
ligadas as duas máquinas de Angra 1 e Angra 2,
está interligada com as SE’s de Cachoeira
Paulista, Adrianópolis e Grajaú, através de três
linhas de 500 KV.
O arranjo da SE é em anel e permite que:
• Uma das linhas seja isolada em casos de
faltas ou manutenções, sem afetar o modo
de operação das Usinas;
• Qualquer das Usinas quando ligada, pode
alimentar suas próprias cargas, mesmo se
todas as linhas e a outra unidade
estiverem isoladas;
• Cada Usina pode suprir ou ser suprida por
uma ou ambas as linhas de transmissão;
• As Usinas podem ser isoladas sem
prejudicar as interligações entre as linhas
de 500 KV.
II.2. SISTEMA DE SUPRIMENTO DE ENERGIA DE
138 KV
A Subestação de 138 KV de Itaorna é suprida por
meio de três linhas de transmissão em 138 KV,
todas interligadas à Subestação da usina de
Santa Cruz. A Subestação de 138 KV alimenta
através de cabos subterrâneos os
Transformadores Auxiliares que poderão alimentar
todo o Sistema de Distribuição Elétrico, tanto de
Angra 1 quanto Angra 2.
O arranjo, em barramento duplo possibilita a
interligação e permite que seja realizada a
manutenção em um deles sem prejuízo do
suprimento de energia.
Pelo mesmo motivo, uma linha de 138KV pode ser
isolada para manutenção sem prejuízo do
suprimento de energia.
Os cabos monofásicos subterrâneos que
alimentam os Transformadores Auxiliares são em
número de quatro, sendo um deles reserva.
II.3. SISTEMA DE GERAÇÃO
O Gerador Principal de Angra 1 tem a potência
nominal de 760 MVA (Angra 2, 1458 MVA) e
tensão nominal de 19 KV.
A interligação do Gerador Principal com o
Transformador Principal é feita no interior de
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 428 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
dutos, por meio de três barramentos isolados aos
quais estão incorporados uma Chave de Abertura
em Carga de formato tubular.
Desta interligação, após a Chave de Abertura em
Carga, sai uma derivação para o Transformador
Auxiliar.
Durante a partida da unidade a Chave de Abertura
em Carga é fechada quando são alcançadas as
condições de sincronismo.
A mesma Chave de Abertura em Carga é aberta
quando da atuação da proteção de potência
inversa ou outra proteção do Gerador, mantendo
assim o suprimento do Transformador Auxiliar e
todas as cargas das Barras de Serviço.
Estando a unidade sincronizada e caso ocorra o
desligamento total do Sistema de 500 KV, por
perturbações no Sistema Elétrico, o Turbo-
Gerador continuará suprindo as cargas do
Transformador Auxiliar (consumo próprio).
II.4. TRANSFORMADOR PRINCIPAL
Eleva a tensão do suprimento de energia quando
a usina está gerando, para nível compatível com a
tensão do Sistema de 500 KV (19/500 KV).
Quando a usina não está gerando, a função deste
transformador é abaixar a tensão de suprimento
do Sistema de 500 KV para o nível de tensão
utilizado no primário do Transformador Auxiliar 19
KV (500/25 KV).
Este Transformador é equipado no lado de alta
com um comutador automático em carga,
objetivando manter as tensões mais estáveis e
próximas à nominal.
II.5. TRANSFORMADORES AUXILIARES
Um deles reduz a tensão de suprimento de 138
KV para 4.160 V, nível de tensão compatível com
a tensão das Barras do Sistema de Distribuição
Elétrica da usina.
O outro Transformador reduz a tensão de
suprimento de 19 KV para 4.160 V.
Os Transformadores possuem dois enrolamentos
secundários, cada um supre duas Barras de
4.160V, uma de Serviço e outra de Segurança.
Esta montagem permite que o transformador
continue operando com o outro enrolamento em
caso de falta ou falha em uma das barras.
II.6. SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO ELÉTRICA
Os critérios adotados no projeto do Sistema de
Distribuição Elétrico são baseados nas potências
nominais e nos níveis de tensão utilizados pelos
diversos equipamentos e componentes instalados
na Usina.
As fontes de alimentação do Sistema de
Distribuição Elétrico, como já foi mencionado são
dois Transformadores Auxiliares, um deles vindo
da SE de 138 KV e outro da SE de 500 KV ou do
Turbo-Gerador. Cada um destes transformadores
tem dois enrolamentos no secundário.
O Sistema de Distribuição Elétrico é composto por
quatro barras de 4.160 V, duas delas
denominadas Barras de Segurança e as outras
duas Barras de Serviço.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 429 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
As duas Barras de Segurança podem ser
alimentadas tanto pelo Transformador Auxiliar via
138KV quanto pelo Transformador Auxiliar via
500KV. Cada barra é alimentada por um
enrolamento do secundário dos Transformadores
Auxiliares.
O arranjo para as Barras de Serviço é exatamente
o mesmo. Assim, todas as quatro barras de 4,16
KV podem ser alimentadas tanto via 138 KV
quanto via 500 KV ou Turbo-Gerador.
Nas Barras de Segurança estão acoplados todos
os equipamentos pertencentes aos sistemas de
segurança da usina, sistemas estes, que
garantem uma parada segura da planta e sua
manutenção nesta condição.
Nas Barras de Serviço estão todas as cargas
necessárias para a operação normal da planta,
como as Bombas de Refrigeração do Reator,
Bombas de Condensado, Bombas de Água de
Alimentação, entre outros.
Com base neste arranjo, as Barras de Segurança
ficam normalmente alimentadas via 138 KV e as
de Barras de Serviço ficam normalmente
alimentadas via 500 KV, ou seja, se ocorrer um
desarme da unidade com perda inclusive da SE
de 500 KV não haverá problema, pois as cargas
nas Barras de Serviço já não mais serão
necessárias com a unidade desarmada.
As duas Barras de Segurança podem ainda serem
alimentadas por dois Geradores Diesel de 3,5 MW
cada um, cuja partida, se dá sem nenhum auxílio
externo.
As Barras de 4.160V alimentam Transformadores
de 4.160/480V que alimentam Barras de 48OV,
onde estão dependurados vários motores e uma
grande quantidade de CCM’s de 480V.
As Barras de 480V ligadas as Barras de
Segurança são também de Segurança, da mesma
maneira que os CCM’s a elas conectadas
alimentam cargas de segurança.
Carregadores de Baterias alimentados em 480V
alimentam barras de 120 VCC. Em cada uma das
Barras de 120 VCC há um Banco de Baterias que
fica normalmente flutuando na barra. Nestas
Barras de 120VCC estão conectados a iluminação
de emergência, bombas pequenas como a de óleo
da turbina e outras cargas de emergência. Desta
maneira podemos concluir que as barras de DC
tem praticamente quatro fontes de alimentação,
ou sejam, duas fontes externas, os Geradores
Diesel e por último as Baterias.
O Banco de Baterias garante por oito horas a
alimentação de todas a cargas da barra numa
situação de perda total de todas as outras fontes.
Conectados a cada Barra de DC tem-se dois
Inversores Estáticos, cada um deles alimenta uma
Barra de 125 VAC de Emergência. O Sistema de
Proteção da Usina tem quatro canais de proteção,
sendo que cada um deles é alimentado por uma
Barra de 125 VAC de Emergência. Estas fontes
são reguladas com um alto grau de confiabilidade.
II.7. SISTEMA DOS GERADORES DIESEL DE
EMERGÊNCIA
Os Geradores Diesel de Emergência são
equipamentos que fazem parte dos sistemas de
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 430 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
segurança da planta. Eles são projetados para
partirem e adquirirem velocidade nominal em 10
segundos.
Sequenciadores de Carga, um para cada Gerador
Diesel colocam automaticamente as cargas em
operação em intervalos que garantam uma não
sobrecarga nos Geradores Diesel.
Existem duas seqüências distintas de
carregamento dos Geradores Diesel, uma para
atender uma situação de Blackout na planta e
outra para atender uma situação de Injeção de
Segurança.
III. OPERAÇÃO
O Sistema de Distribuição Elétrico está em
condições normais alinhado sempre com as
Barras de Segurança para o Transformador
Auxiliar via SE 138 KV e com a alimentação das
Barras de Serviço para o Transformador Auxiliar
via SE 500KV.
O sincronismo é feito através da Chave de
Abertura em Carga, quando então o Gerador
Principal passará a alimentar suas Barras de
Serviço.
No desligamento da usina ocorrerá a manobra
inversa, ou seja, a retirada do Gerador Elétrico do
sistema será através da abertura da Chave de
Abertura em Carga.
A perda do Transformador Auxiliar via SE 138 KV
irá provocar a transferência automática da
alimentação das Barras de Segurança para o
Transformador Auxiliar via Gerador Principal, sem
perda de tensão e a unidade continua operando
normalmente.
A perda do Transformador Auxiliar via Gerador e
SE 500 KV, irá provocar a transferência
automática da alimentação das Barras de Serviço
para o Transformador Auxiliar via 138 KV, sem
perda de tensão na barra. Esta condição significa
que a unidade já saiu do sistema e ocorreu
inclusive a perda dos Transformadores Principais.
Nas duas situações analisadas acima, caso não
ocorra a transferência automática rápida, deverá
ocorrer a transferência lenta. Nesta situação
haverá a subtensão nas barras antes de sua
reenergização. Para as Barras de Serviço os
Operadores deverão manualmente colocar as
cargas necessárias, enquanto que nas Barras de
Segurança os Sequenciadores de Cargas irão
colocar as cargas automaticamente.
Analisando as Barras de Segurança, no momento
que houve a subtensão os Geradores Diesel de
emergência partem e caso a transferência lenta
não tenha sucesso, tão logo os Geradores atinjam
sua tensão e velocidade nominal, ele é fechado na
barra e o sequenciar irá sequenciar as cargas
automaticamente.
Durante as operação dos sequenciadores de
carga, os Operadores são impossibilitados
automaticamente de partir qualquer equipamento.
Os Geradores Diesel também partem quando tem
um sinal de Injeção de Segurança na planta,
mesmo que eles não sejam necessários, é uma
medida de segurança.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 431 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
IV. MANUTENÇÃO PREDITIVA
Toda planta nuclear por exigência das
Especificações Técnicas do Relatório Final de
Análise de Segurança - RFAS, possui um
Programa de Testes Periódicos em Serviço. Este
programa prevê testes periódicos em todos os
sistemas e equipamentos relacionados com a
segurança da planta.
Os Geradores Diesel de Emergência são
provavelmente os equipamentos que mais são
testados na planta.
Os testes vão desde simular sinais de partida,
testes de partida e parada, testes em vazio e
testes com partida em emergência e
carregamento pelo Sequenciador de Cargas.
Além do Programa de Inspeção e Testes
Periódicos, há programas específicos por exemplo
para monitoração de trocadores de calor, onde
são feitos testes não destrutíveis para predizer as
condições dos tubos e paredes dos mesmos, da
mesma maneira que há um programa de controle
de vibrações em bombas e análise de óleos de
equipamentos.
V. MANUTENÇÃO CORRETIVA
As maiores manutenções corretivas neste sistema
tem ocorrido nos Geradores Diesel,
provavelmente em função da grande quantidade
de testes operacionais feitos com os mesmos.
VI. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
A experiência nuclear mostra que a vida útil dos
Geradores Diesel de Emergência não é maior do
que 20 anos. No caso da Usina Nuclear de Angra
1 já foram instalados dois novos Geradores
Diesel. Da mesma maneira todos os Inversores e
Carregadores de Baterias já foram trocados, ou
seja, a experiência mostrou que a vida útil destes
equipamentos não ultrapassaram 20 anos. A
experiência mostra que os disjuntores em geral
tem uma vida útil de 25 anos. Desta maneira a
vida útil do Sistema de Alimentação de Energia
pode ser considerada de 20 anos.
REFERÊNCIAS
CFOL - Curso de Formação de Operador
Licenciado da Central Nuclear de Angra dos Reis
– Eletronuclear SA
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 432 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Sistema de Amostragem Primário
RESUMO
O Sistema de Amostragem Primário é o conjunto
de amostragem dos vários sistemas relacionados
ao Sistema Primário. Estas linhas são conduzidas
para uma sala blindada no Edifício de Segurança,
Sala de Amostragem do Primário, onde, numa
capela, através de engates especiais, é permitido
fazer a coleta de amostras para serem submetidas
às análises químicas e radioquímicas. A Sala de
Amostragem do Sistema Primário é monitorada
por um Detetor de Radiação de Área, e qualquer
vazamento ou aumento dos níveis de radiação na
sala é alarmado na Sala de Controle. Para reduzir
a quantidade de fluido que sai dos sistemas, estas
linhas têm os menores diâmetros possíveis. O
Fluido, após deixar o Envoltório de Contenção,
tem sua pressão e temperaturas reduzidas para
que possa ser coletado. Este sistema não perfaz
nenhum critério de segurança ou de emergência.
Como conseqüência após um acidente de perda
de refrigerante do reator, todos os pontos de
amostragem que vêm de dentro do Envoltório de
Contenção são isolados. O acidente de TMI –
Three Mile Island - nos EUA mostrou a
necessidade de se ter um sistema especial para
amostragem do primário em situações de
acidentes com danos no núcleo, onde os níveis de
radiação da água do primário ficam tão elevados
que impossibilitam o uso do Sistema de
Amostragem do Primário convencional. O Sistema
de Amostragem para condições pós acidente
pode estar instalado na mesma sala de
amostragem ou em algum ponto especial, pois
trata-se normalmente de um pacote blindado. Ele
prevê a amostragem de somente um ponto do
Sistema de Refrigeração do Reator. O Sistema de
Refrigeração do Reator é basicamente composto
por válvulas redutoras de pressão e trocadores de
calor e tem uma vida útil de 30 anos.
I. FUNÇÕES DO SISTEMA
O Sistema de Amostragem Primário tem como
objetivo canalizar fluidos de amostragem do
Sistema Primário e Auxiliares Nucleares para um
local centralizado, onde as amostras podem ser
coletadas e transferidas sob condições
controladas para análise em laboratório.
Estas análises dão informações sobre as
condições químicas e radioquímicas dos sistemas.
Informações típicas incluem, por exemplo,
concentrações de boro, lítio, fluoretos e cloretos
no refrigerante do reator, nível de radioatividade
dos produtos de fissão, condutividade, pH,
produtos de corrosão ativados, concentração de
aditivos químicos e teores de hidrogênio, oxigênio
e gases de fissão no sistema primário. Todas
estas informações servem para ajustar a
concentração de boro, avaliar a integridade dos
elementos combustíveis, regular a adição de
produtos químicos para controle de corrosão,
detectar vazamentos nos tubos dos geradores de
vapor e avaliar o desempenho dos
desmineralizadores.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 433 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
O Sistema de Amostragem Pós Acidente permite
coletar uma amostra diluída do Sistema de
Refrigeração do Reator.
II. DESCRIÇÃO OPERACIONAL DO
SISTEMA
O Sistema de Amostragem do Primário
convencional consiste de resfriadores de amostra
(trocadores de calor), uma pia de amostragem
com cobertura transparente, frascos de
amostragem, uma serpentina de decaimento,
tubulação associada, válvulas e instrumentação
necessárias ao funcionamento do sistema.
As amostras são coletadas, no mínimo, dos
seguintes locais:
• Dentro do Envoltório da Contenção:
Espaço de vapor do Pressurizador; Espaço
líquido do Pressurizador; Sistema de
Refrigeração do Reator; Acumuladores 1 e
2; Geradores de vapor 1 e 2.
• Fora do Envoltório da Contenção: Sistema
de Controle Químico e Volumétrico;
Sistema de Remoção de Calor Residual;
Água de Reposição do Reator; Água
desmineralizada.
Uma serpentina de isolamento, localizada
internamente na contenção, permite o decaimento
do isótopo 16N, presente na amostra do
refrigerante do reator, através do aumento do
tempo de residência na linha de amostragem.
Amostras originárias da parte interna da
contenção passam para o Edifício Auxiliar, onde
se localiza a Sala de Amostragem. Todas as
amostras, exceto as provenientes dos
acumuladores, são resfriadas nos resfriadores de
amostra. As pressões dos fluidos de amostragem
são reduzidas para 3.5 kg/cm2 pelas válvulas
reguladoras de pressão localizadas após os
trocadores de calor das amostras. Válvulas de
alívio protegem as linhas de sobre pressão.
Os fluidos de amostragem, exceto os provenientes
dos geradores de vapor (linhas de purga), são
purgados para o Tanque de Controle Químico e
Volumétrico do Sistema de Controle Químico e
Volumétrico até que o volume de purga seja
suficiente para se coletarem amostras
representativas. As amostras provenientes das
linhas de purga dos Geradores de Vapor passam
através de um monitor de radiação e são
devolvidas para o condensador.
Os frascos de pressão de amostragem são
usados para coletar amostras pressurizadas
gasosas, líquidas ou ambas.
O sistema de amostragem é projetado para
operações manuais em base intermitente, sob
condições que vão desde a operação à plena
potência do reator até a condição de desligado a
frio.
A pressão e a temperatura dos fluidos de
amostragem são reduzidas fora do Envoltório de
Contenção de maneira para facilitar a manutenção
dos componentes mecânicos e da
instrumentação.
Linhas de amostragem originárias de dentro do
Envoltório de Contenção possuem válvulas de
ambos os lados da contenção com a finalidade de
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 434 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
isolamento. Todas estas válvulas fecham por
sinal de Isolação da Contenção, que é gerado por
Injeção de Segurança. Possuem, ainda, estas
linhas, válvulas manuais para isolamento de
equipamentos e controle de fluxo.
Todas as linhas de amostragem possuem válvulas
para amostragem local, que são do tipo agulha e
se localizam na pia de amostragem.
O Sistema de Amostragem Pós Acidente prevê
normalmente a amostragem em um único ponto
do Sistema de Refrigeração do Reator. Em função
dos altos níveis de radiação do refrigerante nesta
condição, a amostra é diluída logo após coletada.
III. DESCRIÇÃO DOS EQUIPAMENTOS
III.1. RESFRIADOR DE AMOSTRA
Estes resfriadores são projetados de maneira a
resfriar os fluidos de amostra para uma
temperatura menor que 49 °C. São do tipo tubo e
carcaça e se localizam na sala de amostragem. A
fonte fria destes trocadores de calor é Sistema de
Refrigeração dos Componentes, que passa
através da carcaça, enquanto que o fluido de
amostra passa através dos tubos.
O material do lado dos tubos é aço inox
austenítico e do lado da carcaça é de aço
carbono.
III.2. SERPENTINA DE DECAIMENTO
A linha de amostragem da perna quente do
Sistema de Refrigeração do Reator possui uma
serpentina de decaimento internamente ao
envoltório da contenção. Esta serpentina foi
projetada de maneira que o tempo de trânsito do
fluido de amostragem seja no mínimo 60
segundos, o que assegura que a atividade do
isótopo 16N seja reduzida para um nível mais
baixo, consistente com o usado no projeto de
blindagem da atividade de produtos de fissão do
refrigerante do reator.
III.3. PIA DE AMOSTRAGEM
A pia de amostragem localiza-se dentro da capela
de amostragem equipada com um ventilador de
exaustão e as tomadas de amostras. A área de
trabalho em torno da pia é suficiente para a coleta
e estocagem de amostras e para o equipamento
de monitoração de radiação. O material da pia de
amostragem e da área de trabalho é aço
inoxidável.
III.4. CAPELA DE AMOSTRAGEM
A capela de amostragem é usada para a coleta
das amostras de processo e alojamento dos
frascos de amostras. A capela é ventilada através
da conexão da exaustão da mesma com o
Sistema de Ventilação da Unidade. A capela
possui um exaustor, e nenhuma bolsa de ar é
formada, pois existe uma provisão de fluxo de ar
com a janela fechada. A janela está equipada com
um vidro de segurança de 6,35 mm (1/4”) de
espessura e pode ser levantada de modo a ter
acesso ao interior da capela. A superfície de
trabalho da capela é de aço inoxidável.
Os frascos de pressão para amostras estão
posicionados verticalmente na capela e estão
equipados com dispositivos de liberação rápida,
podendo ser assim retirados e colocados
facilmente.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 435 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
III.5. FRASCOS DE PRESSÃO DE AMOSTRA
Os frascos de pressão de amostra localizados na
capela são projetados e fabricados de acordo com
o ASME BεPV CODE. Estes frascos são do tipo
terminal duplo com válvulas em cada extremidade.
A capacidade de cada frasco de pressão é de 75
ml.
Os dispositivos de liberação rápida são projetados
de modo a reduzir a pressão da linha antes de se
desconectar o frasco de pressão.
III.6. VÁLVULAS
As válvulas de bloqueio e isolamento podem ser
remotamente operadas do painel da sala de
amostragem ou do painel principal da sala de
controle. Estas válvulas são usadas para isolar as
tomadas de amostras e para direcionar o fluxo de
amostra. Elas possuem um engaxetamento duplo
para eliminar virtualmente qualquer vazamento de
fluidos radioativos. As válvulas para modular o
fluxo de fluidos de amostra são do tipo agulha.
Todas as válvulas do sistema são de aço
inoxidável.
IV. INSTRUMENTAÇÃO
Na Sala, há indicações de temperatura da fonte
fria dos trocadores de calor e do fluído que será
coletado, bem como da sua pressão.
Um Monitor de Radiação monitora continuamente
as linhas de amostragem dos Geradores de
Vapor, cuja finalidade é detectar possível
vazamento do primário para o secundário.
Havendo indicação de alto nível de radioatividade,
um sinal é enviado para isolar as linhas de purga
e amostragem dos Geradores de Vapor.
V. MANUTENÇÃO PREDITIVA
Como todo o sistema está relacionado ao Sistema
de Refrigeração do Reator, o Sistema de
Amostragem do Primário também está incluído no
Programa de Testes Periódicos em Serviço.
VI. MANUTENÇÃO CORRETIVA
As manutenções corretivas mais comuns são
troca de gaxetas em válvulas.
Devido ao sistema primário possuir boro, mesmo
os mínimos vazamentos são logo detectados em
função da cristalização do boro nas superfícies.
Para vazamentos maiores, além das mudanças
nas condições operacionais dos sistemas, eles
são facilmente detectados ou pelos sistemas de
detecção de vazamentos, ou pelos sistemas de
monitoração de áreas.
VII. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
A vida útil do Sistema de Amostragem do Primário
é da ordem de 30 anos.
REFERÊNCIAS
CFOL - Curso de Formação de Operador
Licenciado da Central Nuclear de Angra dos Reis
– Eletronuclear SA
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 436 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Sistema de Ar Comprimido
RESUMO
Os sistemas de ar comprimido podem ser
subdivididos em Geração, Circuito de
arrefecimento, Distribuição e Utilização. As
atividades de manutenção dividem-se assim em
dois grupos: ações sobre o sistema de geração e
arrefecimento de ar e ações sobre os sistema de
distribuição e utilização do ar comprimido. Nestes
sistemas, o mais importante componente é o
compressor de ar. 0s compressores são máquinas
térmicas geradoras que, tem como finalidade
elevar a energia dos fluidos elásticos, no caso o
ar, mantendo uma pressão diferente da pressão
atmosférica. 0s compressores podem ser
classificados em alternativos, que produzem uma
elevada diferença de pressão com fornecimento
de baixas vazões, e os rotativos, que são
utilizados onde se necessita de grandes vazões e
baixas (ou médias) diferenças de pressão. Os
compressores alternativos podem ainda ser
divididos em de membrana ou de êmbolo. 0s
compressores rotativos, por sua vez, podem ser
de: engrenagens, palhetas, pêndulo, anel de
liquido, pistão rotativo, centrífugos e axiais.
Considerando-se o conjunto de componentes dos
sistemas de ar comprimido, sugere-se uma vida
útil econômica de 20 anos.
I. INTRODUÇÃO
O Sistemas de ar comprimido são formados por
diferentes componentes. Entre eles, o mais
importante é o compressor de ar. 0s
compressores são máquinas térmicas geradoras
que, tem como finalidade elevar a energia dos
fluidos elásticos mantendo uma pressão diferente
da pressão atmosférica.
0s compressores podem ser classificados em
alternativos, que produzem uma elevada diferença
de pressão com fornecimento de baixas vazões, e
os rotativos, que são utilizados onde se necessita
de grandes vazões e baixas (ou médias)
diferenças de pressão.
Os compressores alternativos podem ainda ser
divididos em de membrana ou de êmbolo.
0s compressores de êmbolo são construídos
basicamente de um ou mais cilindros, em cujo
interior se desloca em movimento retilíneo
alternativo um pistão. A entrada e saída do fluido
no cilindro é comandada por meio de válvulas,
localizadas geralmente na tampa, no cilindro, ou
por vezes no próprio pistão. Um sistema de
transmissão tipo biela-manivela, articulado
diretamente ou por meio de haste e cruzeta com o
pistão, permite a transformação do movimento
rotativo do motor de acionamento em movimento
alternativo do compressor.
0 compressor de membrana normalmente tem um
acionamento rotativo e, em pequenas unidades é
adotado o acionamento alternativo. É constituído
de uma membrana que pode ser movimentada
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 437 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
diretamente ou indiretamente por meio de fluido
“óleo”, comprimido por um pistão secundário.
0s compressores rotativos, por sua vez podem ser
de:
• Engrenagens de fluxo tangencial;
• Engrenagens helicoidais ou de fluxo axial;
• Palhetas;
• Pêndulo;
• Anel de liquido;
• Pistão rotativo;
• Centrifugas ou radiais;
• Axiais.
0s compressores de engrenagens de fluxo
tangencial são constituídos por duas rodas
dentadas que giram no interior de uma carcaça
estanque. 0 movimento das engrenagens aspira o
fluido no lado em que os dentes se afastam e
descarrega no lado em que os dentes se
aproximam . 0 compressor Proots é um tipo
especial de compressor de engrenagens. Ele é
constituído de duas engrenagens de apenas dois
dentes, onde uma transmite o movimento e a
outra desloca o fluido.
0s compressores de engrenagens helicoidais são
dotados de dois jogos de engrenagens, um
comum que serve para transmissão do movimento
e o outro helicoidal constituído por um rotor-
macho e um rotor-fêmea que serve para a
compressão do fluido, o qual sofre um
deslocamento axial.
0s compressores de palhetas têm uma carcaça
cilíndrica, dentro da qual gira um tambor
excêntrico, ranhurado, provido de palhetas radiais.
0 rotor ao girar, joga, devido a força centrifuga, as
palhetas contra as paredes da carcaça. Esse tipo
de compressor tem uma construção simples, sem
válvulas (apenas uma de retenção na descarga) e
possui muitas vantagens:
• Fornece um fluxo praticamente contínuo
de fluido comprimido;
• Permite uma partida sem carga;
• Admite maiores rotações e menores de
vibrações;
• Apresenta menor peso e volume em
relação aos alternativos.
Outro tipo de compressor é o de Escher Wiyss, ou
de Pêndulo. Nele o rotor ou pêndulo forma com a
palheta, que é solidária à carcaça, dois
compartimentos estanques, um ligado à aspiração
e outra à descarga. A proporção que um
compartimento aspira, o outro, comprime. Na
descarga uma válvula de retenção evita que o
fluido volte durante a fase de inicio da
compressão.
0s compressores de anel líquido são constituídos
de um tambor excêntrico, com palhetas fixas
girando dentro de um cilindro horizontal. São
empregados principalmente como bombas de
vácuo até um limite da ordem de 90%.
0s compressores de pistão rotativos são
constituídos de um pistão, cuja seção tem a forma
de um fuso, que separa o volume interno de uma
carcaça de seção helicoidais em duas câmaras. A
rotação excêntrica do pistão provoca a variação
dos volumes de cada uma das câmaras e permite
efetuar as fases de, aspiração, compressão,
descarga, sucessivamente.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 438 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
0s compressores centrífugos e axiais, chamados
de ventiladores centrífugos e helicoidais quando
de baixa pressão e de turbo compressores,
quando de vários estágios e altas pressões, são
classificados como máquinas de fluxo nas quais
se obtém a compressão pela aceleração
centrifuga ou axial do fluido.
II. CARACTERÍSTICAS
Os sistemas de ar comprimido podem ser
subdivididos em Geração, Circuito de
arrefecimento, Distribuição e Utilização.
Geração: Compreende as unidades
compressoras, reservatórios centrais e
desumidificadores localizados dentro ou nas
proximidades das casas de máquinas, além de
unidades ventiladoras no caso de arrefecimento a
ar.
Circuito de Arrefecimento: Compreende
tubulações de transporte de água de
arrefecimento dos compressores, válvulas,
termostatos de controle e torres de resfriamento.
Distribuição: Compreende as tubulações de
transporte de ar comprimido, reservatórios
alocados próximos a equipamentos de produção
ou processos, separadores de condensado,
purgadores, lubrificadores de linha e válvulas de
controle.
Utilização: Compreende os equipamentos
industriais como ferramentas pneumáticas,
máquinas operatrizes, prensas, etc., que utilizam
o ar comprimido, definindo os níveis terminais de
pressão e vazão, além das exigências especificas
de qualidade do ar.
É importante ter-se em conta que a pressão é
apenas um dos elementos na seleção do
compressor. É também necessário verificar qual o
volume de ar necessário para o trabalho e o
regime de operação requisitado do sistema.
III. MANUTENÇÃO PREVENTIVA
Alguns cuidados devem ser observados quando
da operação de um compressor de ar. O local
deve ser limpo para que o ar tenha o mínimo de
contaminação e o filtro trabalhe com eficiência. O
mesmo deve ser colocado o mais próximo
possível do ponto de operação. O local deve ser
seco a fim de que a umidade a ser condensada
seja a mínima possível e bem ventilado para que
o compressor e o ar aquecido durante a
compressão possam ser normalmente resfriados.
O compressor deve ser instalado nivelado, fixado
ao piso e em local de fácil acesso para a
necessária manutenção. O ideal é a instalação
fora do local de trabalho Deve-se fazer a
drenagem do compressor ao final do expediente
de trabalho e periodicamente verificar o nível de
óleo e condições gerais do compressor.
De maneira mais detalhada, os itens
especificados a seguir devem ser observados nos
planos de manutenção preventiva, no sentido de
otimizar o funcionamento dos sistemas.
III.1. GERAÇÃO E CIRCUITO DE ARREFECIMENTO
• Verificar periodicamente, as condições
físicas dos compressores. Compressores
com vazamentos internos, desgaste
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 439 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
excessivo em anéis de segmento, válvulas,
etc. consomem mais energia e produzem
menores quantidades de ar que a sua
capacidade nominal;
• Manter as correias de acionamento
adequadamente ajustadas, trocando-as
quando desgastadas;
• Fazer as tomadas de ar de admissão,
sempre que possível, fora da casa de
máquinas;
• Fazer limpeza periódica ou trocar os filtros
de ar;
• Fazer a limpeza de filtros separadores de
óleo no caso de compressores de
parafuso;
• Manter intervalo de regulagem de pressão
dos compressores compatível com a vazão
de ar demandada e a pressão terminal
mínima necessária ao equipamento
utilizado mais distante;
• Realizar, periodicamente, drenagem do
reservatório central;
• lnspecionar tubulações, válvulas e
elementos de ligação quanto a
vazamentos de água de arrefecimento das
unidades compressoras, condensadores
dos sistemas de desumidificação e
resfriadores intermediário e posterior;
• Fazer tratamento apropriado
periodicamente da água de resfriamento
das unidades compressoras;
• Utilizar sempre que possível circuitos de
arrefecimento regenerativos;
• Manter limpas as superfícies dos
trocadores de calor (intercoolers).
III.2. DISTRIBUIÇÃO E UTILIZAÇÃO
• Efetuar a distribuição do ar comprimido,
evitando sempre que possível muitas
tubulações, trajetos complexos, curvas,
etc.;
• Eliminar vazamentos na rede de
distribuição de ar. Para redes muito
extensas esta avaliação deve ser efetuada
por selar ou grupos de selares afetos a
mesma unidade de geração. O valor
máximo admissível para vazamentos é de
5% para indústrias de médio porte que não
possuem ferramentas como: marteletes,
esmilhadeiras, etc. Para indústrias de
calderarias pesada, construção civil. etc, é
admissível um valor máximo de 10%;
• Utilizar válvulas de bloqueio acionadas por
solenóides junto aos equipamentos que
operem intermitentemente. O objetivo é
evitar que durante as paralisações ocorram
fugas do ar pelo equipamento;
• Efetuar a drenagem de condensado nos
pontos de menor cota para redes sem óleo
e aplicar o sistema de purga, para redes
com óleo respectivamente.
IV. MANUTENÇÃO CORRETIVA
Os itens especificados a seguir devem analisados
e, se for verificado sua ocorrência, implementados
para obter uma melhor operação destes sistemas.
IV.1. GERAÇÃO E CIRCUITO DE ARREFECIMENTO
• Deve-se evitar trajetos, entre a geração e o
reservatório de distribuição, com
tubulações de diâmetro variado, curvas
desnecessárias, etc. De preferência, este
trajeto deve envolver uma tubulação
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 440 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
mestra dimensionada para uma perda de
carga máxima de 0,08 kg/cm2 para cada
100 m de tubulação (comprimento
equivalente);
• No caso de se comprovar a existência de
vazamentos, deve-se eliminar todos eles
no trajeto geração - reservatório central;
• Evitar, sempre que possível, estação
redutora de pressão centralizada. A
redução de pressão deve ser efetuada
próximo ao equipamento utilizado.
III.2. DISTRIBUIÇÃO E UTILIZAÇÃO
• Verificar a perda de pressão, entre o
reservatório central e o ponto de utilização
mais distante. A perda de pressão máxima
admissível é de 0,3 kg/cm2. Acima deste
valor, a rede de distribuição deve sofrer
alterações para a simplificação de trajetos;
• Retirar da rede de distribuição todos os
ramais secundários desativados ou
inoperantes, no sentido de evitar acúmulos
de condensado, perda de carga excessiva,
vazamentos, etc.;
• Utilizar válvulas de controle de fluxo
(global, agulha) junto aos equipamentos
utilizadores, no sentido de manter o fluxo
de ar compatível com as necessidades
operacionais de cada um;
• Efetuar tomadas de ar para ramais
secundários sempre por cima da tubulação
principal para evitar arraste de
condensado;
• Efetuar as tomadas de ar dos ramais
secundários sempre próximas dos
equipamentos, evitando sempre que
possível longos trajetos para os ramais
secundários;
• Utilizar os diversos tipos de válvulas de
acordo com a sua aplicação específica.
Evitar, por exemplo, o uso de registro de
bloqueio para regulagem de fluxo e vice-
versa;
• Efetuar inclinação de 5 a 10 mm por metro
linear de rede para facilitar o sistema de
purga de condensado.
V. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
Os equipamentos e processos utilizados no
processo de manutenção dos sistemas de ar
comprimido permitem uma operação segura e
pouco sujeita a falhas. Considerando a evolução
destes equipamentos e observando-se sua correta
operação, sugere-se uma vida útil econômica de
20 anos para estes sistemas.
REFERÊNCIAS
[1] PROCEL - Manual de Conservação de Energia
Elétrica na Indústria
[2] Costa, E Cruz da, "Compressores", Editora
Edgard Blúcher Ltda.", 1978
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 441 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Sistema de Ar e Gases de Combustão
RESUMO
O processo de combustão que ocorre em
caldeiras a vapor envolve, dentre os requisitos de
natureza física e química, a participação do
combustível e do comburente sob determinadas
proporções, a fim de assegurar resultados
adequados. O ar comburente deve ser introduzido
na fornalha da caldeira a vapor de forma contínua
e controlada, de maneira a manter uma perfeita
queima. Esta tarefa é realizada pelo sistema de ar
e gases de combustão, através do processo
denominado tiragem, que além de introduzir ar na
fornalha, proporciona simultânea extração dos
gases formados durante a combustão os quais
circulam através da caldeira a vapor, até o ponto
onde são despejados para a atmosfera. A fim de
possibilitar o escoamento dos fluidos envolvidos
no processo, a tiragem deve vencer as
resistências oferecidas pelo circuito, que ocorrem:
na passagem do ar atmosférico do meio ambiente
ao interior da fornalha; na mistura do ar com o
combustível, de maneira a proporcionar íntimo
contato entre as partes envolvidas no processo;
no escoamento dos gases de combustão através
do interior da caldeira a partir da fornalha,
passando pela câmara de combustão,
superaquecedor, feixe de convecção,
economizador e pré aquecedor de ar, além de
canais de circulação metálicos ou de alvenaria.
Qualquer interrupção na tiragem introduz reflexos
imediatos no comportamento da caldeira a vapor,
representados por combustão ineficiente e até
paralisação completa da queima. Assim, o sistema
de ar e gases de combustão é fundamental para o
funcionamento de uma caldeira. Os principais
equipamentos que compõem o sistema de ar e
gases de combustão são chaminé, ventilador e
dispositivos para controle de tiragem. No sistema
de ar e gases de combustão são realizadas
manutenções preventivas e corretivas. que se
aplicadas adequadamente podem levar a uma
vida útil de 22 anos.
I. INTRODUÇÃO
Os principais equipamentos que compõem o
sistema de ar e gases de combustão são
chaminé, ventilador e dispositivos para controle de
tiragem, que serão descritos posteriormente.
A correta proporção de combustível e comburente
necessárias ao bom rendimento e funcionamento
de uma caldeira a vapor, depende da correta
utilização do sistema de ar e gases de combustão
para que se tenha uma tiragem adequada, e
depende também das condições físicas desse
sistema.
Na medida em que o sistema em questão é de
fundamental importância, torna-se necessário,
além de um bom projeto, também um bom plano
de manutenção. Assim, pode-se manter o sistema
de ar e gases de combustão em bom estado,
garantindo que a instalação trabalhe no seu
máximo rendimento.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 442 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
II. CARACTERÍSTICAS
Dependendo da perda de carga existente ao longo
do circuito da caldeira, existem duas soluções
para que o sistema de ar e gases de combustão
realize o processo de tiragem. A primeira solução
consiste na instalação de uma chaminé logo após
a caldeira, a qual propicia o escoamento dos
gases de combustão e permite o ingresso do ar no
interior da câmara de combustão graças a
diferença de temperatura existente entre sua base
e seu topo. A segunda solução, que é a tiragem
mecânica, decorre das limitações da primeira,
pois, dependendo do volume dos gases de
combustão, da velocidade dos gases, da perda de
carga a ser vencida, da temperatura dos gases na
base e no topo da chaminé, da altitude local e da
respectiva pressão barométrica, os custos de
instalação podem se tornar elevados devido a
elevada altura necessária para a chaminé.
No sistema de ar e gases de combustão com
tiragem mecânica a perda de carga do sistema é
vencida com o auxílio de máquinas sopradoras e
exaustoras, a chaminé continua a fazer parte da
instalação, porém, com a função de conduzir os
gases de combustão para a atmosfera. A altura da
chaminé fica então definida pela altura dos
estabelecimentos vizinhos à área da caldeira, a
fim de impedir o retorno dos gases para qualquer
dependência interna nas vizinhanças.
II.1. SISTEMA DE AR E GASES DE COMBUSTÃO
COM TIRAGEM NATURAL
No sistema de ar e gases de combustão com
tiragem natural, as chaminés assumem a função
de realizar a tiragem e de conduzir os gases de
combustão até a atmosfera.
As chaminés podem ser construídas com três
materiais, associados ou não, em função de suas
dimensões, alturas, exigências de durabilidade e
em função da preservação do meio ambiente.
Dentre as construções mais difundidas
encontram-se as chaminés metálicas que
apresentam um custo inferior às demais
construções. Entretanto, as chaminés de alvenaria
e de concreto revestido ainda ocupam posição de
preferência nas grandes instalações, como por
exemplo, nas centrais elétricas, cuja otimização
do ciclo impõe baixas temperaturas de saída dos
gases de combustão que comprometem eventuais
partes metálicas por efeito de corrosão ácida.
Pode-se agrupar as chaminés, quanto ao tipo
construtivo, da seguinte forma:
• Chaminés Metálicas – São inteiramente
cilíndricas, com diâmetros iguais desde a
base até o topo. Para resistirem a ação do
vento atenuando as vibrações e oscilações
resultantes, são utilizados tirantes (que são
cabos de sustentação) na sua fixação.
• Chaminés Metálicas Auto-Estáveis – São
também conhecidas como auto-
suportáveis e são compostas na base de
uma parte tronco cônica reforçada,
seguida de outra cilíndrica, que completa a
altura desejada. Este tipo de chaminé
dispensa o uso de tirantes, absorvendo na
base toda a ação do vento, graças a
adequada fundação de concreto com
chumbadores dimensionados para
absorverem todas as cargas existentes.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 443 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Uma técnica empregada para atenuar os efeitos
da vibração e oscilação produzida pelo vento é a
colocação de aletas espirais externas.
• Chaminés Construídas Inteiramente de
Tijolos de Alvenaria – São construídas com
tijolos de alvenaria do tipo comum, com
formato que facilita a a execução circular
da estrutura, desde a base até o topo. Na
colocação dos tijolos é feita uma
amarração dentro de espaços definidos
por uma cinta metálica de reforço.
Geralmente o diâmetro interno da base é
ligeiramente superior ao do topo, dando ao
conjunto uma configuração levemente
cônica.
• Chaminés de Concreto Armado – São
construídas de concreto armado com
revestimento interno de alvenaria refratária
antiácida, particularmente usadas nas
centrais térmicas, que atingem alturas da
ordem de 200 metros com gases
circulando a velocidades elevadas de até
30 m/s.
A altura das chaminés que desprendem grandes
volumes de gases cumpre a função adicional de
dispersar toda a massa gasosa para distâncias
bem afastadas da sua emissão.
A força exercida pelo vento, sobre construções
elevadas, constitui um dado importante no cálculo
da resistência e estabilidade das chaminés.
II.2. SISTEMA DE AR E GASES DE COMBUSTÃO
COM TIRAGEM MECÂNICA
Quando o custo do sistema de ar e gases de
combustão com tiragem natural torna-se elevado
devido às características inerentes à instalação,
emprega-se o sistema de ar e gases de
combustão com tiragem mecânica. A resistência
imposta à circulação dos gases pode ser vencida
mecanicamente por vários meios, entre eles:
• Forçando os fluidos a atravessarem todo o
circuito do gerador mediante insuflamento
do ar sobre o combustível, graças a
pressão fornecida pela máquina
sopradora. Nestas condições de operação,
ao longo do percurso, a pressão dos
fluidos se mantém acima da pressão
atmosférica, exigindo vedação perfeita em
todas as juntas que unem as passagens a
fim de evitar fuga dos gases. Diz-se que a
caldeira opera com pressão positiva, ou
pressurizada, com tiragem forçada. Trata-
se de uma técnica bastante empregada em
unidades compactas que operam com
combustíveis líquidos ou gasosos. Os
envoltórios são dimensionados para
resistirem a pressão interna dos fluidos e
de maneira a impedir qualquer vazamento
para a sala de operação da caldeira, visto
que, além de perder calor, prejudica o
trabalho do operador.
• Aspirando os produtos da combustão e o
próprio ar necessário à queima desde o
registro de controle do comburente até a
descarga para a chaminé. A máquina que
promove a aspiração cria, portanto uma
pressão interna inferior a atmosférica, a
ponto de provocar até aspiração do ar
ambiente de qualquer ponto do envoltório
da caldeira não suficiente vedado. Estas
aberturas respondem pelo ingresso de ar
falso, indesejável ao processo, devido a
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 444 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
queda de eficiência que proporciona.
Neste caso, a tiragem é induzida e diz-se
que a caldeira está operando com pressão
negativa.
• Associando-se os dois processos
anteriores, fazendo com que a máquina
sopradora responda pela perda de carga
do trajeto do ar e que o exaustor responda
pela perda de carga do trajeto dos
produtos de combustão, se estabelece a
tiragem mista, também conhecida como
tiragem balanceada. É a definição técnica
mais difundida para caldeiras de
combustíveis sólidos pelas vantagens
oferecidas, seja no turbilhonamento
provocado pela injeção do ar forçado sobre
a camada de combustível, seja pela
própria exaustão dos gases formados.
II.3. VENTILADORES
Os ventiladores são equipamentos mecânicos
rotativos que tem por função, promover a
movimentação de fluidos compressíveis através
de dutos, imprimindo-lhes velocidade e pressão
compatível com as resistências impostas ao
escoamento.
Sejam eles, ventiladores sopradores ou
exaustores, eles devem vencer a perda de carga
imposta pelo circuito e promoverem o escoamento
do volume adequado do fluido.
Sob o ponto de vista construtivo, os ventiladores
são de dois tipos básicos: axiais e centrífugos. No
ventilador centrífugo, o fluido é succionado
axialmente, porém, prossegue impulsionado por
pás radiais rotativas contra o envoltório externo,
denominado voluta, de onde sai tangencialmente.
No ventilador axial o fluido segue um trajeto
paralelo ao eixo de giro do rotor.
Os ventiladores centrífugos se subdividem ainda
em duas categorias:
• Segundo o formato da pá, podem ser de
pá reta ou de pá curva.
• Conforme a direção do ângulo da pá do
rotor podem ser de pás curvadas para trás,
de pás curvadas para frente ou de rotores
radiais.
II.4. CONTROLE DA TIRAGEM
A formação prática dos operadores de caldeiras,
faz com que eles assumam condutas inclinadas a
presenvação da segurança e da continuidade
operacional do equipamento, ignorando
completamente o controle da tiragem, por
desconhecimento da importante função que ela
tem. A ausência do controle de tiragem tem
reflexos expressivos nos resultados da eficiência
da caldeira. podendo provocar tiragem insuficiente
ou excessiva.
A tiragem insuficiente é mais facilmente percebida
pelo operador da caldeira, pois nesse caso a
fornalha abafa. A pressão interna da câmara de
combustão torna-se positiva e termina por
provocar a formação de misturas dos reagentes
favoráveis a detonações que se projetam pela
própria entrada de alimentação do combustível. É
comum ocorrer o retrocesso de chama com sérios
riscos para o operador e para o equipamento.
A tendência do operador, advertido por
semelhantes riscos, é sempre conduzir a caldeira
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 445 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
com excesso de tiragem, sem a mínima condição
de avaliar as conseqüências citadas a seguir:
• Aumento das perdas na chaminé, devido
ao ingresso excessivo de ar de combustão.
O ar encontra facilidades de penetrar no
interior da caldeira até por eventuais
frestas de rachaduras da alvenaria ou de
vedação imperfeita;
• Diminuição da temperatura de combustão
com conseqüente redução do processo de
transferência de calor por irradiação e da
eficiência de queima;
• Aumento no consumo de energia elétrica
no motor do exaustor. A máquina
sobrecarrega pelo maior volume de gases
com temperaturas inferiores e passa a
consumir mais;
• Alterações do processo de combustão,
com modificações na conformação da
chama, que passa a penetrar nos trechos
do feixe de convecção, impedindo a
completa queima do combustível. A própria
chama passa a sofrer um processo de
descontinuidade, podendo até atingir o
fenômeno de destaque, que causa o seu
afastamento da região favorável a perfeita
combustão, ou mesmo a sua extinção. Se
tal ocorrência se verificar, origina-se
intensa formação de gaseificação propícia
a explosões de grande intensidade.
O controle da tiragem é obtido com dispositivos
inseridos no circuito dos gases, denominados
registros. Existem dois tipos clássicos de
registros, Os registros de veneziana, compostos
por uma, duas ou mais palhetas e instalados na
descarga dos ventiladores, e os registros radiais,
instalados na sucção dos ventiladores.
II.5. RUÍDO
Existe muita negligência na observação dos
ruídos emanados pelos ventiladores industriais. O
ruído constitui um dos importantes fatores de
insalubridade agindo particularmente na
integridade do sistema auditivo a ponto de
inabilitar o trabalhador no exercício de suas
funções. Há outros inconvenientes importantes a
serem considerados:
• Interferência da comunicação verbal que,
se mal compreendida, pode levar a erros
de conduta;
• Diminuição da faculdade perceptiva do
operador;
• Sintomas de cansaço precoce;
• Irritabilidade do indivíduo.
Somando-se esses efeitos, gera-se uma queda de
eficiência geral no meio ambiente desprovido das
medidas de atenuação da poluição sonora.
III. MANUTENÇÃO PREDITIVA
Nos sistemas de ar e gases de combustão são
aplicadas manutenções preventivas e corretivas.
A seguir são feitas algumas considerações a
respeito da manutenção preventiva em alguns dos
equipamentos que compõem o sistema.
III.1. VENTILADOR
Alguns itens a serem verificados na manutenção
preventiva de ventiladores são:
• Ruídos e vibrações anormais – Toda
máquina que tem componentes móveis
produz ruídos e vibrações de diferentes
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 446 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
intensidades. Os diferentes ruídos e
vibrações que se apresentam em
máquinas são classificados em normais e
anormais. Raramente existem valores ou
instrumentos para medi-los e compara-los
com alguma especificação, de modo que o
bom senso e a experiência são fatores
determinantes neste caso. Diz-se que um
ruído é normal quando é constante e
característico de máquinas em bom estado
de conservação que não apresentam
defeitos. Entende-se por ruídos anormais
aqueles que chamam a atenção dos
operadores do equipamento e que
normalmente tem como causa, defeitos em
rolamentos, mancais, pontos de atrito,
peças soltas e outros. A localização de
ruídos anormais deve ser feita com o uso
de estetoscópio, analisadores eletrônicos
de vibração e ruídos e, em certos casos,
até mesmo com uma chave de fenda
colocada com a ponta no equipamento e o
cabo junto ao ouvido do técnico.
• Lubrificação dos rolamentos – A
lubrificação dos rolamentos deve ser feita
adequadamente, pois tanto a lubrificação
insuficiente quanto a lubrificação excessiva
podem danificar o rolamento.
• Limpeza do rotor e voluta – Os rotores e
volutas dos ventiladores devem ser limpos,
pois as impurezas que se alojam nos
rotores podem causar desbalanceamento
e conseqüentes avarias aos rolamentos,
eixos e mancais, além de diminuir a
eficiência dos ventiladores.
• Alinhamento das polias e Tensão das
correias – Em uma transmissão de duas
correias, havendo necessidade de
substituição, deve-se substituir todas por
correias do mesmo fabricante e
preferencialmente do mesmo lote. A
tensão nas correias deve ser apenas
suficiente para evitar escorregamento. O
escorregamento pode ser atenuado com
aplicação de material resinoso como breu
por exemplo.
• Reaperto dos parafusos de fixação –
Verificar o estado das roscas, porcas e
cabeças dos parafusos. Verificar corrosão
nos parafusos e substituí-los se estiverem
avariados. Em alguns casos é interessante
lubrificar os fios de roscas com graxa a fim
de evitar oxidação e emperramentos dos
parafusos. Deve ser evitado o uso de
polias demasiadamente pequenas para
que o eixo do motor não seja flexionado.
As polias devem ser alinhadas com uma
escala de aço inox e após algumas horas
de funcionamento, as correias devem ser
novamente tensionadas de acordo com as
recomendações do fabricante do
ventilador.
• Estado dos Coxins – Deve ser verificado
se os coxins estão rachados,
demasiadamente apertados ou frouxos. O
funcionamento do ventilador com coxins
avariados ou incorretamente instalados
ocasiona, além de ruídos, danos a eixos
por vibrações excessivas.
III.2. CHAMINÉ
Deve ser feita a limpeza periódica da chaminé,
pois ao longo de seu funcionamento, ocorre
deposição de fuligem em sua parede interna. Com
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 447 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
isso, há uma redução da área de passagem dos
gases de combustão, prejudicando o processo de
tiragem.
III.3. DISPOSITÍVOS PARA CONTROLE DA
TIRAGEM
Assim como para chaminé, devem ser previstas
limpezas periódicas nos dispositivos de controle
de tiragem.
IV. MANUTENÇÃO CORRETIVA
Durante a manutenção corretiva nas partes
internas do sistema de ar e gases de combustão,
deve-se ter cuidado devido a riscos de asfixia e
explosão causado por eventuais acúmulos de
gases não retirados pelo processo de tiragem.
V. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
Considerando que o sistema de ar e gases de
combustão seja corretamente operado e
considerando também, um adequado plano de
manutenção, pode-se estimar uma vida útil de 22
anos.
REFERÊNCIAS
[1] Pêra, H. Geradores de Vapor. Editora Fama
S/C Ltda 2a edição, São Paulo, 1990.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 448 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Sistema de Aterramento
RESUMO
Os sistemas de aterramento são essenciais à
segurança das instalações elétricas e devem
dispender um cuidado especial para a
manutenção do perfeito funcionamento do
sistema, e são classificados em aterramento de
serviço e aterramento de segurança. O
aterramento de serviço faz parte integrante dos
circuitos elétricos, e o aterramento de segurança
evita os acidentes com as pessoas, no caso das
partes aterradas serem acidentalmente
energizadas, devem ser dimensionados para
protege-las contra a tensão de passo, a tensão de
toque ou contato e a tensão de transferência. Com
isso, o aterramento de estruturas metálicas evita
muitos efeitos indesejáveis provenientes de, por
exemplo, descargas atmosféricas, cargas
estáticas em equipamentos, faltas entre a fase e a
carcaça de equipamentos, tensões induzidas das
linhas de transmissão em cercas de arame, etc.
Estes sistemas de aterramento utilizam os
seguintes eletrodos de terra: chapa de cobre,
cano de ferro galvanizado, barra perfilada de ferro
galvanizada, barra de ferro galvanizado, barra
copperweld, fita de cobre, cabo de cobre, cabo de
aço galvanizado. O tipo de eletrodo de terra a ser
utilizado será em função do valor da resistência da
malha de aterramento desejado, ou seja, a
capacidade de escoamento da corrente. Para o
bom funcionamento dos sistemas de aterramento
deve-se realizar medições periódicas dos valores
de resistência da malha de terra, pois estes
valores são muito influenciados com a
composição do solo. Realizando estas medições e
fazendo o tratamento do solo ou alteração na
malha de terra quando os valores medidos
estiverem fora do padrão, estima-se uma vida útil
de 40 anos para os sistemas de aterramento.
I. INTRODUÇÃO
Aterrar um equipamento elétrico, ou um
componente de um sistema elétrico, corresponde
a ligá-lo eletricamente à terra por meio de
dispositivos apropriados. Estes dispositivos são
constituídos essencialmente dos seguintes
elementos:
• Eletrodo de aterramento;
• Condutor que faz a ligação elétrica entre o
equipamento e o eletrodo de aterramento;
• Terra que envolve o eletrodo de
aterramento.
O aterramento tem por objetivo assegurar a
proteção do material, a melhoria dos serviços
elétricos e a segurança do pessoal. Estes
aterramentos são classificados em aterramento de
serviço e aterramento de segurança.
O aterramento de serviço faz parte integrante dos
circuitos elétricos, como por exemplo: aterramento
do ponto neutro dos transformadores trifásicos
ligados em estrela, aterramento do fio neutro das
redes de distribuição elétrica.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 449 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
O aterramento de segurança evita os acidentes
com o pessoal no caso das partes aterradas
serem acidentalmente energizadas, como por
exemplo: aterramento da carcaça dos motores,
aterramento das partes metálicas não energizadas
das instalações elétricas.
II. CARACTERÍSTICAS GERAIS
Os sistemas de aterramento são classificados de
acordo com o valor da resistência da malha de
terra necessário para o local, conforme
apresentado a seguir:
• Excelentes: inferior a 5 ohms;
• Bons: entre 5 e 15 ohms;
• Razoáveis: entre 15 e 30 ohms;
• Condenáveis: acima de 30 ohms.
III. CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS
A Norma NBR 5410 sugere, por exemplo, os
seguintes tipos de eletrodos de terra a ser
utilizado no projeto de um sistema de aterramento:
• Chapa de cobre;
• Barra copperweld;
• Barra de cobre;
• Cabo de cobre;
• Barra de ferro galvanizado;
• Barra perfilada de ferro galvanizado;
• Fita de cobre;
• Chapa de cobre.
Estes eletrodos serão utilizados de acordo com as
necessidades do local (tipo de solo, e qualidade
da malha de terra), levando em consideração a
relação custo benefício do projeto para o sistema
de aterramento.
Os sistemas de aterramento de segurança
deverão proteger as pessoas para os seguintes
tipos de tensão:
• Tensão de passo: É a diferença de
potencial que pode se manifestar entre
dois pontos da superfície da terra,
separados por uma distância igual a um
passo de uma pessoa. Quando uma
pessoa caminha no sentido da estrutura na
ocasião da falta, esta tensão irá aumentar.
• Tensão de toque ou de contato: É a
diferença de potencial que pode se
manifestar entre uma parte metálica
aterrada e um ponto da superfície da terra,
separados por uma distância que pode ser
alcançada pelo braço de uma pessoa.
• Tensão de transferência: É um caso
particular da tensão de toque, sendo a
diferença de potencial que pode se
manifestar entre uma parte metálica
aterrada e um ponto da superfície da terra,
separados por uma distância qualquer, em
que uma pessoa dali se liga eletricamente
à parte metálica por meio de um condutor.
Os sistemas de aterramento podem ter os
seguintes esquemas de construção:
• Sistema TN-S, onde o condutor de
proteção (PE) possui o condutor neutro (N)
distinto do condutor terra (T);
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 450 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
• Sistema TN-C-S, onde o condutor de
proteção e neutro (PEN) possui o condutor
neutro e terra (TN) combinados em um
único condutor numa parte do sistema;
• Sistema TN-C, onde o condutor de
proteção e neutro (PEN) possui o condutor
neutro e terra (TN) combinados num único
condutor;
• Sistema T-T, onde condutor de proteção
(PE) aterra o equipamento
independentemente do aterramento do
condutor de neutro (N);
• Sistema IT, neste tipo de esquema não há
condutor de alimentação diretamente
aterrado, e sim, através de um dispositivo
limitador de corrente de curto circuito
Estes esquemas são adotados de acordo com as
necessidade do local.
Para a verificação do sistema de aterramento
deve-se realizar medições periódicas da
resistência da malha de terra, que deverá estar
dentro dos valores mínimos exigido pelo tipo de
instalação existente no local.
A título de exemplo, é apresentado a seguir, um
dos procedimentos para realizar a medição da
resistência de aterramento.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 451 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Uma corrente alternada de valor constante irá
circular entre o eletrodo de aterramento T e o
eletrodo auxiliar T1, que deverá estar localizado
fora da zona de influência do eletrodo T, conforme
apresentado na figura a seguir.
Deve-se utilizar um outro eletrodo auxiliar T2 , que
poderá ser uma pequena haste enterrada no solo
que deverá ficar no ponto médio entre T e T1, com
isso deve-se medir a tensão entre T e T2. O valor
da resistência de aterramento será o valor desta
tensão dividida pela corrente entre T e T1. Para a
verificação de influências entre os eletrodos, deve-
se fazer mais duas medições, onde o eletrodo T2
será deslocado de 6 metros na direção de T e 6
metros na direção de T1, caso estas três medidas
forem semelhantes, deve-se utilizar a média dos
valores como sendo o valor da resistência de
aterramento, caso contrário, deve-se realizar
novas medições com um maior espaçamento
entre T e T1.
Deve ser ressaltado que estas medições deverão
ser realizados em dias no qual o solo se
apresente seco, tendo-se assim a situação mais
desfavorável para o sistema de aterramento.
As instalações deverão estar desenergizadas
durante a medição da resistência de aterramento
devidos aos seguintes fatores:
• Nas proximidades das instalações de alta
tensão há, normalmente, correntes de fuga
que circulam pelo solo, interferindo na
realização de uma medição correta.
• No instante da medição poderia ocorrer
uma falha na instalação protegida pelo
sistema de aterramento que está sendo
medido, e haverá uma circulação de
corrente do sistema para a terra
circunvizinha. Uma parcela desta corrente
poderá circular pelo condutor que liga a
malha de aterramento e o equipamento de
medição e este poderá ser danificado. Ou
ainda, o operador poderá sofrer um
choque elétrico resultante da tensão de
transferência, entre o local de aterramento
e o ponto em que está localizado a pessoa
operando o instrumento.
Se durante as medições de acompanhamento da
resistência do sistema de aterramento o valor
ultrapassar os valores máximos permitidos, deve-
se realizar os serviços de readequação desta
malha de terra. Isto pode ser obtido adotando um
dos seguintes procedimentos:
• Aumento do número de eletrodos
enterrados e interligar por meio de
condutores;
• Aumentar a profundidade dos eletrodos
existentes;
• Aumentar a espessura dos eletrodos;
• Realizar um tratamento químico do solo
com a utilização de sais minerais, como
por exemplo, cloreto de sódio, sulfato de
magnésio ou sulfato de cobre, etc.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 452 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
IV. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
Dentro do contexto acima é possível afirmar que a
vida útil de um sistema de aterramento se
encontra relacionada com a qualidade dos
eletrodos utilizados. Este valor está em torno de
40 anos.
Como os sistemas de aterramento são utilizados
para a proteção de equipamentos e pessoas,
estes deverão possuir um acompanhamento
rigoroso dos valores de resistência da malha, pois
estes valores são bastante influenciados com a
temperatura e composição química do solo.
REFERÊNCIAS
[1] Creder, H. Instalações Elétricas, LTC - Livros
Técnicos e Científicos Editora S.A., 13a edição,
1999.
[2] Normas ABNT: NBR 5419 e NBR 5410.
[3] Filho, S. M. Fundamentos de Medidas
Elétricas, LTC - Livros Técnicos e Científicos
Editora S.A., 2a edição, 1981.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 453 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Sistema de Comunicação e Proteção Carrier
RESUMO
Os sistemas de comunicação e proteção carrier
podem ser empregados em uma vasta gama de
aplicações, como comunicação de voz,
telemedição, controle e supervisão, dentre outras.
Contudo, os sistemas carrier se destacam
principalmente quando usados nas aplicações de
proteção, aumentando os limites de estabilidade e
o carregamento das linhas. A transmissão de um
sinal carrier através das linhas de transmissão
envolve uma série de fatores oriundos da teoria de
linhas de transmissão, como o fenômeno de
ondas estacionárias, a atenuação do sinal
causada pela linha e a relação sinal-ruído que
representa o principal critério de desempenho de
um sistema de transmissão carrier, bem como
fatores devido às próprias características do
sistema de transmissão, como a existência de
transformadores com taps. Portanto, o projeto de
um sistema carrier é extremamente complexo,
abrangendo uma série de equipamentos com
características especiais necessários para uma
operação segura e confiável do sistema como um
todo. Considerando-se os pontos mais
importantes e críticos do sistema carrier com as
respectivas políticas de manutenção preventiva e
corretiva adotadas, pode-se estimar a vida útil de
um sistema de comunicação e proteção carrier
como sendo de 20 anos.
I. INTRODUÇÃO
No início, os sistemas de comunicação carrier
eram usados somente para comunicação de voz,
mas suas aplicações logo se expandiram para
incluir uma larga variedade de funções tais como
proteção, telemedição, controle e supervisão,
dentre outras. O sistema carrier permite, por
exemplo, a rápida eliminação de todos os tipos de
faltas, aumentando os limites de estabilidade e o
carregamento das linhas.
O uso de equipamentos carrier para a transmissão
de sinais de alta frequência em um sistema de
transmissão de energia em 60 Hz envolve muitos
problemas. A configuração e o layout destes
sistemas são invariavelmente ditados pelas
características do 60 Hz. Contudo, devido à
complexidade dos sistemas de potência, o cálculo
exato de todos os efeito torna-se praticamente
impossível. Uma apreciação dos princípios
fundamentais envolvidos e o uso de dados
práticos reunidos ao longo dos anos normalmente
são suficientes para o projeto de um sistema de
comunicação adequado.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 454 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
II. CARACTERÍSTICAS
A banda normal de freqüências para os sistemas
carrier varia de 50 a 150 kHz. Em alguns casos, a
inclusão de novos canais pode exigir o uso de
bandas mais largas que podem variar de 30 a 200
kHz. O limite prático de extensão da banda de
freqüência será provavelmente estabelecido pelas
perdas excessivas para as altas freqüências do
espectro, pelo tamanho e complexidade dos
equipamentos de acoplamento e sintonia e pela
dificuldade de se obter circuitos de sintonia
suficientemente larga para abranger as baixas
freqüências.
II.1. SISTEMAS DE MODULAÇÃO
Existem três sistemas de modulação diferentes
disponíveis para o uso do carrier em linhas de
energia:
• Modulação por amplitude;
• Modulação por freqüência;
• Sistemas de bandas laterais.
Destes, modulação por amplitude é de longe o
mais usado. Na modulação por amplitude, a
amplitude ou intensidade da onda transmitida é
variada de acordo com a forma de onda da
grandeza a ser transmitida.
II.2. COMUNICAÇÃO CARRIER
Os sistemas de comunicação carrier aplicados em
linhas de energia diferem no método de chamada,
na fonte de alimentação, ou no sistema de
modulação, mas qualquer configuração pode ser
classificada como simplex ou duplex, dependendo
da sua operação.
Em um sistema simplex, somente uma estação
por vez pode transmitir em um dado instante. Na
comunicação simplex todas as estações em um
canal operam com a mesma freqüência.
Um sistema duplex, por sua vez, opera como um
serviço telefônico. As transmissões podem ser
realizadas simultaneamente entre duas estações.
Em uma estação, a primeira de duas freqüências
é usada para transmissão e a segunda para
recepção. Na outra estação, a primeira freqüência
é usada para recepção e a segunda para
transmissão.
II.3. SISTEMA SIMPLEX DE FREQÜÊNCIA ÚNICA
Este é o mais simples sistema de comunicação
carrier em termos do número de equipamentos
necessários e facilidade de ajustes após a
instalação. Um botão é usado para chavear entre
transmissão e recepção.
II.4. SISTEMA DUPLEX DE DUAS FREQÜÊNCIAS
Os componentes básicos de um sistema duplex
de duas freqüências estão dispostos no diagrama
em blocos da figura 1.
Unidade deChamada
Transmissor
Unidade deToque
Receptor
UnidadeHíbrida
Amplificadorde Áudio
Extensão2 fios
ParaCircuito deSintonia
Figura 1 – Unidades Básicas de um Sistema de
Comunicação Duplex
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 455 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Fora o fato do transmissor e receptor operarem
em freqüências diferentes, a principal diferença
entre este sistema e o sistema simplex descrito
acima é a adição da unidade híbrida de áudio.
É esta unidade que torna possível para o
transmissor e o receptor operarem continuamente
durante a comunicação, sem a necessidade de
chaveamento. II.5. SISTEMA DUPLEX DE VÁRIAS ESTAÇÕES
O sistema duplex de várias estações oferece as
vantagens da comunicação duplex entre
quaisquer duas estações dentre várias utilizando
somente um canal de comunicação. Neste caso,
dois transmissores e dois receptores são usados
ao invés de um, como no sistema duplex anterior.
II.6. SISTEMA SIMPLEX AUTOMÁTICO
Este é o sistema mais versátil de todos os
sistemas de comunicação carrier aplicados a
linhas de energia. O número de estações em um
dado canal não é limitado a dois, como no usual
sistema duplex de duas freqüências. Este sistema
permite uma comunicação individual entre várias
estações no mesmo canal. A adição de algumas
unidades ao diagrama do sistema duplex da figura
1 permite a criação de um estado de espera
usado para chavear ora a transmissão de dados e
ora a recepção de dados.
III. APLICAÇÕES
III.1. SISTEMAS DE CHAMADA
Os principais sistemas usados para estabelecer
uma chamada em um canal carrier são:
• Toque codificado, usado freqüentemente
em linhas rurais para atingir determinado
ponto que tem um código codificado em
toques.
• Chamada por voz, onde um auto-falante
simplesmente anuncia a pessoa com quem
se deseja falar.
• Toque automático, usado para
comunicação ponto a ponto.
• Discagem seletiva, onde o número
desejado é discado, como em sistemas
convencionais de telefone.
III.2. PROTEÇÃO CARRIER
Um canal carrier piloto oferece a possibilidade de
acionamento rápido e simultâneo de ambos os
disjuntores de um circuito de energia em um a três
ciclos para faltas ao longo de toda a seção. Como
conseqüência, tem-se:
• Estabilidade: a eliminação simultânea
melhora a estabilidade do sistema e
aumenta a carga que pode ser carregada
seguramente através de linhas de
interconexão paralelas.
• Religamento rápido: o acionamento
simultâneo é essencial para religamento
rápido.
• Choque para o Sistema: distúrbios do
sistema, como quedas de tensão e
desligamento de cargas síncronas, são
reduzidos através da eliminação rápida de
faltas.
• Flexibilidade no projeto do Sistema:
determinados arranjos de sistema que não
podiam ser protegidos com velocidade
suficiente são possíveis com o uso da
proteção carrier.
• Propagação das Faltas: a rápida
eliminação de faltas trifásicas mais graves
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 456 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
entre fases e as envolvendo o terra reduz
significativamente a propagação da falta
para outras fases do sistema.
• Proteção de terra melhorada: em
sistemas onde a proteção rápida de terra
não é possível, o uso da proteção carrier
oferece a solução ideal.
• Fora de Sincronismo: o canal de carrier
proporciona meios para prevenir a
operação de relés de proteção devido a
oscilações de potência ou condições de
fora de sincronismo, eliminando ainda as
faltas durante tais condições.
• Faltas Simultâneas: os recursos
adicionados para discriminação tornam
possível uma proteção com desempenho
superior quando da ocorrência de faltas
simultâneas.
Relé
T / R
Relé
T / R
1
2
Figura 2 – Sistema Carrier de Proteção
• Uso integrado: do ponto de vista
econômico o uso integrado de um canal
carrier para comunicação ponto a ponto,
ou para controle ou medição remota, pode
indicar o uso de um piloto carrier onde os
requisitos de proteção sozinhos não
justificariam seu uso.
III.3. TELEMEDIÇÃO USANDO CARRIER
Telemedição é a indicação ou registro de uma
grandeza em uma localização distante daquela na
qual a grandeza existe. As grandezas telemedidas
mais freqüentes nos sistemas de potência são
grandezas elétricas, normalmente kW e kVAR.
Outras grandezas como temperatura do ponto
quente, nível de água, posição do comutador,
dentre muitas outras podem ser telemedidas.
Existem dois sistemas de medição:
• Taxa de pulso;
• Duração de pulso.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 457 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
No sistema de taxa de pulso, a freqüência ou taxa
dos pulsos varia proporcionalmente à magnitude
da grandeza telemedida.
No sistema de duração de pulso, a freqüência dos
pulsos é constante. A duração do pulso durante
um ciclo de pulso completo é proporcional à
magnitude da grandeza telemedida.
III.4. CONTROLE DE CARGA E FREQÜÊNCIA
O controle de carga e freqüência corresponde ao
controle feito na saída de um gerador ou grupo de
geradores em um sistema de tal modo a manter a
freqüência do sistema e regular o intercâmbio de
potência com outros sistemas de acordo com um
plano predeterminado.
III.5. CONTROLE SUPERVISIONADO
Controle supervisionado é um sistema de controle
e supervisão executado de um ponto central para
a operação de equipamentos em uma ou mais
localizações remotas. O controle e a supervisão
de diversas partes separadas dos equipamentos
são realizados relativamente com poucos
condutores ou canais.
III.6. FUNÇÕES COMBINADAS EM UM CANAL
CARRIER
Muitas das funções de um sistema de
comunicação carrier que foram descritas podem
ser desempenhadas simultaneamente através de
um único canal de carrier. Normalmente, vários
canais na mesma linha podem compartilhar o
mesmo equipamento de acoplamento e sintonia.
O uso eficiente destes equipamentos
freqüentemente justifica o investimento nos
aparatos para o sistema que poderiam não ser
justificáveis para uma única função sozinha.
IV. PROPAGAÇÃO DO SINAL CARRIER EM
LINHAS DE TRANSMISSÃO
IV.1 PROPAGAÇÃO ENTRE DOIS CONDUTORES DE
FASE
Da teoria de linhas de transmissão, as equações
gerais de corrente alternada, em regime
permanente, que podem ser aplicadas à
transmissão de sinal carrier, são dadas por:
( ) ( ) ljCRRljCRRT e
ZIUe
ZIUU ⋅+−
•••
⋅+
••••
−+
+= βαβα .
2.
.2
.
( ) ( ) lj
C
CRRlj
C
CRRT e
Z
ZIUe
Z
ZIUI ⋅+−
•
•••
⋅+•
••••
−+
+= βαβα .
.2
..
.2
.
Nestas expressões, UT e IT são a tensão e a
corrente no transmissor enquanto UR e IR são a
tensão e a corrente no receptor, respectivamente.
A impedância característica dada por ZC, é
definida como:
CL
Z C =•
sendo L e C a indutância e a capacitância por
unidade de comprimento, respectivamente.
A constante de propagação dada por α+jβ é
definida como:
( ) ( )CjgLjryzj ϖϖβα ++==+••
..
A distância entre o transmissor e receptor é dada
por l.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 458 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
O resultado exposto acima permite que sejam
analisadas algumas peculiaridades.
As ondas estacionárias resultantes da soma de
ondas viajantes originadas na linha aumentam as
perdas e a radiação de energia da linha, além de
outros efeitos indesejáveis.
A atenuação causada pela linha é outro fator de
extrema importância em aplicações carrier, pois
determina a fração da energia transmitida
disponível no receptor para superar ruídos e
interferências.
Analisando-se o segundo termo das expressões,
pode-se verificar que se a impedância de
terminação da linha no lado receptor for igual à
impedância característica ZC da linha, não há mais
tensão ou corrente refletida, eliminando os
problemas causados pela reflexão.
Particularmente para linhas longas, o segundo
termo torna-se irrelevante, mesmo no caso em
que a terminação seja diferente de ZC.
Um caso especial que deve ser considerado
refere-se a taps e linhas que se estendem sobre a
linha na qual o sinal carrier é transmitido. A
impedância de entrada neste caso pode ser
extremamente baixa sob certas condições e pode
constituir praticamente um curto-circuito ao longo
do canal carrier.
V. RUÍDO EM LINHAS DE TRANSMISSÃO
A relação sinal-ruído é o principal critério do
desempenho de um sistema de transmissão
carrier. O nível de ruído presente no receptor de
um canal carrier é tão importante para a correta
operação quanto a atenuação do meio de
transmissão.
Os ruídos podem ser classificados como:
• Randômico: possuem um espectro de
freqüência contínuo, contendo todas as
freqüências em quantidades iguais.
• Impulso: de maior importância, é
produzido quando pulsos discretos, em
intervalos definidos, existem nos terminais
de entrada de um receptor.
VI. EQUIPAMENTOS E CIRCUITOS DE
ACOPLAMENTO E SINTONIA
Para acoplar um circuito carrier a uma linha de
energia são utilizados capacitores de
acoplamento. O esquema típico de um capacitor
de acoplamento é apresentado na figura 3.
1
2
4 5 6
3
Figura 3 – Esquemático de um Capacitor de
Acoplamento para Carrier
Um capacitor de acoplamento pode possuir um ou
mais módulos capacitivos montados em uma
porcelana presa a uma base metálica. Cada
módulo é formado por diversas unidades
capacitivas conectadas de modo a se obter a
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 459 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
capacitância desejada. A base metálica contém os
seguintes componentes:
• Bobina de drenagem;
• Chave de aterramento;
• Gap de proteção.
A bobina de drenagem tem a função de aterrar o
sinal de 60 Hz da linha, permitindo somente a
passagem do sinal carrier.
A chave de aterramento é usada para
manutenção, aterrando o capacitor para proteção.
O gap protege a bobina de drenagem contra
surtos de tensão durante a operação normal.
Normalmente o carrier é montado junto a um
transformador de potencial indutivo usado para
transformação de tensão, aproveitando-se em um
mesmo equipamento o dispositivo de potencial
capacitivo. Neste caso, são incluídos mais alguns
componentes na base metálica. Este equipamento
é conhecido como Transformador de Potencial
Capacitivo – TPC.
VI.1. BOBINA DE BLOQUEIO
Um equipamento importante que se torna
necessário em sistemas carrier é a bobina de
bloqueio. Uma bobina de bloqueio é um circuito
ressonante paralelo ligado em série com a linha
de transmissão e sintonizado para bloquear o
sinal carrier. A bobina de bloqueio permite que o
sinal carrier fique confinado na região de
aplicação, o que aumenta o desempenho e a
confiabilidade do sistema de comunicação carrier,
uma vez que o sinal carrier é isolado de outras
partes do sistema elétrico.
VI.2. CIRCUITOS DE SINTONIA
Para compensar as perdas do sinal carrier devido
à resistência das linhas de transmissão e às
reatâncias do capacitor de acoplamento, é
utilizado um circuito de sintonia. Este circuito é
formado basicamente por uma indutância variável
ligada em série com o capacitor. Atuando-se
sobre esta indutância é possível cancelar a
reatância do capacitor de acoplamento na
freqüência do sinal carrier, aumentando
conseqüentemente a eficiência do acoplamento.
Normalmente, em algumas aplicações, torna-se
necessário o uso de mais de uma freqüência
carrier. Em tais casos, uma economia pode ser
obtida através do uso de um sistema de sintonia
de multi-freqüência, que permite sintonizar um
único capacitor de acoplamento para duas
freqüências carrier diferentes.
Teoricamente poderíamos estender o uso de um
capacitor de acoplamento para várias freqüências.
Contudo, a complexidade do circuito de sintonia e
a própria dificuldade envolvida nos ajustes
tornariam o projeto inviável econômica e
tecnicamente. Portanto, do ponto de vista prático,
é mais aconselhável usar não mais que duas
freqüências.
VI.3. CABO COAXIAL
Os circuitos de transmissão e recepção são
geralmente conectados aos capacitores de
acoplamento através de cabos coaxiais. Contudo,
o comprimento desses cabos é limitado devido à
atenuação do sinal, que varia conforme as
características do sistema.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 460 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
VI.4. MÉTODOS DE ACOPLAMENTO
Existem diversas maneiras para se utilizar um ou
mais condutores de uma linha trifásica como
condutores para os sinais carrier. Dentre os
acoplamentos possíveis, pode-se destacar:
• Fase-terra;
• Entre fases;
• Entre circuitos;
• Circuito duplo com retorno pelo terra;
• Acoplamento em barramento.
O mais simples, e também mais utilizado, é o
acoplamento fase-terra, no qual um condutor da
linha é usado como uma perna do circuito carrier,
e o terra como retorno.
VII. MANUTENÇÃO PREDITIVA
A manutenção de um sistema carrier envolve
vários equipamentos, conforme discutido ao longo
do texto. Contudo, o capacitor de acoplamento
montado normalmente em um TPC, é o
equipamento mais complexo que representa o
ponto mais importante e crítico do sistema carrier.
O TPC por ser um equipamento estático, requer
manutenção mínima. Uma inspeção visual é
suficiente para observar se há vazamento de óleo
ou aletas quebradas da caixa metálica, por
exemplo. Para se estabelecer uma verificação
periódica dos parâmetros elétricos deve-se seguir
os procedimentos a seguir.
VII.1. MÓDULOS CAPACITIVOS
O meio mais confiável para se verificar o estado
dielétrico do capacitor é através da medida da
capacitância e tangente delta de cada módulo. Se
os valores medidos no campo são maiores que os
indicados na placa de características do TPC, é
sinal de que temos umidade ou contaminação por
arcos no dielétrico. Um valor de tangente delta
(fator de dissipação) superior a 1% indica
claramente que o capacitor está se deteriorando,
devendo ser retirado de serviço. Como um
capacitor de acoplamento é formado por vários
elementos em série, a falha de um ou mais
elementos pode ser detectada por um aumento no
valor da capacitância. Uma variação de mais de
3% no valor da capacitância, determina a retirada
de serviço da unidade.
VII.2. DISPOSITIVOS
A chave de aterramento deve ser operada
periodicamente, dependendo do grau de poluição
e umidade do local, a fim de se verificar o seu
funcionamento, comprovando assim que não
estão bloqueadas pela corrosão. Deve ser
verificada também se existem sinais de umidade
ou condensação na caixa do Carrier.
VIII. MANUTENÇÃO CORRETIVA
Como se trata de um equipamento hermético,
qualquer intervenção somente poderá ser feita em
fábrica. Em casos específicos, pode-se efetuar a
troca de alguns módulos sem recalibração.
Contudo, quaisquer serviços de calibração que se
tornem necessários, deverão ser executados em
fábrica.
IX. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
Os sistemas de comunicação e proteção carrier
compreendem alguns equipamentos necessários
à operação do sistema. Em especial, o capacitor
de acoplamento montado normalmente em um
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 461 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
TPC representa, conforme discutido
anteriormente, um ponto vital para a operação do
sistema. Devido à complexidade da construção
deste equipamento, a própria manutenção fica
restrita a verificações periódicas dos parâmetros
elétricos e dispositivos componentes. Além disso,
a própria bobina de bloqueio bem como outros
acessórios usados têm também importante
participação no desempenho do sistema como um
todo. Portanto, considerando-se esses aspectos,
pode-se estimar a vida útil de um sistema de
comunicação e proteção carrier como sendo de 20
anos.
REFERÊNCIAS
[1] Electrical Transmission and Distribution
Reference Book, by Central Station Engineers of
the Westinghouse Electric Corporation. East
Pittsburgh, Pennsyvania. 4a edição, 1950.
[2] Catálogos e manuais de Fabricantes.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 462 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Sistema de Comunicação Local
RESUMO
Chama-se rede telefônica de um edifício o
conjunto de cabos telefônicos, blocos terminais,
ferragens e materiais acessórios instalados no
imóvel com a finalidade de permitir a ligação de
equipamentos de telecomunicações à rede
telefônica externa. Este estudo se aplica a todos
tipos de edificações, em fase de projeto, de
construção, reforma ou ampliação, que
necessitam de rede telefônica interna
independentemente de seu porte, finalidade,
número de pavimentos, número de linhas e de
pontos telefônicos. O principal elemento de uma
rede interna em uma edificação é o PABX. O
PABX pode abranger serviços de voz, imagem e
dados. Este dispositivo pode integrar todos os
serviços existentes na empresa, não importando
onde os usuários estejam localizados. Uma
configuração de rede é utilizada para associar
localidades e fornecer serviços homogêneos para
todos os telefones e terminais. Em termos de
manutenção em redes internas tem-se: a
manutenção preditiva em PABX consiste na
verificação do estado das instalações, observação
do tráfego de elementos e testes cíclicos dos
diferentes componentes. Já a atividade de
manutenção corretiva em PABX consiste na
detecção de componentes defeituosos através da
indicação de alarmes indicados nos quadros,
seguindo as mensagens enviadas pelo sistema de
monitoração. Além do mais, as manutenções
indicam o grau de urgência da operação. O
serviço não dá uma mensagem explícita relativa
ao componente a ser trocado, mas uma
mensagem indicativa do componente defeituoso e
uma descrição da falha, permitindo ao técnico
deduzir e substituir o componente defeituoso.
Todos os componentes do PABX são testados
quando são inicializados; as unidades auxiliares e
interfaces são testadas ciclicamente. Quanto aos
demais elementos da rede, a detecção de
problemas implica, na maioria das vezes, na troca
do elemento em mau funcionamento. A vida útil
econômica do principal elemento da rede interna,
o PABX, sofre, principalmente, influências da
obsolescência tecnológica. Contribuem para a
estimação da vida útil as características
construtivas e os critérios de manutenção.
Considera-se para a rede telefônica interna 15
anos de vida útil econômica.
I. INTRODUÇÃO
Chama-se rede telefônica de um edifício o
conjunto de cabos telefônicos, blocos terminais,
ferragens e materiais acessórios instalados no
imóvel com a finalidade de permitir a ligação de
equipamentos de telecomunicações à rede
telefônica externa. Este estudo se aplica a todos
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 463 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
tipos de edificações, em fase de projeto, de
construção, reforma ou ampliação, que
necessitam de rede telefônica interna
independentemente de seu porte, finalidade,
número de pavimentos, número de linhas e de
pontos telefônicos.
II. CARACTERÍSTICAS
II.1. DEFINIÇÕES
Para um melhor entendimento dos conceitos
relacionados à redes telefônicas, é importante a
apresentação das seguintes definições:
• Bloco Terminal Interno (BLI): bloco de
material isolante, destinado a permitir a
conexão de cabos e fios telefônicos.
• Cabo de Entrada: cabo que interliga a rede
externa da operadora à caixa de
distribuição geral do edifício.
• Cabo Interno (CI): cabo que interliga a
caixa de distribuição geral às caixas de
distribuição.
• Distribuidor Geral do Edifício: caixa ou sala
onde são terminados e interligados o cabo
de entrada e os cabos internos do edifício.
• Rede Secundária: Rede de fios telefônicos
internos (FI) que se estendem desde o
distribuidor geral até as caixas de
distribuição.
• Rede Telefônica Interna: conjunto de
meios físicos (cabos, blocos terminais, fios,
etc) necessários para prover a ligação de
qualquer equipamento terminal de
telecomunicações dentro de um edifício à
rede telefônica externa.
• Fio Telefônico Interno (FI): par condutores
que interligam as tomadas telefônicas aos
blocos terminais internos.
• Ponto Telefônico: previsão de demanda de
um telefone principal ou de qualquer
serviço que utilize pares físicos dentro de
um edifício.
• Carga de uma Caixa de Distribuição:
somatório dos pontos atendidos a partir de
uma caixa de distribuição.
• Número Ideal de Pares Terminados (PT):
número mínimo de pares necessário par o
atendimento da carga prevista.
• Número Efetivo de Pares Terminados:
número real de pares que são ligados aos
blocos terminais internos de uma caixa de
distribuição ou caixa de distribuição geral.
• Linha Individual: linha telefônica que
atende a um assinante, conectada a uma
estação telefônica publica, que pode ser
classificada em residencial ou não
residencial.
• Linha Privativa (LP): linha física constituída
de um ou mais pares de fios e de
equipamentos complementares, que
interliga dois pontos distintos e não é
conectada aos equipamentos de
comutação das estações telefônicas
públicas.
• Linha Tronco ou Tronco de CPCT: linha
telefônica que interliga uma CPCT a uma
estação telefônica publica.
• Central Privada de Comutação Telefônica
(CPCT): estação comutadora para uso
particular (PABX, PBX, KS), interligada
através de linhas troncos a uma estação
telefônica pública, que permite a seus
ramais acesso às redes de
telecomunicação interna ou externa,
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 464 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
através de comutação automática ou
manual.
• Ramal de CPCT: terminal de CPCT ligado
a rede telefônica interna ou a uma linha
privativa.
• Ramal Interno: ramal de CPCT que não
ocupa pares na rede externa da operadora
e que conecta o equipamento de
comutação de uma CPCT localizada num
edifício a um aparelho telefônico localizado
no mesmo edifício.
• Ramal externo: ramal de CPCT que ocupa
um par da rede externa da operadora e
que conecta o equipamento de comutação
de uma CPCT localizado em um edifício, a
um aparelho telefônico localizado em outro
endereço.
• Distribuidor Geral de CPCT: caixa ou sala
onde são terminados e interligados os
cabos provenientes da CPCT e os cabos
provenientes da rede de ramais de CPCT
e ou da rede interna do edifício.
II.2. MATERIAIS UTILIZADOS
Os materiais relacionados a seguir são aqueles
que devem ser especificados nos projetos de
redes telefônicas internas. São eles:
• Anéis guia com rosca soberba;
• Blocos terminais;
• Canaleta suporte;
• Braçadeira para cabo (BC);
• Cabos telefônicos para rede interna (CI);
• Fios FI;
• Cabos telefônicos para interligação de
edificações;
• Suporte para borne fêmea para pino
banana;
• Tomada padrão para telefone;
• PABX.
II.3. PABX
Um PABX pode abranger serviços de voz,
imagem e dados. Este dispositivo pode integrar
todos os serviços existentes na empresa, não
importando onde os usuários estejam localizados.
Uma configuração de rede é utilizada para
associar localidades e fornecer serviços
homogêneos para todos os telefones e terminais.
Um exemplo de uma estrutura básica é a
chamada tecnologia cristal. As placas (interfaces,
sistema, auxiliares, etc.) estão totalmente
interconectadas e controladas por uma CPU.
Figura 1: Estrutura Cristal
Em termos de segurança, confiabilidade e
flexibilidade, esta estrutura oferece as seguintes
vantagens:
• Nenhuma saturação do tráfego, não
importando o número de usuários (1
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 465 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Erlang). O tráfego suportado está
relacionado com o número de enlaces.
• Nenhum barramento comum. Um
problema em um enlace não interrompe
toda a operação em outros enlaces.
• Funções descentralizadas em todas as
placas: circuito de comutação, detector de
tom, conferência a três.
• Fontes de alimentação descentralizadas
em todas as placas: cada placa converte
suas próprias tensões a partir da
distribuição de 48V; as necessidades de
fonte de alimentação dependem das
placas de extensão instaladas.
• Possibilidade de salvar dados com uma
placa de disco flexível em um sub-bastidor
ou em disco flexível.
• Possibilidade de instalação de uma CPU
de back-up.
II.3.1 Ambiente Geral
Os elementos que normalmente podem ser
conectados são de três tipos:
• Telefone e computadores;
• Redes internas de computadores (redes
locais etc.);
• Redes externas de telecomunicações e
teletransmissão (STN, RDSI, X25, etc.).
A operação destes elementos está assegurada
pelas interfaces telefônicas e de acesso a dados,
e pelos protocolos de voz e dados.
Figura 2: Elementos que podem ser conectados a rede
interna
II.3.2. Modularidade
a) Sub-Bastidores Um sub-bastidor é um painel traseiro onde as
placas de interface e de processamento são
conectadas. Há diversos tipos de sub-bastidores e
três tamanhos diferentes.
b) Gabinetes Diversos tipos de gabinetes estão disponíveis de
acordo com a capacidade do usuário. Os
gabinetes podem suportar sub-bastidores;
MODEM’s, baterias, etc.
c) Configurador A capacidade real disponível em um gabinete é
configurada pelo configurador. O configurador
determina o número e o tipo de placas e sub-
bastidores necessários e o número e o tipo de
gabinetes de acordo com as necessidades do
cliente.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 466 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
d) Placas Encontram-se presentes nestes dispositivos
placas de processamento, placas de interface;
placas auxiliares e placas analógicas.
III. MANUTENÇÃO PREDITIVA
A manutenção preditiva em PABX consiste na
verificação do estado das instalações, observação
do tráfego de elementos e testes cíclicos dos
diferentes componentes.
IV. MANUTENÇÃO CORRETIVA
Já a atividade de manutenção corretiva em PABX
consiste na detecção de componentes defeituosos
através da indicação de alarmes indicados nos
quadros, seguindo as mensagens enviadas pelo
sistema de monitoração. Além do mais, as
manutenções indicam o grau de urgência da
operação. O serviço não dá uma mensagem
explícita relativa ao componente a ser trocado,
mas uma mensagem indicativa do componente
defeituoso e uma descrição da falha, permitindo
ao técnico deduzir e substituir o componente
defeituoso. Todos os componentes do PABX são
testados quando são inicializados; as unidades
auxiliares e interfaces são testadas ciclicamente.
Quanto aos demais elementos da rede, a
detecção de problemas implica, na maioria das
vezes, na troca do elemento em mau
funcionamento.
V. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
A vida útil econômica do principal elemento da
rede interna, o PABX, sofre, principalmente,
influências da obsolescência tecnológica.
Contribuem para a estimação da vida útil as
características construtivas e os critérios de
manutenção. Considera-se para a rede telefônica
interna 15 anos de vida útil econômica.
REFERÊNCIAS
[1] Manual de fabricante.
[2] Manual de rede telefônica interna de imóveis _
Projeto. TELEMIG. 1990.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 467 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Sistema de Controle Químico e Volumétrico
RESUMO
O Sistema de Controle Químico e Volumétrico
para uma Usina Nuclear tipo Reator de Água
Pressurizada – PWR, é o sistema auxiliar mais
importante, sendo permanentemente necessário
para a operação do reator. Esta descrição é típica,
podendo ter pequenas variações de uma usina
para outra em função da filosofia de cada
fabricante. Nela estão descritos as funções do
sistema, sua descrição considerando os critérios
de projeto, detalhes e conexões com outros
sistemas. Com relação aos equipamentos é feito
uma descrição sumária dos principais, como
bombas, tanques, desmineralizadores, válvulas,
trocadores de calor e tubulações. Com relação a
instrumentação do sistema é descrito os principais
controles e pontos de medição de vazão,
temperatura, nível e pressão. Num item específico
é feito uma descrição da operação do sistema,
considerando condições de partida da planta,
operação a potência e parada. Da manutenção é
feito uma descrição considerando os principais
programas de manutenção para este sistema.
Uma análise sobre a vida útil do sistema é feita
com base na vida útil de seus equipamentos. A
vida útil do Sistema de Controle Químico e
Volumétrico pode ser considerada de 40 anos.
I. FUNÇÕES DO SISTEMA
A principal função do sistema é o controle do nível
de água do Pressurizador em diferentes
condições de operação da usina. Adicionalmente,
o sistema possibilita a purificação contínua do
refrigerante do reator e o controle químico da
reatividade.
Funções adicionais são desempenhadas durante
as várias fases de operação da planta, sendo que
algumas delas são específicas para condições de
partida e parada, tais como:
• Enchimento do Sistema de Refrigeração
do Reator;
• Filtragem e purificação do refrigerante do
reator através de um fluxo contínuo que é
desviado para filtros e desmineralizadores
trocadores de íons;
• Compensação de variações de volume do
refrigerante do reator causadas por
variações de densidade devida as
variações de temperatura, particularmente
durante a partida e parada da usina,
aquecimento e resfriamento do Sistema de
Refrigeração do Reator;
• Compensação de variações de volume
devido a pequenos vazamentos no
Sistema de Refrigeração do Reator;
• Injeção de ácido bórico e água
desmineralizada no Sistema de
Refrigeração conforme a necessidade para
o controle químico da reatividade e
transferência do refrigerante substituído
para os tanques de armazenamento;
• Aspersão auxiliar no Pressurizador;
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 468 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
• Injeção de hidrogênio no refrigerante do
reator;
• Injeção de produtos químicos, hidróxido de
lítio e hidrazina, no refrigerante do reator
para controlar o pH e escorva de oxigênio
durante a partida da usina
respectivamente;
• Selagem das Bombas de Refrigerante do
Reator;
• Medida em serviço da concentração de
boro;
• Monitoração de falhas em elementos
combustíveis;
• Variações da concentração de boro
através do sistema de regeneração térmica
de boro.
Cada projeto tem suas diferenças e pode-se
encontrar usinas que não possuem todas estas
funções ou que tenham outras não relacionadas
acima.
II. DESCRIÇÃO DO SISTEMA
Durante operação a potência o Sistema de
Refrigeração do Reator é mantido sob contínuo
suprimento e retirada de água via linhas de
carregamento e da selagem das Bombas de
Refrigeração do Reator e da linha de saída
respectivamente.
O fluxo de carregamento normalmente é enviado
para a perna fria do Sistema de Refrigeração do
Reator, com opções de envio para mais de um
circuito.
O controle do nível do Pressurizador é feito numa
válvula que poderá estar tanto na linha de
carregamento como na linha de saída. Assim, o
fluxo de carregamento ou saída são dependentes
do nível do Pressurizador.
O fluxo normal de carregamento durante operação
normal de potência é da ordem de 200 lpm, sendo
que ainda entram no Sistema de Refrigeração do
Reator aproximadamente 20 lpm pela selagem de
cada Bomba de Refrigeração do Reator.
Do fluxo total de injeção pelas Bombas de
Refrigeração do Reator uma parte extravasa dos
selos e retorna para o Sistema de Controle
Químico e Volumétrico. Logo, nem todo o fluxo de
selagem entra no Sistema de Refrigeração do
Reator.
A linha de saída normal é conectada numa perna
intermediária. O fluxo de saída passa pelo
Trocador de Calor Regenerativo, transferindo
calor para a água de carregamento, usando o
princípio do contrafluxo. Neste ponto, a
temperatura da água de saída é reduzida de 290 oC para cerca de 140 oC a plena potência. A
seguir o fluxo de saída passa por orifícios ou
válvulas redutoras de pressão que promovem uma
redução da pressão da ordem de 120 Kgf/cm2.
Após esta redução de pressão há um trecho de
linha com a finalidade de promover um retardo no
deslocamento do fluido, para permitir o
decaimento do Nitrogênio 16, que é um emissor
gama de alta energia, reduzindo assim as taxas
de dose produzidas pelo refrigerante do reator, do
lado de fora do envoltório de contenção,
transitando pelas tubulações nos edifícios
auxiliares da planta.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 469 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Nos edifícios auxiliares, com uma pressão
controlada, ocorre a junção com a saída oriunda
do Sistema de Remoção de Calor Residual, a qual
é usada durante as partidas e paradas da
unidade, quando a pressão do Sistema de
Refrigeração do Reator está baixa e não é capaz
de gerar fluxo adequado através do sistema
redutor de pressão (válvulas ou orifícios). Este
fluxo é importante para permitir a purificação
adequada do Sistema de Refrigeração do Reator.
Após a junção com o Sistema de Remoção de
Calor Residual o fluxo de saída, passa por um
segundo estágio de resfriamento, agora resfriado
pelo Sistema de Refrigeração dos Componentes,
onde a temperatura é reduzida para
aproximadamente 45oC. Estando agora numa
temperatura e pressão compatíveis com os
sistemas auxiliares, através de alinhamentos
específicos, esta água poderá ser tratada em
desmineralizadores mistos e/ou aniônicos, filtrada,
desgaseificada, armazenada ou ser direcionada
diretamente para o Tanque de Controle Químico e
Volumétrico.
O Tanque de Controle Químico e Volumétrico
alimenta a sucção das bombas de carregamento
que por sua vez suprem o carregamento para o
Sistema de Refrigeração do Reator e a injeção de
selagem. Este tanque possui um bocal de spray,
de modo a aumentar a área de contato entre a
água e a camada de hidrogênio que mantém o
mesmo pressurizado. Em condições normais de
operação ele recebe todo o fluxo de saída. O
controle de nível deste tanque atua normalmente
numa válvula a montante do mesmo que no caso
de nível alto, desviará o fluxo de saída para o
sistema de armazenamento.
Bombas de Carregamento, com alta pressão,
succionam do Tanque de Controle Químico e
Volumétrico e descarregam no Sistema de
Refrigeração do Reator através da linha de
carregamento e na selagem das Bombas de
Refrigeração do Reator. A linha de carregamento
que vai para o Sistema de Refrigeração do Reator
passa pelo Trocador de Calor Regenerativo cuja
finalidade básica é aquecer esta água para evitar
choque térmico. Este fluxo normalmente é
direcionado para a perna fria de um dos circuitos
do Sistema de Refrigeração do Reator, com a
alternativa de ser enviado para mais de um
circuito.
Normalmente, na sucção das Bombas de
Carregamento estão conectados os Sistemas de
Injeção de Ácido Bórico, de Água Desmineralizada
e de Injeção de Produtos Químicos, sistemas
estes que em conjunto com o Sistema de Controle
Químico e Volumétrico tem a função de variar a
concentração de ácido bórico e fazer o controle do
pH e O2 respectivamente do Sistema de
Refrigeração do Reator.
III. DESCRIÇÃO DOS EQUIPAMENTOS
III.1. TUBULAÇÕES
Todas as tubulações do Sistema de Controle
Químico e Volumétrico e os sistemas auxiliares
conectados a ele são feitas em aço austenítico e
soldadas.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 470 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
III.2. VÁLVULAS
Todas as válvulas conectadas ao Sistema de
Tubulações do Sistema de Refrigeração do Reator
são projetadas conforme requisitos da categoria 1.
As válvulas do Sistema de Controle Químico e
Volumétrico que operam sob alta pressão são
projetadas conforme requisitos da categoria 2.
Todas as válvulas são em aço austenítico e
quando de alta pressão são soldadas as
tubulações. Existem além das estações redutoras
de alta e baixa pressão, válvulas de três vias,
válvulas estranguladoras, válvulas de segurança e
válvulas direcionadoras (check valve). Todas
estas válvulas em função de sua categoria são
especiais e dificilmente encontradas em prateleira,
sendo necessário encomendas específicas.
III.3. BOMBAS DE CARREGAMENTO
As Bombas de Carregamento de alta pressão
podem ser centrífugas de vários estágios ou de
deslocamento positivo. São bombas que por
trabalharem com o refrigerante do primário,
radioativo, deve ser garantido que não ocorra
nenhum vazamento. Logo terão que ter um
sistema de selagem para cumprir esta função.
Como estas bombas injetam água no Sistema de
Refrigeração do Reator que está em condições
normais de operação em 157 kgf/cm2, sua
pressão de descarga deve ser da ordem de 200
Kgf/cm2 para compensar as perdas na linha de
carregamento. Normalmente são bombas
especiais que requerem sistemas auxiliares de
suprimento e resfriamento do óleo dos mancais,
suprimento de água para selagem e resfriamento
do selo, sistema de resfriamento do motor,
sistema de drenagem e ventilação especiais do
compartimento da bomba uma vez que ela
trabalha com fluido radioativo.
III.4. TANQUES
O tanque de Controle Químico e volumétrico tem
as funções de fornecer pressão de retaguarda no
extravasamento dos selos das Bombas de
Refrigeração do Reator, fornecer pressão
adequada na sucção das bombas de
carregamento para a sua correta operação,
permitir o controle da concentração de O2,
fornecer caminho de complementação, fornecer
caminho de remoção de gases e receber parte do
surto devido a expansão volumétrica do Sistema
de Refrigeração do Reator.
Durante operação normal, uma pressão
manométrica de aproximadamente 1,0 Kgf/cm2 de
Hidrogênio, é mantida automaticamente no
tanque.
III.5. DESMINERALIZADORES
Os desmineralizadores de leito misto retêm
partículas e íons provenientes de produtos de
fissão e produtos de corrosão, excetuando os íons
de lítio e césio. São projetados para
proporcionarem um fator de descontaminação
maior que 10, (FD = Atividade na
entrada/atividade na saída) para a maioria dos
produtos de fissão. Os Desmineralizadores de
Leito Catiônico tem a função de reter partículas de
Lítio e Césio. É usado de forma intermitente,
determinado pela Química, de modo a controlar a
concentração de Li7 no refrigerante do reator,
auxiliando no controle do pH. A resina tem ainda a
capacidade de manter a concentração de Césio
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 471 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
no refrigerante abaixo de 1,0µCi/cm3, com até 1%
de falhas em elementos combustíveis.
O leito catiônico foi dimensionado em função da
produção de Li7 e também deve ter 10 como fator
mínimo de descontaminação.
III.6. FILTROS
Os filtros tem a finalidade de remover resíduos de
resinas e particulados que venham no fluxo de
saída, normalmente após passar pelos
desmineralizadores dos sistemas auxiliares. Eles
tem a capacidade de remover 98% de partículas
acima de 0,45 micros de tamanho, ou maiores,
com o objetivo de reduzir a atividade do Sistema
de Refrigeração do Reator. Nas linhas de selagem
das Bombas de Refrigeração do Reator ainda por
motivos de proteção dos selos também são
instalados filtros.
III.7. TROCADORES DE CALOR
Os Trocadores de Calor Regenerativos ou
recuperativos são de tubos em U e empregam o
princípio do contrafluxo. Os outros trocadores de
calor do Sistema de Controle Químico e
Volumétrico são do tipo em tubo reto. Em ambos
os trocadores de calor toda a parte que está em
contato direto com o Sistema de Refrigeração do
Reator é feito em aço austenítico. A fonte fria de
todos os trocadores de calor que tem de um lado
o refrigerante do reator, que não o regenerativo, é
o Sistema de Refrigeração dos Componentes.
IV. INSTRUMENTAÇÃO
Consideraremos como instrumentação a parte de
medição e de controle. A medição pode ser local
ou na Sala de Controle da Usina. São medidos os
parâmetros tais como: vazão, nível, pressão,
temperatura, posição de válvulas, concentrações
(boro, hidrogênio etc.). Toda a instrumentação que
é usada para medição ou controle de sistemas
relacionados com a segurança da usina é
qualificada tanto do ponto de vista de
confiabilidade quanto do ponto de vista ambiental.
Os principais controles de malha fechada do
Sistema de Controle Químico e Volumétrico são:
controle de temperatura da linha de saída,
controle de nível de água do Pressurizador,
controle de nível de água do Tanque de Controle
Químico e Volumétrico. Vários controles parciais e
intertravamentos relacionados com os sistemas de
proteção e segurança da planta são aplicados em
válvulas e bombas do Sistema de Controle
Químico e Volumétrico.
V. OPERAÇÃO
V.1. OPERAÇÃO DE PARTIDA
Na fase de partida com o Sistema de Refrigeração
do Reator com baixa pressão e com o
Pressurizador cheio o Sistema de Controle
Químico e Volumétrico requer modos especiais de
operação. Nesta situação é utilizado o caminho de
fluxo que vem do Sistema de Remoção de Calor
Residual e o controle de pressão é feito através
de uma estação redutora de baixa pressão,
porque as estações redutoras de alta pressão,
situadas na linha de saída, estão fora de serviço.
Com o Pressurizador cheio, ligam-se os
aquecedores e eleva-se a temperatura nele até
120 oC. Com esta temperatura o nível pode ser
reduzido para o de controle e haverá então a
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 472 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
formação de vapor dentro do Pressurizador.
Elevando então a pressão do Sistema de
Refrigeração do Reator até 31 kgf/cm2, pode-se
partir as Bombas de Refrigeração do Reator e
colocar em serviço a estação de controle de alta
pressão na linha de saída. Nesta situação o
Sistema de Calor Residual poderá então ser
isolado e o controle de pressão do Sistema de
Refrigeração do Reator passará a ser feito pelo
Pressurizador. O aquecimento do Sistema de
Refrigeração do Reator nesta condição é feito
pela energia liberada pelas Bombas de
Refrigeração do Reator.
Na fase de aquecimento há uma considerável
expansão de volume do Sistema de Refrigeração
do Reator, quando então o fluxo de saída fica
muito maior do que o de entrada, para manter o
nível no Pressurizador.
Para a partida do Reator, o Sistema de
Refrigeração do Reator deverá ser diluido para a
condição de criticalidade. Nesta condição o
Sistema de Controle Químico e Volumétrico
direciona todo o fluxo de saída para o sistema de
armazenamento enquanto que as Bombas de
Carregamento passam praticamente a succionar
água pura dos Tanques de Água
Desmineralizada, diluindo assim o primário.
V.2. OPERAÇÃO EM POTÊNCIA
Durante operação estabilizada em potência, o
refrigerante é extraído continuamente do Sistema
de Refrigeração do Reator para purificação e se
necessário para desgaseificação. Além disto, o
Sistema de Controle Químico e Volumétrico e de
Injeção de Ácido Bórico e Água Desmineralizada
são utilizados para ajustar a concentração de boro
no refrigerante do reator de acordo com a queima
e com o envenenamento por xenônio.
V.3. OPERAÇÃO DE PARADA
Primeiramente, o Sistema de Refrigeração do
Reator deverá ser borado pelo Sistema de
Controle Químico e Volumétrico, onde o fluxo de
saída é todo desviado para o sistema de
armazenamento e as Bombas de Carregamento
passam a succionar praticamente dos Tanques de
Ácido Bórico.
A contração volumétrica resultante do
resfriamento de acordo com o diagrama de
resfriamento é tão grande que o fluxo de saída cai
para praticamente zero. Nesta condição
normalmente tem-se duas Bombas de
Carregamento operando em paralelo.
A operação é inversa da condição de partida.
VI. MANUTENÇÃO PREDITIVA
Toda planta nuclear por exigência das
Especificações Técnicas do Relatório Final de
Análise de Segurança - RFAS, possui um
Programa de Testes Periódicos em Serviço. Este
programa prevê testes periódicos em todos os
sistemas e equipamentos relacionados com a
segurança da planta e naqueles como o Sistema
de Controle Químico e Volumétrico que são
importantes para a operação e confiabilidade da
unidade.
Além do Programa de Inspeção e Testes
Periódicos, há programas específicos, por
exemplo para monitoração de trocadores de calor,
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 473 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
onde são feitos testes não destrutíveis para
predizer as condições dos tubos e paredes dos
mesmos, da mesma maneira que há um programa
de controle de vibrações em bombas e análise de
óleos de equipamentos.
VII. MANUTENÇÃO CORRETIVA
Os problemas mais comuns estão relacionados
com os controles e o obsoletismo dos sistemas de
instrumentação. Em função deste envelhecimento
e a conseqüente dificuldade de encontrar em
prateleiras, para pronta entrega, peças
qualificadas de reposição, leva a operar sistemas
em manual, aumentando assim as probabilidades
de riscos operacionais.
As manutenções corretivas mais comuns são as
trocas de filtros que requerem cuidado especial na
operação em função dos níveis de atividade dos
mesmos, problemas de vazamentos nas selagens
das Bombas de Carregamento e troca de gaxetas
em válvulas.
Devido ao sistema primário possuir boro, mesmo
os mínimos vazamentos, são logo detectados em
função da cristalização do boro nas superfícies.
Para vazamentos maiores além das mudanças
nas condições operacionais dos sistemas eles são
facilmente detectados ou pelos sistemas de
detecção de vazamentos ou pelos sistemas de
monitoração de áreas.
VIII. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
A vida útil do Sistema de Controle Químico e
Volumétrico é função da vida útil dos diversos
equipamentos deste sistema. Com base nas
especificações técnicas dos equipamentos mais
especiais como as bombas de carregamento e os
trocadores de calor, este sistema tem uma vida
útil de 40 anos. Válvulas controladoras
normalmente tem uma vida útil menor e há um
programa para substituição.
Os desmineralizadores tem uma vida útil de não
mais do que um ano. Os filtros tem uma vida útil
entre 3 meses a 6 meses.
REFERÊNCIAS
CFOL - Curso de Formação de Operador
Licenciado da Central Nuclear de Angra dos Reis
– Eletronuclear SA
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 474 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Sistema de Dados Meteorológicos e Hidrológicos
RESUMO
Estações de dados meteorológicos e hidrológicos
são instalações com equipamentos destinados a
medir, armazenar e transmitir dados relacionados
às condições atmosféricas e ao ciclo hidrológico.
De forma geral, são medidos a temperatura
ambiente, umidade do ar, direção e velocidade
dos ventos, taxa de evaporação, altura de
precipitação, nível e vazão de cursos d’água. Para
cada grandeza medida, existem diversos tipos de
equipamentos utilizados, que, normalmente,
classificam-se em relação às etapas da aquisição:
medida, armazenamento, transmissão do sinal e
transmissão do registro. A manutenção dos
equipamentos é relativamente simples e realizada
de forma preventiva e corretiva. Na atualidade,
observa-se um grande desenvolvimento nas
tecnologias de aquisição automática e
transmissão de dados em longas distâncias,
implicando no aumento da confiabilidade dos
dados aquisitados e na redução do custo dos
equipamentos. Com isso, pode-se estimar que a
vida útil econômica a ser considerada para um
sistema de dados meteorológico e hidrológico é
de 10 anos.
I. INTRODUÇÃO
I.1. HISTÓRICO
O homem, desde sua origem, convive com as
condições naturais do planeta, tanto para seu uso
como para sua sobrevivência. Mesmo não
conhecendo a origem da água e o funcionamento
dos fenômenos naturais, as civilizações antigas
exploraram os recursos hídricos através de
projetos de irrigação, como no Egito e
Mesopotâmia, arquedutos romanos para
abastecimento de água e irrigação e controle de
inundação pelos chineses [1].
No século XVII, Pierre Perrault analisou os
componentes da relação entre precipitação,
evaporação e capilaridade da bacia do rio Sena e
comparou estas grandezas com medições de
vazão realizadas por Edmé Mariotte. Nos Estados
Unidos, a coleta sistemática de medidas de
precipitação iniciou-se em 1819, enquanto que a
de vazões teve inicio em 1888. No Brasil, os
postos mais antigos de precipitação são do final
do século XIX, enquanto que a coleta de dados de
níveis e vazões iniciaram-se no começo do século
XX [1].
I.2. REDES HIDROMETEOROLÓGICAS
A água constitui um patrimônio da humanidade,
devendo ser protegida e seu uso ser bem
gerenciado. Para isso, é necessário o
conhecimento dos recursos hídricos, não somente
a um dado instante, mas ao longo do tempo e com
o maior período de observação possível. As
instituições que participam do gerenciamento dos
recursos hídricos possuem e monitoram um
determinado número de postos de observação,
que se constituem em uma rede
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 475 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
hidrometeorológica. De acordo com os objetivos
dos dados a serem levantados, as estações
podem ser classificadas em:
a) Postos de hidrometria geral, que permitem
ter um conhecimento contínuo dos cursos
de água em todas as condições de
descarga;
b) Postos de alerta e de gestão, instalados
para um objetivo específico;
c) Postos temporários, instalados para um
estudo especial e uma duração limitada.
A densidade, distribuição, tipo de equipamentos e
grandezas observadas dependem de parâmetros,
dentre os quais pode-se destacar:
• Função do órgão operador, seja como
coordenador, agricultura, energia,
pesquisa, instituição de desenvolvimento
regional, dentre outras;
• Particularidades locais, tais como clima,
relevo, poluição, etc.;
• Verbas e pessoal disponível.
No Brasil a Agência Nacional de Energia Elétrica –
ANEEL é a instituição encarregada da
centralização dos dados hidrometeorológicos
brasileiros. A ANEEL opera diretamente ou
indiretamente. Uma parte dos postos
pluviométricos e hidrométricos, e outra grande
parte é de competência de outros
estabelecimentos públicos ou particulares
diferentes, sendo que a ANEEL coordena as
operações de gerenciamento e de difusão de toda
a informação. A agência edita ainda os inventários
de postos de todo o país, unificando a codificação
dos mesmos. Em 1987, foram contabilizadas
11.578 postos pluviométricos e 6.354 estações
fluviométricas [1]. I.3. NORMAS
A maioria dos paises e entidades estatais e
autarquias, que necessitam de medidas
hidrometeorológicas, possui serviços próprios,
estabelecendo e operando redes onde são feitas
medições periódicas e seguindo padrões e
processos internacionalmente regulamentados
pela Organização Meteorológica Mundial (OMM),
filiada à Organização das Nações Unidas (ONU).
Dessa forma, os dados de uma estação podem
ser aferidos e comparados com os de outras,
verificando-se a consistência dos fatores medidos
e permitindo-se fazer previsões [2].
II. CARACTERÍSTICAS
De maneira geral, numa estação meteorológica
são medidos dados de temperaturas máxima e
mínima, pressão atmosférica, umidade relativa do
ar, direção e velocidade dos ventos, evaporação e
precipitação. Nas estações fluviométricas,
realizam-se leituras diárias do nível da água no
curso do rio e medições de vazão, normalmente
em intervalos de tempo de um a três meses.
II.1. MEDIDA DA TEMPERATURA
A maioria dos postos meteorológicos possui
apenas um termômetro de máxima e mínima.
Esses aparelhos costumam ser instalados a 1,5
ou 2,0 m acima do solo, sob um abrigo de madeira
provido de persianas que permitem a livre
circulação do ar, impedem a incidência da
radiação solar direta e a reverberação do solo e
dos objetos circunvizinhos [2].
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 476 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
O tipo mais comum de termômetro consiste de um
tubo de vidro com uma escala graduada e
parcialmente preenchido de líquido. Tipicamente,
os líquidos mais utilizados são o mercúrio, para
temperaturas entre –300C e 300 ºC, e o álcool,
aplicável para temperaturas entre –950C e 78,5
ºC. Quando a temperatura do ar cresce, o líquido
se expande ao longo do interior do tubo de vidro.
Quando o ar e, por conseqüência, o vidro se
esfriam o líquido se retrai ao longo do tubo. A
temperatura é proporcional ao nível do líquido no
tubo de vidro e determinada pela escala gráfica
externa. Portanto, praticamente não existe
desgaste do aparelho, uma vez que o tubo de
vidro é solicitado para as temperaturas ambientes,
que estão bem abaixo da faixa de trabalho do
aparelho.
II.2. MEDIDA DA UMIDADE RELATIVA DO AR
Em geral, numa estação meteorológica, a
umidade relativa do ar é medida várias vezes por
dia, e a determinação da mesma se faz utilizando-
se o termômetro de bulbo úmido, ou psicrômetro,
que consiste num termômetro comum de mercúrio
que tem seu bulbo coberto com tecido de
musselina acoplado a um material absorvente que
é imerso em água pura. A água contida no
material absorvente alcança a musselina e, ao se
evaporar, faz com que a temperatura no
termômetro de bulbo úmido seja mais baixa que
no termômetro de bulbo seco. Com o auxilio de
tabelas práticas, a diferença de temperatura entre
os dois termômetros é traduzida em umidade
relativa, em conteúdo de vapor de água ou em
ponto de orvalho [2].
II.3. MEDIDA DA VELOCIDADE DO VENTO
A velocidade e direção do vento podem ser
medidas simultaneamente pelo aparelho
denominado anemômetro, que consiste de três ou
quatro conchas abertas montadas em um eixo
vertical. Colocado em exposição ao vento, a
rotação do arranjo de conchas é calibrada para
que seja fornecida a velocidade do vento na
unidade desejada. O valor da velocidade pode ser
registrado continuamente através de penas
ligadas a um papel enrolado em tambor giratório,
diretamente em computador ou em fitas
magnéticas [3].
II.4. MEDIDA DA EVAPORAÇÃO
O equipamento mais utilizado para a medida da
evaporação é o tanque evaporimétrico, que
constitui-se de um tanque cilíndrico com
aproximadamente 1,2 m de diâmetro e 0,25 m de
altura. O tanque deve ser feito de um material
resistente à oxidação e corrosão causadas pelo
contato prolongado e direto com a água e
condições climáticas. Para isso, deve-se utilizar
aço galvanizado ou aço inoxidável. O tanque é
aberto em sua face superior e fechado em sua
extremidade inferior. Internamente, o tanque deve
possuir duas marcas de referência pintadas a 5 e
7,5 cm da face superior aberta do tanque [4].
Para facilitar as medidas é instalado um poço
tranqüilizador, de forma cilíndrica, fixado dentro do
tanque por meio de parafusos. Possui em sua
base um furo com a função de permitir a
comunicação da água do tanque com o poço
tranqüilizador, além de evitar as oscilações da
água retardando seu refluxo no poço e facilitando,
assim, a leitura do micrômetro de gancho [4].
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 477 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
O micrômetro de gancho constitui-se de um
parafuso que contém na sua extremidade inferior
um gancho e desloca-se verticalmente dentro de
uma luva que possui três braços divergentes. Os
braços permitem que o micrômetro se sobre a
borda do poço tranqüilizador. Na extremidade
superior da luva, encontra-se um disco graduado,
destinado a medir o deslocamento do parafuso
através de seu giro. O total de água evaporada é
obtida lendo-se no próprio parafuso, o qual é
graduado em escala milimétrica [4].
II.5. MEDIDA DA PRECIPITAÇÃO
Os aparelhos utilizados para a medida da
precipitação classificam-se em dois tipos
principais: os pluviômetros, que recolhem a água
precipitada e a armazenam convenientemente
para posterior medição volumétrica, e os
pluviógrafos, que registram continuamente a
quantidade de chuva que recolhem [2].
Um pluviômetro normalmente empregado no
Brasil compreende:
• Um reservatório cilíndrico de 256,5 mm de
diâmetro e 40 cm de comprimento,
terminado por parte cônica munida de uma
torneira para retirada de água;
• Um receptador cilíndrico-cônico, em forma
de funil, com borda perfeitamente circular,
em aresta viva com 252,4 mm de diâmetro,
sobrepondo-se ao reservatório e que
determina a área de exposição do
aparelho. É a parte mais delicada do
aparelho e deve ser construída e
conservada cuidadosamente. Ele impede
ainda a evaporação da água acumulada no
reservatório;
• Uma proveta de vidro, devidamente
graduada, para medir diretamente a chuva
recolhida. Nessa proveta, é vertida
periodicamente a água recolhida.
Os pluviógrafos existem em uma grande
variedade de aparelhos, usando princípios
diferentes para medir e gravar continuamente as
precipitações. Pode-se classificá-los segundo as
quatro etapas de aquisição: medição, transmissão
do sinal, gravação e transmissão do registro [1].
• Medição – as principais técnicas utilizadas
são: as cubas basculantes, reservatório
equipado com bóia, sifão e pesagem de
um reservatório suspenso;
• Transmissão do sinal – as formas de
transmissão do sinal podem ser: mecânica
(com pena colocada na ponta de uma
alavanca ligada ao movimento do sensor
de medição), elétrica ou eletrônica;
• Gravação – as formas de gravação da
informação podem ser: escrita em suporte
de papel, memorizada em um suporte
eletrônico ou magnético ou transmitida em
tempo real;
• Transmissão do registro – os dados
registrados são transmitidos de forma:
manual, a cabo (telefone, Internet) e sem
cabo (rádio terrestre, satélite).
Quanto ao processo de medição, existem três
tipos mais comuns de pluviógrafos [2]:
• Pluviógrafo de flutuador: A variação do
nível de água armazenada é registrada em
um recipiente apropriado por meio de um
flutuador, ligado por uma haste
diretamente à pena de inscrição no
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 478 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
tambor. O recipiente de medida é ligado a
um recipiente armazenador por sifão que
esvazia automaticamente quando é
atingido um determinado nível;
• Pluviógrafo de balança: O peso da água
recolhida no recipiente é registrado
automaticamente por meio de uma balança
apropriada. Esse aparelho possui também
um sistema de sifão análogo ao existente
no pluviógrafo flutuador;
• Pluviógrafo basculante: Este aparelho
possui dois recipientes conjugados de tal
forma que quando um é preenchido,
bascula e se esvazia, o outro é colocado
em posição para receber a água oriunda
do receptador. O esvaziamento é feito em
um reservatório que acumula o volume
total de precipitação e permite controle dos
resultados. O registro é feito por um
mecanismo que desloca a pena de um
certo valor, correspondente ao volume de
água recolhido para cada basculamento do
sistema.
De modo geral, os pluviógrafos do tipo flutuador
são os mais utilizados no Brasil, os aparelhos do
tipo balança são bastante utilizados nos Estados
Unidos, e os basculantes na França.
II.6. MEDIDA DA NÍVEL DA ÁGUA
A maneira mais simples para medir o nível (cota)
de um curso de água é colocar uma régua na
água e observar com regularidade o nível. As
réguas, ou linímetros, são geralmente constituídas
de elementos verticais de 1 metro, graduados em
centímetros. Constituem-se de placas de metal
inoxidável ou de madeira, colocadas de maneira
que o elemento inferior fique na água, mesmo em
estiagem excepcional. O observador faz leituras
de cotas com uma rotina definida pelo órgão
operador da estação, pelo menos uma vez por
dia. A precisão dessas observações é, de maneira
geral, o centímetro e, excepcionalmente, o
milímetro [1].
Assim como na precipitação, pode-se realizar um
registro contínuo do nível d’água através de um
aparelho automático denominado linígrafo, que
também pode ser classificado segundo as etapas
de aquisição [1]:
• Medição – as principais técnicas utilizadas
são: bóia flutuante, sensor à pressão de
gás, sensor eletrônico por deformação de
membrana ou variação de temperatura;
• Transmissão do sinal - pode ser realizada
por dispositivos: mecânicos, com sistema
de redução da amplitude do sinal, e
eletrônicos;
• Gravação – O sinal pode ser gravado em:
suporte de papel enrolado em tambor,
memorizada em suporte eletrônico ou
magnético (memória residente, cartuchos,
disquetes móveis ou fitas magnéticas) e
transmitida em tempo real;
• Transmissão do registro - os dados
registrados são transmitidos de forma:
manual, a cabo (telefone, Internet) e sem
cabo (rádio terrestre, satélite).
Pode-se destacar que, basicamente, existem
somente dois sistemas fundamentais de linígrafos:
os baseados no registro do movimento de um
flutuador e os baseados no registro da variação de
pressão da água [2].
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 479 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Os linígrafos de flutuador são de funcionamento
simples, porém exigem uma instalação
complicada por exigir que se coloque o aparelho
diretamente em cima do nível d’água a ser
medido. O flutuador é ligado a um cabo de aço
que transmite seu movimento a um eixo que faz
deslocar um estilete munido de pena, registrando,
assim, num gráfico de papel, a variação da cota
fluviométrica. Este gráfico fica enrolado a um
tambor ou bobina, que possui um mecanismo de
relógio permitindo avançar com movimento
constante em direção perpendicular a da pena. O
linígrafo pode ser instalado em um poço
piezométrico ou sobre uma ponte, sendo o
primeiro ligado ao curso d’água por um tubo de
admissão.
Os linígrafos de pressão mais comuns constam de
um sensor de pressão, colocado no interior de
uma campânula perfurada, mantida no fundo da
água. O sensor é ligado diretamente ao dispositivo
registrador por meio de um tubo plástico ou de
cobre.
Outro tipo de linígrafo de pressão é o de bolhas,
que registra a pressão reinante no interior de uma
tubulação cuja extremidade encontra-se imersa no
leito do rio. A pressão no aparelho é mantida igual
à pressão da água na tomada, pela saída
contínua de pequenas bolhas de ar fornecidas por
uma garrafa de ar comprimido. Os linígrafos de
bolhas são indicados para rios com grande
descarga sólida. Eles contornam a maior
dificuldade dos aparelhos normais do tipo
pressão, mas exigem um consumo de ar
comprimido que pode causar dificuldades no caso
de instalações de difícil acesso. São ainda de
simples instalação, permitindo a colocação do
registrador longe do ponto de tomada de pressão.
São particularmente indicados para locais de
margens muito abruptas e profundas, e com
grandes variações do nível d’água.
II.7. MEDIDA DA VAZÃO
A medição da vazão em um curso d’água é
determinada de forma indireta por diversas
metodologias, sendo a medida das velocidades do
fluxo da água a mais utilizada.
Dentre os aparelhos utilizados para medida da
velocidade do fluxo d’água, o molinete é o mais
utilizado. Neste aparelho, a velocidade da corrente
líquida é determinada pela medida da rotação de
uma hélice ou conjunto de conchas móveis. Os
mais comuns contam com um circuito elétrico que
envia ao operador sinais correspondentes a um
determinado número de rotações. Medindo-se o
tempo com um cronômetro, obtém-se a rotação da
hélice que, através de uma equação previamente
determinada, permite obter a velocidade da água
no ponto em que o instrumento é imerso.
Os problemas construtivos mais importantes
desses aparelhos estão relacionados ao atrito do
eixo nos mancais, aos contatos elétricos, à
vedação, ao equilíbrio da hélice, dentre outras.
Quanto a sustentação dos aparelhos dentro
d’água, pode-se distinguir os aparelhos suspensos
por cabos e os sustentados por hastes verticais
apoiadas no fundo ou moveis. Os molinetes
suspensos em cabos devem ser lastreados com
contrapesos, colocados na parte inferior ou
fazendo corpo com o aparelho, e devem ser
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 480 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
munidos de lemes para a orientação conveniente
na direção da corrente. O cabo é desenrolado por
meio de guinchos especiais, muitas vezes,
incorporado a um sistema de medida [2].
III. MANUTENÇÃO PREDITIVA
A manutenção preditiva é uma atividade de
inspeção baseada no acompanhamento através
de testes e medidas, realizados em um
equipamento, sem colocá-lo fora de operação e
com o objetivo de se predizer e/ou estimar o
melhor momento para se intervir com uma
manutenção preventiva não-sistemática.
Colocada dessa forma, a manutenção preditiva é
uma técnica cuja aplicação se justifica
normalmente em equipamentos de operação
contínua ao longo tempo, que executam trabalhos
de alta responsabilidade, e a ocorrência de uma
falha implica em correção demorada e/ou com
grandes perdas financeiras.
Portanto, os equipamentos de sistemas
meteorológicos e hidrológicos não são indicados
para a aplicação da manutenção preditiva, pois se
caracterizam como equipamentos de
instrumentação e medida, sendo que, mesmo os
que operam continuamente no tempo não se
caracterizam como equipamentos de alta
responsabilidade e seus custos, relativamente
baixos, não justificam a aplicação das técnicas
utilizadas pela manutenção preditiva.
IV. MANUTENÇÃO CORRETIVA
O procedimento de manutenção empregado para
equipamentos de estações hidrometeorológicas é
a preventiva e corretiva.
Alguns equipamentos não possuem componentes
móveis que sofram desgaste, tais como
termômetros, pluviômetros, réguas linimétricas,
sensores e tanques de evaporação, devendo-se
proceder em inspeções de rotina, observando o
estado de conservação, realizar a limpeza, efetuar
pequenos reparos devido à exposição ao
ambiente, substituir componentes danificados ou
perdidos (como sensores e réguas), proteger
contra a ação de animais, insetos ou mesmo
pessoas estranhas.
No caso de equipamentos com registro
automático, como linígrafos e pluviógrafos, deve-
se verificar o estado dos componentes
registradores, contatos elétricos e sistemas de
transmissão e substituição de gráficos de papel ou
cartuchos de registro. No caso de falhas
normalmente os mesmos são retirados para
reparo em oficina apropriada, caso haja um outro
equipamento para substituição imediato, isto é
feito, senão o posto permanece por um período de
tempo sem registros.
V. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
De acordo com o explanado nos itens anteriores,
os equipamentos de sistemas de dados
meteorológicos e hidrológicos não são solicitados
em condições extremas de desgaste, podendo-se
afirmar que suas vidas úteis são dependentes da
correta utilização dos mesmos e de uma
manutenção preventiva adequada. As diversas
empresas concessionárias de energia elétrica
admitem valores de vida útil que variam entre 5 e
25 anos.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 481 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Nas duas últimas décadas se observou um grande
desenvolvimento nas tecnologias de aquisição
automática e transmissão de dados em longas
distâncias. Por isso, as redes hidrometeorológicas
com fins específicos, como as de empresas do
setor energético, possuem, em sua maioria,
estações modernas que coletam dados
continuamente ao longo do tempo, normalmente
na forma digital, e os transmitem de forma
automática. Por outro lado, as redes destinadas
ao conhecimento dos regimes meteorológicos e
hidrológicos do país, ou suas regiões, possuem,
em sua maioria, estações cuja leitura é realizada
de forma manual. Devido às características
diferentes de funcionamento, estas estações
possuem também vida útil diferente, sendo as
primeiras com menor tempo de vida do que os
postos manuais, que sofrem menor desgaste ao
longo do tempo.
Com essas considerações e juntamente com o
rápido desenvolvimento que se observa nos
sistemas de aquisição e transmissão automático
de dados, com uma conseqüente redução de seus
custos, pode-se estimar uma vida útil econômica
de 10 anos para um sistema de dados
meteorológicos e hidrológicos.
REFERÊNCIAS
[1] Tucci, C.E.M. Hidrologia – Ciência e Aplicação.
Editora da Universidade UFRGS, 2º edição 1997.
[2] Garcez, L.N.; Alvarez, G.a. Hidrologia. Editora
Edgard Blucher, 2º edição 1988.
[3] Moran, J.M.; Morgan, M.D. Meteorology – The
Atmosphere and the Science of Weather. Prentice
Hall, 5º edition 1994.
[4] Mônaco, M.A.G. Hidrometria Básica –
Estações Hidrometeorológicas. FUPAI/EFEI,
1999.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 482 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Sistema de Exaustão, Ventilação e Ar Condicionado
RESUMO
A ventilação consiste no deslocamento de ar
tendo como finalidade a retirada ou o
fornecimento de ar a um ambiente fazendo assim
a renovação do ar no mesmo. Essa renovação
tem a função de obter um ar com um grau de
pureza e velocidade de escoamento compatível
com as exigências fisiológicas para a saúde e o
bem estar do homem. O sistema de exaustão é
uma subdivisão da ventilação, e visa, através de
um sistema exaustor, remover o ar de locais onde
existem fontes poluidoras produtoras de
substâncias nocivas a saúde, para a atmosfera. O
ar condicionado visa o controle simultâneo, num
ambiente delimitado, da pureza, umidade,
temperatura, e movimentação do ar. Entre os
equipamentos envolvidos, considerando os três
sistemas, estão, compressores, ventiladores,
condensadores, evaporadores, torres de
resfriamento, termostatos, pressostatos
dispositivos de expansão, rede de dutos,
tubulações, etc. A manutenção preditiva nos
sistemas de exaustão ventilação e ar
condicionado é praticamente inexistente, sendo
normalmente realizadas as manutenções
preventivas e corretivas. A portaria 3523 de 28 de
agosto de 1998 do Ministério da Saúde e a NBR
13.971 - Sistemas de Refrigeração,
Condicionamento de Ar e Ventilação -
Manutenção Programada, podem ser usadas
como referências no planejamento de
manutenções preventivas. A manutenção corretiva
possui um grau de complexidade proporcional ao
tipo de falha. Considerando as características dos
sistemas em questão e levando em conta a
recomendação de fabricantes, o tempo de vida útil
pode ser estimado em 15 anos.
I. INTRODUÇÃO
Os sistemas de ventilação podem ser divididos em
sistema de ventilação geral e sistema de
ventilação local exaustora, aqui denominado de
sistema de exaustão. A ventilação geral pode ser
natural, quando não são empregados recursos
mecânicos para provocar o deslocamento de ar,
ou geral diluidora, quando são empregados
recursos mecânicos, tais como ventiladores, para
a ventilação do recinto. A ventilação geral pode
ser realizada por meio de insuflação, exaustão ou
insuflação e exaustão combinados, constituindo o
chamado sistema misto.
O sistema de ventilação local exaustora ou
sistema de exaustão realiza-se com um
equipamento captor de ar junto a fonte poluidora,
de modo a remover o ar do local para a atmosfera,
por um sistema exaustor, ou tratá-lo devidamente,
a fim de evitar-se poluição ambiental.
Entre as aplicações dos sistemas de exaustão e
ventilação estão, a renovação do ar em ambientes
fechados, retirada e tratamento de poluentes
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 483 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
gerados por processos químicos e industriais e
ventilação de equipamentos elétricos e eletrônicos
visando a remoção do calor gerado pelos
mesmos.
O sistema de ar condicionado, devido a sua
melhor capacidade em controlar as condições de
um recinto, encontra atualmente inúmeras
aplicações, sendo, por exemplo, indispensável
em:
• Processos de manufatura que exigem o
controle da umidade, temperatura e pureza
do ar, como fabricação de produtos
farmacêuticos e alimentícios, salas de
desenho de precisão;
• Ambientes de trabalho, visando aumentar
o conforto do operário e
consequentemente a produtividade;
• Ambientes onde se exige segurança, onde
se operam produtos inflamáveis ou tóxicos;
• Ambientes onde se processam materiais
higroscópicos;
• Etapas de produção que exigem controle
das reações químicas (cristalização,
corrosão de metais, ação de
microorganismos);
• Locais onde é necessário eliminar a
eletricidade estática para prevenir
incêndios ou explosões;
• Operações de usinagem com tolerância
mínima;
• Laboratórios de controle e teste de
materiais;
• Locais de habitação.
Alguns dos principais fabricantes são: Coldex-
Trane, Carrier, Springer, Sulzer, Philco, Brastemp,
Trox, York, Century e Tropical.
II. CARACTERÍSTICAS
II.1. SISTEMA DE VENTILAÇÃO
Os sistemas de ventilação geral diluidora
promovem o fornecimento ou a retirada de ar de
um ambiente delimitado, obtendo assim, um grau
de pureza e velocidade de escoamento
compatíveis com as exigências fisiológicas para a
saúde e o bem estar do homem.
Pode-se realizar a ventilação por um dos
seguintes métodos:
• Admissão e exaustão naturais;
• Insuflação mecânica e exaustão natural;
• Insuflação natural e exaustão mecânica;
• Insuflação e exaustão mecânicas.
A ventilação com admissão e exaustão naturais
consiste em proporcionar a entrada e a saída de
ar de um ambiente de forma controlada através de
aberturas existentes para esse fim.
Na ventilação por insuflação mecânica e exaustão
natural um ou mais ventiladores enviam ar exterior
para o interior do recinto. A pressão no recinto se
torna maior que a pressão exterior e o ar insuflado
sai por outras aberturas existentes, produzindo os
efeitos desejados. A insuflação mecânica permite
um bom controle da incidência de ar e um melhor
controle da pureza do ar insuflado do que no caso
da ventilação natural e ainda impede que o ar
contaminado de outro recinto penetre no recinto
que está sendo ventilado.
Na ventilação por insuflação natural e exaustão
mecânica um ou mais exaustores (ventiladores
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 484 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
axiais, por exemplo) removem o ar do recinto para
o exterior. A pressão no interior baixa devido a
exaustão e estabelece-se um fluxo do exterior
para o interior do recinto. A pressão baixa no
recinto ventilado evita que o ar contaminado
passe para recintos vizinhos, mas permite que
ocorra o contrário.
No caso de insuflação e exaustão mecânicas, há
ventiladores que insuflam o ar e ventiladores que
removem o ar do recinto, eles podem ser
colocados diretamente nos recintos ou podem
atuar através de uma rede de dutos. Consegue-
se, assim, uma ventilação mais controlável tanto
em relação a qualidade do ar que entra quanto a
distribuição do mesmo no recinto.
II.2. SISTEMA DE EXAUSTÃO
O sistema de exaustão tem por finalidade a
remoção do ar, em recintos fechados, junto à
fontes poluidoras para a atmosfera. Os principais
equipamentos que compõem um sistema de
exaustão são captor, ventilador, rede de dutos e
dispositivo de tratamento de ar.
A operação consiste na captação da substância
poluidora juntamente com o ar através do captor,
esta substância é conduzida através de uma rede
de dutos e seu escoamento se dá devido a
diferença de pressão provocada pela ação do
ventilador. A substância captada com o ar é então
removida pelo dispositivo coletor de partículas, ou
no caso de gases, pelos lavadores. O ar é então
liberado para a atmosfera devidamente purificado.
O captor é um dispositivo de captação do
contaminante, e é colocado no local onde este se
origina. Devido a diferença de pressão entre o ar
ambiente e o ar existente no captor estabelece-se
uma corrente para o interior do mesmo.
O ventilador tem a função de criar uma diferença
de pressão para que possa ocorrer o fluxo do ar
desde o captor até a atmosfera, passando por
todos os equipamentos do sistema de exaustão.
A rede de dutos conduz o ar contaminado do
captor ao ventilador e deste ao exterior ou ao
dispositivo de tratamento de ar.
Os dispositivos de tratamento de ar têm a
finalidade de reter partículas ou dissolver os gases
nocivos, impedindo que esses sejam jogados
livremente na atmosfera. Tais dispositivos podem
ser: coletores de partículas, filtros, lavadores de
gases e vapores, precipitadores eletrostáticos
entre outros. Alguns tipos são colocados antes do
ventilador, outros, após o mesmo.
II.3. SISTEMA DE AR CONDICIONADO
O objetivo do sistema de ar condicionado é
controlar simultaneamente, num ambiente
delimitado, a pureza, umidade, temperatura, e
movimentação do ar. Deve-se lembrar que o ar
condicionado pode promover tanto o resfriamento
quanto o aquecimento.
Alguns dos equipamentos que podem compor um
sistema de ar condicionado são, self-contained
(unidades autônomas para produção do frio), Fan-
coils (gabinetes contendo basicamente ventilador
e serpentina), chillers (unidades resfriadoras de
líquidos), tubulação de água gelada, rede de
dutos, bombas, ventiladores etc. O self-contained
e o chiller são providos de sistema de
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 485 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
refrigeração, cujos principais equipamentos são o
compressor, o condensador, o dispositivo de
expansão e o evaporador.
Os sistemas de ar condicionado, quanto a
operação de resfriamento, podem ser de
expansão direta ou indireta. O sistema de
expansão direta ocorre quando o calor do meio a
ser condicionado é retirado diretamente pela
expansão do fluido frigorífico no evaporador.
Fazem parte desse sistema os condicionadores
de janela e os self-contained. Na expansão
indireta o calor é retirado do meio a ser
condicionado, por um fluido intermediário
(salmoura ou etileno glicol). Esse fluido
intermediário retira calor do recinto através dos
fan-coils cedendo esse calor para o evaporador do
chiller.
Existem vários tipos de sistemas de ar
condicionado tais como:
• Sistema de zona simples;
• Sistema com reaquecimento terminal;
• Sistema de duplo duto ou multizona;
• Sistema com volume de ar variável;
• Sistema de água gelada.
Estes sistemas são apresentados em Stoecker,
1995.
III. MANUTENÇÃO PREVENTIVA
Exceto no caso de sistemas de ar condicionado
de grande capacidade e responsabilidade, onde
pode existir manutenção preditiva através da
análise de vibrações e análise do lubrificante,
geralmente não é feita manutenção preditiva nos
sistemas de exaustão, ventilação e ar
condicionado. As manutenções normalmente
realizadas são preventivas e corretivas
As atividades que constituem a manutenção
preventiva são descritas, a seguir, de maneira
sucinta, para alguns dos equipamentos que
podem ser encontrados nos sistemas em questão.
Para um bom planejamento de manutenção
podem ser usadas com referências a portaria
3523 de 28 de agosto de 1998 do Ministério da
Saúde e a NBR 13.971 - Sistemas de
Refrigeração, Condicionamento de Ar e Ventilação
- Manutenção Programada. Os equipamentos são:
III.1. COMPRESSOR
Os compressores são encontrados em
equipamentos de sistemas de ar condicionado tais
como, condicionadores de janela, self-contained, e
chiller. A manutenção preventiva consiste em
algumas verificações e medições descritas a
seguir, que dependendo do equipamento, podem
ou não existir:
• Verificação de ruídos e vibrações
anormais;
• Verificação da corrente elétrica e
comparação com dados de placa;
• Verificação das pressões de sucção e
descarga;
• Verificação do amortecedor de vibração da
base;
• Verificação resistência de isolamento;
• Medição da pressão de óleo (self-
contained e chiller);
• Verificação do nível do óleo (self-contained
e chiller);
• Substituição de óleo (self-contained e
chiller);
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 486 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
• Verificação da resistência de aquecimento
do óleo do Carter (self-contained e chiller).
III.2. CONDENSADOR
Os condensadores são encontrados em
condicionadores de janela, self-contained e chiller,
podem ser condensadores a água ou a ar. A
manutenção preventiva para condensador a água
consiste em:
• Limpeza interna dos tubos;
• Verificação da pressão e temperatura de
entrada e saída de água;
• Verificação das válvulas de segurança;
• Verificação de vazamentos nas juntas e
conexões.
A manutenção preventiva para condensador a ar
consiste em:
• Limpeza da serpentina;
• Limpeza dos filtros ou tela de proteção.
III.3. EVAPORADOR
Os evaporadores são encontrados nos
condicionadores de janela, self-contained e chiller
e a manutenção preventiva, dependendo do tipo
de equipamento, consiste em:
• Verificação do estado do isolamento;
• Verificação da pressão e temperatura de
entrada e saída de água (chiller);
• Limpeza da serpentina.
III.4. VENTILADOR
Os ventiladores estão presentes nos sistemas de
exaustão, ventilação e ar condicionado. A
manutenção preventiva consiste em:
• Verificação de ruídos e vibrações
anormais;
• Verificação do alinhamento das polias;
• Verificação dos acoplamentos;
• Verificação das tensões das correias;
• Lubrificação dos rolamentos;
• Reaperto dos parafusos de fixação;
• Verificação do estado dos coxins;
• Execução de limpeza.
III.5. SISTEMAS DE REFRIGERAÇÃO
Os sistemas de refrigeração estão presentes nos
sistema de ar condicionado e fazem parte dos
condicionadores de janela, self-contained e chiller.
A manutenção consiste em:
• Verificação da estanqueidade do sistema;
• Verificação da presença de umidade;
• Verificação do filtro secador;
• Verificação do reservatório de líquido;
• Verificação da atuação da válvula
solenóide.
III.6. VÁLVULAS DE EXPANSÃO
Estão presentes nos sistemas de ar condicionado
e a manutenção consiste em:
• Verificação do superaquecimento;
• Verificação do subresfriamento;
• Verificação da atuação da válvula de
expansão;
• Verificação da fixação dos bulbos.
III.7. REDE DE DUTOS E GRELHAS
Estão presentes nos sistemas de ar condicionado
e podem estar presentes nos sistemas de
exaustão e ventilação. A manutenção preventiva
consiste na limpeza da rede de dutos e das
grelhas.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 487 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
III.8. QUADROS OU PAINÉIS ELÉTRICOS
Podem estar presentes nos sistemas de exaustão
ventilação e ar condicionado e a manutenção
consiste em:
• Limpeza externa e interna;
• Reaperto dos terminais;
• Teste das lâmpadas de sinalização;
• Ajuste e teste de relés térmicos;
• Verificação e reaperto dos fusíveis;
• Verificação do aquecimento da fiação;
• Verificação do contato das contatoras e
chaves.
IV. MANUTENÇÃO CORRETIVA
Em relação a manutenção corretiva, atenção
especial deve ser dada ao sistema de refrigeração
existente no sistema de ar condicionado. A seguir
são apresentadas alguns exemplos de falhas que
podem ocorrer nesses sistemas.
IV.1. VAZAMENTO DE FLUÍDO REFRIGERANTE
O sistema de refrigeração num sistema de ar
condicionado deve ser perfeitamente estanque
para que se tenha um bom funcionamento. Em
sistemas que trabalham com pressão positiva a
falta de estanqueidade provoca a perda de fluido
refrigerante ocasionando uma redução na
capacidade do sistema, podendo ainda provocar
sobreaquecimento no motor do compressor vindo
a queimá-lo. Em sistemas que trabalham com
pressão negativa pode ocorrer a infiltração de ar
juntamente com umidade para dentro do sistema,
prejudicando e até interrompendo seu
funcionamento.
A detecção do problema pode ser feita através de
testes de vazamento com espuma de sabão,
lamparina a álcool, detetor eletrônico, ou ainda
verificando a pressão do sistema. Caso exista
perda de fluido este deve ser devidamente reposto
e o vazamento deve ser eliminado.
IV.2. UMIDADE NO SISTEMA
A presença de umidade no sistema de
refrigeração dos sistemas de ar condicionado
pode provocar os seguintes problemas:
• O congelamento da sede da válvula de
expansão, o que impede a passagem de
fluido refrigerante para o evaporador
fazendo o motor do compressor desligar
por baixa pressão. Desligado o sistema, o
gelo na válvula é derretido, a pressão no
evaporador aumenta e o motor do
compressor volta a funcionar, repetindo o
ciclo. Com partidas e paradas freqüentes,
o motor do compressor tende a queimar.
• A formação de ácido clorídrico e fluorídrico
que atacam as partes metálicas do
sistema, além de atacar o isolamento do
motor do compressor provocando sua
queima.
• Decomposição do óleo lubrificante, que
forma uma lama espessa entupindo os
canais de lubrificação e eventualmente
travando peças móveis do compressor
podendo provocar a queima do motor.
A presença da umidade pode ser detectada
através da mudança de cor do elemento
higroscópico presente nos visores de líquido.
Caso exista umidade no circuito o filtro secador
deve ser trocado.
IV.3. FALHA DA VÁLVULA SOLENÓIDE
A falha da válvula solenóide no sistema de
refrigeração de uma instalação de ar
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 488 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
condicionado, ou a sua ausência pode causar
danos ao sistema. A válvula solenóide
normalmente aberta é instalada na linha de
pressão após o condensador. Caso ocorra a falta
de energia elétrica e a válvula não feche, o fluido
frigorífico continua a circular até que a pressão se
estabilize em todo o circuito. Com isso, o fluido
refrigerante pode se condensar no cabeçote do
compressor e na volta da energia, o compressor
entra em funcionamento comprimindo o liquido
condensado e danificando-se.
V. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
Considerando praticamente, a não existência de
manutenção preditiva e levando em conta as
recomendações de fabricantes, pode se estimar
uma vida útil dos sistemas de exaustão, ventilação
e ar condicionado de 15 anos.
REFERÊNCIAS
[1] Macintyre, A.J. Ventilação Industrial e Controle
da Poluição. Livros Técnicos e Científicos Editora
S.A., 2a edição, Rio de Janeiro, 1990.
[2] Stoecker, W.F., Jones, J.W. Refrigeração e Ar
Condicionado. Editora McGraw-Hill do Brasil Ltda.,
São Paulo, 1985.
[3] Dossat, R.J., Princípios de Refrigeração.
Hemus Editora Ltda, São Paulo.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 489 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Sistema de Lubrificação, de Óleo de Regulação e Óleo Isolante
RESUMO
O Sistema de Lubrificação, de Óleo de Regulação
e Óleo Isolante é o nome dado ao conjunto de
sistemas de óleo relacionados com uma Turbina a
Vapor de uma Central Térmica. Na realidade, são
dois fluidos completamente diferentes, isolados
por uma válvula de interface. De um lado, tem-se
o Sistema de Óleo de Controle e, do outro, o
Sistema de Óleo de Lubrificação. O Sistema de
Óleo de Controle atua nos atuadores das Válvulas
de Controle de Desligamento da Turbina. Estas
válvulas são mantidas abertas pela pressão do
óleo de controle. O Sistema de Óleo de
Lubrificação, por sua vez, é dividido em dois
sistemas de óleo, sendo um deles o de
lubrificação propriamente dito, e o segundo, o óleo
de parada. Enquanto que, no óleo de lubrificação,
há um fluxo contínuo perfazendo a função de
lubrificação, o óleo de parada ou óleo isolante é
uma fração deste óleo que passa por um orifício
para o Coletor de Óleo de Parada. Este coletor é
pressurizado pelo Rearme da Turbina. Ele
pressurizado mantém a Válvula de Interface
fechada, mantendo pressurizado o Sistema de
Óleo de Controle que permite abrir e manter
abertas as Válvulas da Turbina (governadora,
interceptadora e de bloqueio). A atuação de
qualquer proteção da turbina irá despressurizar o
óleo de parada, da mesma maneira que irá
despressurizar o diafragma da válvula de
interface, causando sua abertura pela ação de
molas. Com a abertura da Válvula de Interface, o
Óleo de Controle será drenado e, então, todas as
válvulas de controle da turbina fechar-se-ão por
ação de molas. A drenagem do óleo de parada
não afeta diretamente o óleo de lubrificação
porque existe um orifício entre eles, ou seja, o
Sistema de Óleo de Lubrificação pode ser mantido
em operação com uma pequena drenagem
através do orifício que vai para o Sistema de Óleo
de Parada. Estes sistemas são parte da Turbina e
têm um nível de manutenção muito pequeno em
função da tecnologia já desenvolvida para estes
equipamentos. A vida útil, de acordo com o
fabricante, é de 30 anos.
I. FUNÇÕES DO SISTEMA
I.1. SISTEMA DE ÓLEO DE CONTROLE
Tem a função de fornecer a força de acionamento
para o posicionamento das válvulas de vapor para
a turbina (governadoras, interceptadoras e de
fechamento rápido), em resposta aos comandos
do controlador eletrônico.
Em alguns projetos, este sis tema tem a função de
fornecer a força de acionamento também para as
válvulas do sistema de desvio de vapor, válvulas
das extrações turbina, válvula quebra vácuo,
drenos e outros.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 490 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
I.2. SISTEMA DE ÓLEO LUBRIFICANTE
Tem as seguintes funções:
• Suprimento de óleo para lubrificação dos
mancais da turbina e do gerador;
• Suprimento de óleo ao girador hidráulico
do eixo da turbina durante partida e parada
da central (há turbinas que usam o girador
com suprimento elétrico);
• Suprimento de óleo de levantamento dos
mancais durante a partida e parada;
• Exaustão e remoção de gases de vapor de
óleo de diversos pontos de exaustão;
• Drenagem do óleo do sistema durante
reparos e manutenções;
• Tratamento do óleo para purificação e
condicionamento contínuo.
II. DESCRIÇÃO DOS SISTEMAS
II.1. SISTEMA DE ÓLEO DE CONTROLE
O suprimento de óleo para o posicionamento das
válvulas se faz através de dispositivos governados
a partir de sinais elétricos que, por sua vez, são
gerados com a ajuda de um computador, daí o
nome Digital Eletro-hidráulico – DEHC, muitas
vezes usado nestes sistemas.
O sistema do DEHC combina as vantagens de um
controlador eletrônico com um sistema hidráulico
de alta pressão totalmente independente do
sistema de lubrificação. Esta combinação permite
introduzir sinais de realimentação que aumentam
a precisão, a rapidez e a confiabilidade da
resposta do controle.
No suprimento de óleo para o acionamento das
válvulas do sistema, existem, no mínimo, dois
conjuntos com bomba, filtro de descarga e válvula
de descarga e, no retorno para o tanque de óleo,
existem dois conjuntos de filtro seguido de
resfriador.
O óleo do DEHC é o “tri-phosphate ester”, com
resistência a fogo e de boa estabilidade, o qual é
armazenado em reservatório de aço inoxidável.
Junto ao reservatório existe uma umidade polidora
com um filtro de compostos de areia em série com
outro de celulose. Para se purificar o óleo do
DEHC, é necessário desviar parte do fluxo de
descarga da bomba em operação para passar
através da unidade polidora e de volta para o
tanque de óleo, de acordo com a orientação do
Setor de Química e com os Procedimentos de
Operação. Em alguns sistemas, esta unidade
polidora pode ser um pacote à parte.
Pontos normalmente supridos pelo óleo do DEHC:
Válvulas de Reaquecido da Turbina (bloqueio e
interceptadoras); Válvulas Principais da Turbina
(bloqueio ou parada e governadoras ou de
controle); Válvulas de Desarme da Turbina pela
parte do DEHC (solenóide e Válvula de Interface
que são montadas em paralelo); Válvulas de
Proteção contra Sobrevelocidade; Válvula Piloto
de Ar para as Válvulas de Retenção da Extrações
da Turbina; Válvula Piloto de Parada;
Acumuladores de alta pressão de óleo para
acionamento das Válvulas de Vapor para a
Turbina.
As válvulas de bloqueio e de bloqueio de
reaquecido são válvulas normalmente abertas ou
fechadas. As válvulas governadoras e as
interceptadoras são válvulas moduladas.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 491 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
II.2. SISTEMA DE ÓLEO LUBRIFICANTE
Como os sistemas de óleo mineral são
susceptíveis a incêndios, todas as partes são
projetadas para pressões muitíssimo mais altas do
que as esperadas em operação normal.
Todas as linhas de óleo de retorno sem pressão,
esvaziamento, desaeração e exaustão de gases
de óleo são dimensionadas em relação à sua
resistência como as linhas de pressão de óleo de
lubrificação dos mancais. As linhas de pressão de
óleo dos mancais são dimensionadas para a
altura (pressão) de descarga da bomba principal
de óleo com fluxo mínimo e com sobrevelocidade.
A bomba principal de óleo está acoplada no
próprio eixo da turbina e é dimensionada para a
soma da quantidade de óleo de lubrificação e da
quantidade requerida pelo ejetor de sucção. Sua
altura manométrica de descarga é dimensionada
de modo a ultrapassar a pressão de óleo das
bombas auxiliares de óleo de plena carga, quando
sua rotação ainda estiver ligeiramente abaixo da
nominal.
As bombas auxiliares de óleo de plena carga,
alimentadas eletricamente, são dimensionadas,
cada uma, para a soma da quantidade do óleo de
lubrificação e, se aplicável, do óleo do girador do
eixo da turbina. Suas alturas manométricas de
descarga são dimensionadas de modo que se
alcancem as pressões hidráulicas necessárias
para o girador do eixo da turbina e a pressão de
lubrificação dos mancais.
Uma bomba de óleo de emergência é
dimensionada para a quantidade de óleo de
lubrificação necessária até a parada do turbo-
gerador. Sua altura manométrica de descarga
garante a pressão mínima de lubrificação
necessária.
As bombas de óleo de levantamento são
dimensionadas para a quantidade de óleo que
escorre pela ranhura dos mancais durante o
levantamento do eixo. A altura manométrica de
descarga é dimensionada para a pressão
necessária exigida para o levantamento de todo o
eixo do conjunto turbo-gerador.
A capacidade de armazenamento do tanque
principal de óleo é projetada de modo que a
quantidade de óleo armazenada no tanque
durante a operação, não seja recirculado mais do
que 8 vezes por hora (principalmente devido à
separação do ar). O tanque de coleta de descarga
é dimensionado para a totalidade de óleo
existente no sistema.
O sistema de suprimento de óleo de lubrificação,
pode ser subdividido em :
• Suprimento e retorno de óleo lubrificante e
óleo motriz;
• Suprimento de óleo de levantamento;
• Ttratamento do óleo da turbina;
• Exaustão de gases.
A temperatura do óleo é controlada através de um
controle de desvio do fluxo de óleo dos
resfriadores. As temperaturas de óleo nas linhas
de entrada e saída são monitoradas através de
vários pontos de medição. Utiliza-se um ponto de
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 492 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
medição na linha de saída para o controle da
temperatura do óleo.
O fluxo de óleo para os mancais é conduzido
através de um filtro duplo de óleo. Antes das
entradas dos compartimentos dos mancais da
turbina e do gerador, são utilizadas válvulas
restritoras de óleo dos mancais, através das
quais, é ajustada a quantidade necessária de óleo
de lubrificação para o mancal correspondente.
Quando aplicável, o óleo para acionamento do
girador do eixo é retirado do coletor pressurizado
e suprido ao girador através de válvulas.
O óleo de lubrificação que escorre das carcaças
dos mancais é conduzido de volta ao tanque
principal de óleo através de um coletor comum.
O óleo de descarga dos blocos dos mancais
anteriores da turbina de alta pressão, devido às
condições locais e devido às grandes
quantidades, é conduzido de volta para o tanque
principal de óleo através de uma linha separada.
Durante a partida e parada, o turbo-gerador é
suprido através de uma das bombas auxiliares de
óleo de plena carga. Ela recalca o óleo do tanque
principal de óleo para um coletor de óleo
pressurizado. Um pouco antes da turbina atingir a
sua rotação nominal, o sistema de suprimento de
óleo de lubrificação é assumido pela bomba
principal de óleo. A bomba principal de óleo é
acionada pela turbina através de uma
engrenagem. O ejetor aspira o óleo do tanque
principal de óleo e gera uma pressão suficiente
para todas as condições operacionais na sucção
da bomba principal de óleo. Assim é assegurado
que a bomba principal de óleo efetue a operação
garantidamente sem cavitação. O óleo para
impulso é extraído do tubo coletor de óleo
pressurizado através de um orifício.
A bomba de óleo de emergência, ligada à rede de
suprimento elétrico ininterrupto, em caso de
“black-out” ou perda da bomba principal de óleo e
das bombas de óleo auxiliares, assegurando o
suprimento de óleo aos mancais durante a
desaceleração do turbo-gerador.
O nível de óleo no tanque principal de óleo, assim
como a pressão no coletor de óleo pressurizado
são monitorados através de medições de nível e
pressão respectivamente.
A pressão do óleo dos mancais, após passar nos
resfriadores de óleo, é reduzida para a pressão de
óleo de lubrificação dos mancais. O controle da
temperatura do óleo em um valor constante é
realizado com a válvula de três vias, através do
desvio do resfriador, efetuando-se, assim, uma
mistura de óleo. O fluxo de água de resfriamento
pelo resfriador é constante.
O dispositivo de óleo de levantamento serve para
levantar todo o conjunto do rotor, assim que o
dispositivo do girador do eixo da turbina seja
ligado. Em baixas velocidades, a movimentação
de rotação do eixo é aliviada pelo óleo de
levantamento, evitando-se o atrito. Para que este
suprimento ocorra também em caso de “black-
out”, uma das duas bombas de óleo de
levantamento é conectada ao suprimento elétrico
de emergência.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 493 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Uma das duas bombas de óleo de levantamento,
recalca diretamente do tanque principal de óleo,
para os mancais.
O controle de uma pressão constante no coletor é
efetuado através de uma válvula limitadora de
pressão. Ao ultrapassar uma determinada
pressão, o óleo excedente é conduzido de volta
ao tanque principal de óleo.
Cada mancal é suprido através de um coletor.
Antes da entrada de cada mancal, existem
válvulas de ajuste fino, através das quais podem
ser ajustadas as pressões de óleo de
levantamento necessárias para cada mancal.
A circulação e purificação contínua do óleo são
executadas durante a operação por meio da
unidade de purificação de óleo. Esta unidade
pode, ainda, fazer a purificação do óleo,
retornando ao tanque de drenagem com ajuda de
uma bomba de retorno.
A bomba de recirculação succiona óleo de ambas
as câmaras do tanque principal e retorna-o ao
tanque através de um filtro de malha fina.
A tubulação de descarga é protegida contra
sobrepressurização por meio de uma válvula de
segurança.
Quando aplicável, o dispositivo girador do eixo da
turbina é feito através da ação de óleo de impulso
em uma roda de palhetas, o eixo da turbina é
acionado durante a partida e parada. O óleo de
impulso que escoa é conduzido de volta ao tanque
de óleo principal.
O eixo do gerador possui, no lado da turbina e no
lado da excitatriz, mancais radiais, que são
lubrificados com óleo pressurizado a partir de um
coletor. Durante a partida da turbina, estes dois
mancais e mais o da excitratiz auxiliar são
supridos com óleo de levantamento. O óleo que
escorre é retornado através da linha de retorno de
óleo dos mancais.
O gerador pode ser selado por óleo e, neste caso,
o Sistema de Óleo de Selagem do Gerador é
suprido pelo Sistema de Suprimento de Óleo de
Lubrificação da turbina através da linha de retorno
de óleo dos mancais. O óleo de selagem
excedente é retorna ao tanque de descarga.
II.3. SISTEMA DE ÓLEO DE PARADA (ISOLANTE)
Conforme já foi citado, o Óleo de Parada é uma
ramificação do Óleo Lubrificante. Através de um
orifício, o óleo lubrificante vasa para um coletor
que, estando a Turbina desarmada, este óleo é
drenado de volta ao reservatório.
Quando se Rearma a Turbina, o caminho de
dreno deste óleo é fechado e então este coletor
volta a ser pressurizado. Com a pressurização
deste coletor, a válvula de interface, válvula esta
que drena o Sistema de Óleo de Controle, é
também fechada, pois o Óleo de Parada atua num
dos lados do diafragma desta válvula.
Qualquer sinal de desarme para a Turbina atuará
uma solenóide que irá drenar este Óleo de
Parada, da mesma maneira que desarmes ,como
baixo vácuo e baixa pressão de óleo dos mancais,
atuam numa alavanca que também drena este
Óleo de Parada. Como já visto, drenando este
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 494 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Óleo de Parada, a válvula interface irá se abrir
drenando o Óleo de Controle que, por sua vez, irá
fechar todas as Válvulas da Turbina,
Governadora, Interceptadoras e Válvulas de
Bloqueio e, desta maneira, a Turbina será
desarmada.
III. MANUTENÇÃO PREDITIVA
A exemplo dos sistemas de segurança, por serem
os Sistemas de Óleo da Turbina essenciais na
manutenção da confiabilidade da usina, há um
programa de inspeções periódicas, além de
praticamente todos os seus equipamentos
pertencerem ao programa de manutenção
preditiva em que são monitoradas vibrações das
bombas e inspeções dos trocadores de calor.
Os Sistemas de Óleo de Controle e de
Lubrificação, como foi visto, têm redundância em
todos os equipamentos, o que permite a
realização de testes sem interrupção dos
sistemas. Todos os desarmes da Turbina podem
ser simulados, mesmo estando a turbina em
operação. Mesmo com a usina em operação,
todas as válvulas da turbina são testadas em sua
operabilidade.
IV. MANUTENÇÃO CORRETIVA
As manutenções corretivas mais comuns nos
sistemas de óleo são pequenos vazamentos em
válvulas e troca de gaxetas, visto que estes
sistemas já são bastante consagrados.
Quando considera-se a parte de controle
elétrico/eletrônico do Sistema de Óleo de Controle
o DEHC, depara-se com o problema do
obsoletismo de seus componentes em virtude do
avanço muito rápido dos recursos eletrônicos.
Angra 1, com 20 anos de operação, está trocando
todo o sistema computacional, principalmente a
parte de hardware do DEHC.
V. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
As Turbinas a Vapor são equipamentos com uma
tecnologia muito desenvolvida A vida útil dos
Sistemas de Óleo da Turbina que fazem parte do
equipamento turbina, por conseqüência, também
tem uma performance muito boa.
Os problemas ficam por conta do hardware do
sistema de controle que, na realidade, não é parte
desta descrição, se considerarmos o Sistema de
Óleo de Controle como somente o Sistema de
Suprimento de Óleo de Controle. Desta maneira,
podemos dizer que a vida útil destes sistemas é
de 25 anos.
REFERÊNCIAS
CFOL - Curso de Formação de Operador
Licenciado da Central Nuclear de Angra dos Reis
– Eletronuclear SA.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 495 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Sistema de Proteção Contra Incêndio
RESUMO
Uma Central Nuclear normalmente está dividida
em diversas Áreas de Risco de Incêndio. A
primeira consideração neste "lay-out" é a
separação de componentes e sistemas de
segurança de suas contra partes redundantes e a
isolação e separação de riscos de incêndio dos
sistemas de segurança. É feita também a
consideração sobre o isolamento de
concentrações de combustíveis, previsão de vias
de acesso e saída das áreas de Risco para o
pessoal da Usina e Brigadas de Incêndio. Cada
edifício da Usina é separado por barreiras físicas
ou por distâncias adequadas. O Edifício da
Turbina é separado dos Edifícios da Usina
Primária por barreiras corta-fogo. O Sistema de
Proteção Contra Incêndio é parte de um programa
de proteção contra fogo, como parte de uma
política da empresa. O incêndio numa Usina
Nuclear, além de trazer todas as consequências
ruins deste tipo de acidente numa indústria, tem
ainda o problema da probabilidade de liberação de
radioatividade. Com base nesta política, um
princípio de incêndio numa instalação nuclear
requer que seja implementado o Plano de
Emergência. Normalmente, toda Usina Nuclear,
além de contar com o apoio da Brigada de
Incêndio do Município, tem sua Brigada própria.
Esta Brigada recebe todo tipo de treinamento de
uma Brigada profissional desde a conceituação
teórica até os exercícios práticos de combate a
incêndio em área aberta e confinada. Exercícios
simulados de incêndio são realizados como parte
do programa de retreinamento dos bombeiros. As
Usinas possuem um sistema de alarme e
indicação de incêndio e sistemas de combate
propriamente ditos, que são específicos para cada
tipo de área. Para fazer frente a um princípio de
incêndio, existe toda uma estrutura
organizacional. O primeiro combate é feito sempre
por membros da Brigada da Central, composto
por, no mínimo, um bombeiro profissional, o
encarregado de turno da operação, que é o
coordenador da equipe, operadores, técnicos da
manutenção, guardas de segurança física,
técnicos da Proteção Radiológica e Técnicos da
Química. O Sistema de Proteção Contra Incêndio
compõe-se de Sistemas Automáticos de CO2 e
Sistemas com Água Doce, incluindo borrifadores,
hidrantes, sistema deluge, sprinker, entre outros.
A experiência na manutenção destes sistema
permite-se prever uma vida útil de 30 anos.
I. DESCRIÇÃO DOS SISTEMAS
I.1. SISTEMA AUTOMÁTICO DE CO2
Este sistema é projetado para descarregar
quantidade suficiente de gás carbônico durante o
incêndio para assegurar apropriada atmosfera de
extinção de fogo dentro do compartimento
envolvido. São as seguintes as áreas protegidas
com este sistema:
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 496 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
• Sala dos Geradores Diesel;
• Sala dos Computadores;
• Sala de Cabos;
• Sala dos Barramentos de Segurança.
A descarga do gás em cada área deve ser iniciada
por operação de um detetor de taxa de elevação
de temperatura, termostato, detetor de ionização
ou, manualmente, por atuação remota ou local.
Quando a liberação do gás é comandada pelos
processos acima, os controles do sistema fazem
soar um alarme audível no compartimento
correspondente vinte segundos antes da liberação
do gás, acionando o correspondente anunciador
na Sala de Controle. O alarme local possibilita a
evacuação do local por pessoas ali presentes
antes da liberação do gás.
Cada cilindro de 75 libras (34kg) de CO2 é
equipado com válvulas de pressão, possuindo um
disco de segurança para liberar gás a uma
pressão de 300% da pressão normal de operação.
As válvulas dos cilindros são adaptadas a uma
linha de descarga que são conectadas por tubos
flexíveis a um coletor comum. As linhas de
descarga possuem válvulas de retenção para
evitar perda de gás, enquanto um ou mais
cilindros são desconectados do coletor. Em um
painel de controle, estão localizados todos os
disjuntores, relés auxiliares, relés de tempo e
blocos terminais, que possibilitam a operação
manual remota do sistema, bem como teste dos
circuitos de alarme e operação dos cilindros. Os
alarmes referentes à atuação do sistema de CO2
são vistos no Painel de Anunciadores de Incêndio
na Sala de Controle.
I.2. SISTEMA COM ÁGUA DOCE
A água para este sistema é fornecida,
normalmente, por um reservatório situado fora da
Usina. Uma pressão mínima de 10 Kgf/cm2 pode
ser mantida no sistema através de um reservatório
situado numa cota mais alta ou através de
bombas.
Normalmente, usa-se o mesmo reservatório de
água potável, sendo a tomada de água para o
sistema de incêndio em um ponto mais baixo do
reservatório, de modo que um grande volume de
água seja estritamente reservado para este
sistema.
No caso da Central Nuclear de Angra, o sistema é
alimentado por gravidade, fornecendo uma altura
de coluna d'água suficiente para produzir uma
pressão de aproximadamente 10 kgf/cm2. Um
pressostato localizado no coletor principal do
sistema causa alarme na Sala de Controle em
caso de perda de pressão no sistema.
I.2.1. Sistema de Borrifo de Água (DE LUGE)
Este sistema é automático, supervisionado por
dispositivos de detecção de calor por taxa de
elevação de temperatura e com válvulas de alto
fluxo tipo "DE LUGE" instalados nos circuitos.
Os detetores são montados em sistemas de
supervisão independentes e atuam na válvula
automática (MULTIMATIC) de suprimento de água
para o ramal acidentado, que também pode ser
acionado manualmente pela quebra do vidro na
estação localizada próxima ao equipamento. Esta
estação também pode ser usada para os testes
normais do sistema.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 497 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Os equipamentos protegidos por sistema de
borrifo são os seguintes:
• Transformadores principais;
• Transformador Auxiliar de Serviço;
• Transformador auxiliar da Unidade;
• Reservatório de óleo lubrificante da
turbina;
• Tanque de óleo limpo-sujo da turbina;
• Unidade de selagem do hidrogênio;
• Filtros do sistema de ventilação.
I.2.2. Sistema de "Sprinklers" de Tubos
Úmidos
As salas de gabinetes elétricos/eletrônicos são
protegidas por sistemas automáticos de
"Sprinklers" de tubos úmidos.
O sistema de tubo úmido utiliza "Sprinklers"
resistentes ao fogo, atuados pelo calor, para
controlar o fluxo de água para a área sob sua
proteção. Quando o calor de um incêndio aumenta
a temperatura do "sprinkler" até sua temperatura
de projeto, no caso 100oC, o bulbo de vedação
fundirá, permitindo a liberação do fluxo de água.
Uma válvula de retenção com alarme especial
projetada para operar um alarme quando a água
fluir levantar-se-á de sua sede e permitirá o fluxo
de água pelo "Sprinkler" que foi aberto pelo
incêndio. Uma pequena quantidade de água será
desviada para uma câmara de retardo onde o
aumento de pressão atuará um pressostato que
dará alarme na Sala de Controle. A descarga do
"Sprinkler" é interrompida pelo fechamento da
válvula obturadora manual localizada
imediatamente a montante da válvula de retenção
com alarme. Um alarme de problema soará
quando a válvula obturadora for movida da
posição inteiramente aberta (se for fechada).
I.2.3. Caixas de Incêndio e Mangueiras de
Incêndio
Nos diversos Edifícios da Usina são instaladas
Caixas de Incêndio e linhas de mangueiras
vulcanizadas com esguicho e carretel para enrolá-
las ("Hose Reel") supridos pelo reservatório
principal de água através de 4 linhas derivadas do
coletor principal, com válvulas que permitem o
isolamento parcial dos sistemas com mínima
interrupção.
No interior da contenção, também são instaladas
Caixas de Mangueira
I.2.4. Hidrantes
A proteção da Área Externa à Usina é feita por
uma rede de hidrantes. Um coletor subterrâneo
em volta da Usina, suprido pelo Sistema de
Proteção Contra Incêndio, possui válvulas que
permitem o isolamento parcial do sistema com
mínima interrupção de serviço durante uma
quebra da linha principal ou de manutenção.
I.3. SISTEMA DE COMBATE A INCÊNDIO NOS
EDIFÍCIOS DOS GERADORES DIESEL
Para o combate a incêndio nas salas dos painéis
de comando e controle e do sistema de
ventilação, são colocados extintores portáteis de
CO2. A sala do Gerador Diesel possui um Sistema
Deluge. Para a sala do Tanque Diário dos
Geradores Diesel, é instalado o Sistema de "Spray
Water" (água nebulizada).
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 498 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Normalmente, o caminhão de espuma da Usina
fica estacionado próximo às salas dos Geradores
Diesel como mais uma medida de segurança.
A água de alimentação do sistema “Spray Water”
vem da rede de água do Sistema de Proteção
Contra Incêndio.
O sistema é constituído por 2 Detetores de
ampola "Quartzoid" instalados na tubulação
principal e acima do tanque, os quais mantêm
fechada a água para as tubulações onde se
encontram os Projetores de Média Velocidade que
descarregam a água em forma pulverizada,
constituída de partículas finamente divididas e em
densidade uniforme. O funcionamento do
elemento sensível que proporciona a abertura da
água se dá quando a temperatura atingir 79oC.
Quando ocorre a atuação do sistema, o fluxo de
água acionará o Motor de Alarme Hidráulico, que
provocará um alarme sonoro contínuo local, muito
estridente, e haverá a atuação da "Chave
Detentora de Fluxo de Água" que alarma no painel
de controle do sistema de incêndio do gerador
diesel que, por sua vez, alarmará nos painéis do
comando local e remoto (na Sala de Controle).
O Sistema de Combate a Incêndio (Deluge) das
Salas dos GD é acionado manualmente com o
acionamento da botoeira ou com a abertura da
válvula de desvio, que comandará abertura de
uma válvula solenóide que, por sua vez, permitirá
a abertura da válvula Deluge, possibilitando a
passagem de água para as tubulações do sistema
e também para a linha do alarme sonoro
hidráulico, onde está localizado um pressostato
que, percebendo a variação de pressão,
comandará o acionamento dos alarmes visuais e
sonoros nos painéis de controle local e na sala de
controle da Usina. Este comando também
acionará uma sirene com luzes localizadas
externamente ao edifício dos Geradores.
A água de alimentação do sistema vem da rede
de água do Sistema de Proteção Contra Incêndio.
O sistema é constituído por três coletores, sendo
que um está em cada lateral do Gerador Diesel e
outro central ao mesmo. Para ocorrer vazamento
de água para o combate ao incêndio, fazem-se
necessários a atuação da válvula deluge e o
rompimento dos bulbos de cada um dos sprinklers
localizados no coletor central e, para os coletores
laterais, faz-se necessário atuar, além da válvula
deluge, 1 de 2 comandos térmicos (rompimento
de bulbo por alta temperatura) que permitirá o
vazamento para o respectivo coletor e bicos
ejetores direcionados ao Gerador Diesel. Há dois
comandos térmicos para cada coletor lateral,
tornando-os independentes quando da atuação do
sistema.
II. MANUTENÇÃO PREDITIVA
Toda planta nuclear por exigência das
Especificações Técnicas do Relatório Final de
Análise de Segurança – RFAS - possui um
Programa de Testes Periódicos em Serviço. Este
programa prevê testes periódicos em todos os
sistemas e equipamentos relacionados à
segurança da planta.
Além do Programa de Inspeção e Testes
Periódicos (por experiência), durante paradas, são
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 499 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
feitas inspeções em trechos do coletor principal
com vistas a identificar pontos de corrosão.
III. MANUTENÇÃO CORRETIVA
O Sistema de Proteção Contra Incêndio, por não
possuir equipamentos rotativos e por permanecer
a maioria do tempo na condição estática e numa
atmosfera agressiva de beira de mar, apresenta,
durante os testes, problemas de emperramento
de dispositivos e válvulas na maioria das vezes
devido à corrosão.
IV. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
A vida útil do Sistema de Proteção Contra
Incêndio está limitada, principalmente, pelos
problemas de corrosão nos coletores de aço
carbono convencional, vida esta de não mais do
que 30 anos.
REFERÊNCIAS
CFOL - Curso de Formação de Operador
Licenciado da Central Nuclear de Angra dos Reis
– Eletronuclear SA
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 500 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Sistema de Pulverização do Envoltório de Contenção
RESUMO
O Sistema de Pulverização do Envoltório de
Contenção é um sistema de segurança específico
para usinas nucleares. Ele é projetado para, num
acidente postulado de projeto com ruptura em
guilhotina do Sistema de Refrigeração do Reator
ou uma Quebra de Linha de Vapor dentro do
Envoltório de Contenção, não deixar que a
pressão interna do envoltório atinja os valores de
projeto, assumindo que toda a energia do reator
foi desprendida dentro do envoltório. A parte mais
crítica deste acidente é nos primeiros momentos
após a ruptura, onde uma grande energia é
liberada dentro do envoltório. No evento de termos
Elementos Combustíveis falhados no núcleo, este
acidente poderia aumentar o nível de Iodo dentro
do Envoltório de Contenção. A base do projeto
prevê, ainda, a remoção deste Iodo da atmosfera
da Contenção, pois se ocorrer algum vazamento
do envoltório para o meio ambiente, poderia-se
colocar em risco a população. Para o ser humano,
o Iodo é retido na tireóide, que tem uma meia vida
biológica muito maior que a normal. Os bocais
espersores do Sistema de Pulverização do
Envoltório de Contenção ficam a uma altura
suficiente para permitir a reação da Soda com o
Iodo. Esta reação produz um composto que não é
volátil e fica assim retido na água no Poço do
Envoltório. Para garantir os critérios de projeto
acima, todo o sistema é em aço inoxidável, de
classe sísmica, com iniciação automática,
redundância nos equipamentos e circuitos,
previsões de testes e tem seus equipamentos
arranjados dentro do Envoltório de Contenção, de
maneira que mísseis oriundos de acidentes
internos não venham comprometer sua
operabilidade. A vida útil deste sistema é de, no
mínimo, 30 anos, considerando que é um sistema
com poucos equipamentos, de classe de
segurança nuclear, com número reduzido de
operações, praticamente somente em testes e
com 100% de capacidade de reserva.
I. FUNÇÕES DO SISTEMA
A função do Sistema de Pulverização do
Envoltório de Contenção é limitar o pico de
pressão no Envoltório de Contenção para valores
menores do que o da pressão de projeto durante a
fase mais crítica, seguindo um acidente de quebra
de linha do primário, com perda de refrigerante do
reator ou uma quebra da linha de vapor dentro do
envoltório. O Sistema também remove o Iodo
desprendido dos Elementos Combustíveis
falhados caso ocorra um acidente de quebra de
linha do primário.
II. DESCRIÇÃO GERAL DO SISTEMA
O Sistema de Pulverização do Envoltório de
Contenção é composto das Bombas de
Pulverização, um Tanque de Aditivo Químico, um
Ejetor, Anéis no topo do envoltório de contenção,
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 501 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Bocais espersores e tubulações e válvulas
necessárias. O Tanque de Água de
Recarregamento é a fonte de água borada para as
Bombas de Pulverização.
Quando o Sistema de Pulverização do Envoltório
de Contenção é ativado, as bombas succionam do
Tanque de Água de Recarregamento e
descarregam o fluido para os anéis e bocais
pulverizadores dentro do envoltório. Uma porção
do fluxo de descarga é direcionada para o ejetor
do Tanque de Aditivo Químico, que remove e
mistura o NaOH (Hidróxido de Sódio) contido no
Tanque de Aditivo Químico e descarrega a
mistura na linha de sucção da Bomba de
Pulverização.
Num acidente com injeção de segurança, na fase
de recirculação, o refrigerante do Poço do
Envoltório de Contenção é direcionado para os
coletores de sucção das Bombas do Sistema de
Pulverização.
III. DESCRIÇÀO OPERACIONAL DO
SISTEMA
III.1 TANQUE DE ÁGUA DE RECARREGAMENTO
Durante a fase inicial de operação, o suprimento
de água é feito pelo Tanque de Água de
Recarregamento. Dos 275.000 galões de água
borada (2.000 ppm de boro), 60.000 galões ficam
disponíveis para uso do Sistema de Pulverização
do Envoltório de Contenção e o restante para
resfriamento pelo Sistema de Injeção de
Segurança.
III.2 BOMBAS DE PULVERIZAÇÃO DA CONTENÇÃO
As bombas são horizontais, simples estágio,
centrífugas, motorizadas e cada uma é capaz de
descarregar 2.600 gpm a 20 kfg/cm2 de pressão.
Não há instrumentação associada para estas
bombas. As bombas são projetadas para trabalhar
com hidróxido de sódio e solução de boro. Estas
bombas são equipadas com selo mecânico, o qual
não requer refrigeração especial.
III.3 TANQUE DE ADITIVO QUÍMICO
O tanque é feito de aço carbono revestido
internamente com aço austenítico para protegê-lo
contra a mistura altamente corrosiva de Hidróxido
de Sódio. O tanque contém cerca de 2.000 galões
de uma solução com 30% de NaOH. O NaOH é
efetivo na remoção do Iodo, prejudicial para a
tireóide, da mesma maneira que ele aumenta o pH
da água do poço da contenção para ~8,5, o que
reduz as taxas de corrosão se comparadas,
somente, à água borada.
Na Sala de Controle, há alarme de baixo nível do
Tanque de Aditivo Químico em 80%, e as
Especificações Técnicas requerem nível mínimo
de 72%.
Para prevenir a decomposição do NaOH, é
mantida uma atmosfera inerte de Nitrogênio no
tanque.
O volume de NaOH no tanque é suficiente para,
misturados no poço do envoltório com todo o
volume do Tanque de Água de Recarregamento
mais o volume do Sistema de Refrigeração do
Reator mais o volume dos Acumuladores, manter
uma concentração de sódio na mistura final, que
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 502 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
mantém o pH de 8,5 e continua a remoção do iodo
mesmo na fase de recirculação.
III.4 BOCAIS DE ASPERSÃO
Os bocais de aspersão são colocados nos anéis
numa extensão de 360°. São projetados para criar
uma área de superfície suficiente para remoção
do calor e remoção do iodo.
III.5 EJETOR
O meio usado para adicionar o NaOH na água,
que será pulverizada pelo sistema de
pulverização, é o ejetor. Ele é um dispositivo que
usa a energia cinética de um líquido pressurizado,
penetrando em um outro líquido, misturando
ambos. O líquido pressurizado vem da descarga
da Bomba do Sistema de Pulverização, e a
mistura é enviada para a sucção da bomba. Os
ejetores são projetados para que a mistura não
ultrapasse o pH de 10,5 durante a fase de injeção.
III.6 REMOÇÃO DE IODO
O Sistema de Pulverização, em virtude da grande
área de superfície criada pelas gotículas que
saem dos dispersores, cria um excelente meio
para a absorção do Iodo na fase gasosa.
IV. INSTRUMENTAÇÃO
O Sistema de Pulverização do Envoltório de
Contenção é iniciado pelos seguintes sinais:
• Pressão muito alta no Envoltório de
Contenção – este sinal ocorre quando a
pressão atinge 50% do valor da pressão
de projeto, cerca de 1,5 kgf/cm2;
• Iniciação Manual – duas botoeiras
acionadas simultaneamente.
Quando o sistema é atuado por uma das duas
condições acima, abrem-se as válvulas de
descarga das bombas, e elas partem.
V. OPERAÇÃO
Quando o sistema é iniciado, as duas bombas
retiram água do Tanque de Água de
Recarregamento e descarregam nos coletores
através de linhas individuais. Estas linhas são
equipadas com válvulas paralelas para assegurar
o fluxo, mesmo na hipótese de uma válvula falhar.
Estas válvulas, normalmente, estão fechadas e
abrem quando o sinal de iniciação automática
existe.
Uma parte da descarga da bomba é direcionada
para o ejetor, o qual adiciona uma mistura com
30% de NaOH no fluxo final de injeção. O Tanque
normalmente está isolado por válvulas que se
abrem quando o sinal automático de partida do
Sistema de Pulverização está presente.
O Tanque de Aditivo Químico leva
aproximadamente 30 minutos para descarregar
toda a solução de NaOH.
Durante esta fase de operação, o Sistema de
Pulverização do Envoltório de Contenção atua na
diminuição da pressão da contenção e, se
necessário, na remoção de Iodo. Da Sala de
Controle, pode-se monitorar o fluxo do Tanque de
Aditivo Químico. A pressão do Envoltório de
Contenção também é monitorada diretamente da
Sala de Controle.
Quando a fase de recirculação para o Sistema de
Injeção de Segurança é iniciada, ainda restam
80.000 galões de água borada no Tanque de
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 503 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Água de Recarregamento para uso no Sistema de
Pulverização. Esta reserva garante operação do
Sistema de Pulverização para a completa adição
de NaOH.
Quando atinge o nível muito baixo no Tanque de
Água de Recarregamento, a sucção das Bombas
do Sistema de Pulverização deve ser trocada para
o Poço da Contenção, onde toda a água dos
Acumuladores, do Sistema de Refrigeração do
Reator e do Tanque de Água de Recarregamento
foi coletada.
A fase de recirculação será tão longa quanto for
necessária para diminuir a pressão do Envoltório
de Contenção.
VI. MANUTENÇÃO PREDITIVA
Como sistema de segurança nuclear, ele está
incluído no programa de testes periódicos da
usina.
VII. MANUTENÇÃO CORRETIVA
Por ser um sistema que não opera em condições
normais e somente em testes parciais, mesmo
assim, parcialmente, porque somente as bombas
são testadas, as manutenções corretivas são
praticamente zero.
VIII. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
A vida útil do Sistema de Pulverização do
Envoltório de Contenção é superior a 30 anos.
REFERÊNCIAS
CFOL - Curso de Formação de Operador
Licenciado da Central Nuclear de Angra dos Reis
– Eletronuclear SA
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 504 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Sistema de Radiocomunicação
RESUMO
Os sistemas de radiocomunicação existentes no
Brasil representam parte considerável dos
equipamentos auxiliares necessários para o
monitoramento contínuo dos processos de
produção, neste caso, da energia nas centrais
termelétricas. Em função das características dos
equipamentos quanto à operacionalidade e
observância, quanto à manutenção, bem como à
substituição por equipamentos tecnologicamente
mais modernos, que podem incorrer na
obsolescência dos mesmos, tem merecido a
atenção de técnicos e engenheiros com a
finalidade de preservá-los e diminuir os custos
com a depreciação. Conseqüentemente, este
trabalho visa a estudar os principais aspectos
operacionais e de manutenção dos equipamentos
correlatos à radiocomunicação, bem como
apresentar valores indicativos da vida útil dos
mesmos para efetuar os cálculos de depreciação.
Estima-se a vida útil em 20 anos.
I. INTRODUÇÃO
A utilização dos sistemas de radiocomunicação
dos transceptores VHF,UHF,FM, AM, Celulares,
Pagers e PABX correspondem ao conjunto de
equipamentos auxiliares necessários à
monitorização assistida de todas as etapas de
produção de energia nas centrais termelétricas,
permitindo a melhoria dos sistemas de controle e
automação devido à rapidez e à facilidade de
controle a distância. Além disso, propicia um
ambiente de trabalho mais organizado,
favorecendo a segurança dos operadores.
Estes equipamentos devem permitir a
comunicação entre pessoas em locais diferentes,
máquinas posicionadas a distancia do operador
ou de uma sala de controle.
De acordo com [6], historicamente, o campo das
comunicações tem-se apresentado bastante
promissor de idéias, praticamente desde o
primeiro sistema opto-telegráfico apresentado pelo
físico inglês Robert Hooke, em 1684, à Royal
Society de Londres.
Cem anos mais tarde, o engenheiro francês
Claude Chappe construiu mais de 500 estações
de sinalização na França, que vieram a tornar-se
a primeira rede organizada de telecomunicações.
Além disso, com a invenção do telefone, com
Grahan Bell no século XIX, a instalação dos
primeiros cabos submarinos, a evolução de
dispositivos eletrônicos cada vez menores e a
transmissão de voz via satélite(1957), o campo
das radiocomunicações sofreu uma grande
expansão e implantação nas unidades de
produção industriais, principalmente, depois que
G. Marconi demonstrou a capacidade global deste
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 505 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
meio para propagação em alta freqüência (HF)
entre 3 MHz e 30 MHz.
No Brasil, esta expansão e modernização dos
sistemas radiocomunicadores iniciou-se na
década de 1950, face ao interesse do governo
federal na expansão do setor das
telecomunicações e elétrico com a finalidade de
atender o aumento da população e do consumo
de energia elétrica e, com isso, minimizar a
possibilidade do racionamento de energia em
decorrência da estiagem nos principais
reservatórios de centrais hidrelétricas no país.
Novos investimentos têm sido efetuados,
principalmente, na implantação das centrais
termelétricas devido à característica peculiar de
possuírem menor prazo para entrada em
operação, de acordo com [1, 2], bem como
garantir a segurança e a monitorização continuada
e total dos processos. Para tanto, foram instituídos
o Programa Prioritário das Termelétricas e o
Programa de Expansão e Modernização dos
Sistemas de Radiocomunicação.
No mercado, dentre os fabricantes de linhas de
comutação por circuito, base da comunicação
telefônica e redes de informações, têm-se
destacado: ENGESBRA e Sul America Philips.
A Sul America Philips atua no mercado desde
1971, iniciando suas atividades com a instalação
de centrais telefônicas CPA (Controle por
Programa Armazenado), tais como a TELESP,
TELERJ, entre outras.
A ENGESBRA Telecomunicações Ltda foi
fundada em 1987 e, atualmente, destaca-se na
venda de rádios bidirecionais Motorola.
Segundo [3], devido às recentes tecnologias de
compressão de dados e voz, ao longo da década
de 1990, algumas operadoras de telecomunicação
estão substituindo a tecnologia de comutação por
circuito para a tecnologia da rede única baseada
em pacotes digitalizados, aumentando a
confiabilidade, a sensibilidade e o alcance do
sistema, sem fios, via satélite. Neste meio,
destacam-se a tecnologia WAP (Wireless
Application Protocol) e redes mais velozes, como
EDGE (Enhanced Data Rates for Global
Evolution) e GPRS (General Packer Radio
Service).
II. CARACTERÍSTICAS
A radiocomunicação pode ser efetuada através de
módulos de comunicação ou transceptores,
divididos em três partes: emissor, transmissor e
receptor.
É importante ressaltar que estes equipamentos
operam em conjunto, devendo-se ajustar a faixa
de freqüência de operacionalidade de cada um de
forma a evitar ruídos, ou seja, interferência.
Para VHF, as freqüências abrangem de 30 MHz a
300 MHz. Para UHF, de 300 MHz a 3.000 MHz e,
acima de 3.000 MHz, corresponde às Microondas
[6]. Estas últimas apresentam grande aplicação
nas indústrias aeronáutica e aeroespacial.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 506 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
O alcance máximo para VHF é de 200 milhas,
enquanto que, para UHF e microondas, pode
atingir até 600 milhas.
Ao longo da trajetória percorrida pelas ondas de
rádio, podem ocorrer perdas devido à atenuação
ou absorção dos raios pelas chuvas, neve ou
“fog”, vapor d’água ou oxigênio, desvanecimento
tipo multipercurso em função da existência de
obstáculos naturais (montanhas), do período
(horas matinais nos meses quentes) e das
tempestades solares.
Dentre os equipamentos utilizados para a
radiocomunicação, destacam-se: o transceptor
portátil (microfone e alto-falante, Pagers e
Celulares, por indivíduo); o transceptor móvel
(antena, alimentação, microfone e alto-falante, em
carros e caminhões ); e Estação Fixa/Repetidora
(antenas para transmissão em UHF / VHF / FM,
Codificadores e Internet na sala na central
termelétrica); e sistemas PABX para envio de
mensagens.
No Brasil, de acordo com as normas ABNT, os
sistemas de radiocomunicação estão
padronizados, contemplando as seguintes
normas:
• NBR 8765: fixa as condições exigíveis
para os equipamentos em VHF/UHF, com
capacidade de 24 canais telefônicos,
operando nas faixas designadas para
atender serviços públicos;
• NBR 10620: prescreve limites e métodos
de medição de interferência
eletromagnética de receptora de
radiodifusão e de televisão;
• NBR 7875: estabelece prescrições
referentes ao instrumento de medição de
tensão campo de radiointerferência na
faixa de 0,15 a 30 MHz.
• NBR 12939: fixa características técnicas
mínimas exigíveis para a interface entre
equipamentos de comunicação de dados
(ECD) e a rede telefônica pública, para
velocidade de transmissão de sinal de
dados de até 20.000 bit/s;
• NBR 9611: padroniza código brasileiro de
caracteres a ser usado em sistemas de
processamento de dados, sistemas de
comunicação e equipamentos associados
para intercâmbio de informação;
• NBR 13083: fixa requisitos técnicos
mínimos exigidos das Centrais Privadas de
Comutação Telefônica ( CPCT ), cujas
ligações são Controladas por Programa
Armazenado ( CPA ) e que utilizam
tecnologia de estado sólido de forma
preponderante para o desempenho de
suas funções de controle das ligações.
Somente os transceptores portáteis funcionam
com baterias ou pilhas, devendo-se atestar a
durabilidade das mesmas e evitar que vazem no
interior dos compartimentos, comprometendo a
vida útil do equipamento.
Os transceptores móveis funcionam conectados à
bateria dos carros e caminhões, devendo-se evitar
mantê-los em ambientes quentes devido à
insolação, pois pode danificar os sensores.
Os transceptores fixos/repetidoras funcionam
diretamente conectados à rede elétrica, devendo-
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 507 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
se assegurar a existência de estabilizadores
confiáveis para evitar sobrecarga de corrente e
tensão de forma a não queimar os circuitos
eletrônicos internos.
II.1. TIPO EMISSOR
O emissor, que pode ser móvel ou não, contempla
todos os equipamentos capacitados para
converter os sinais analógicos e/ou digitais em
ondas eletromagnéticas com freqüência e
comprimento de onda definidos. Normalmente, os
sinais são utilizados para a monitorização do
funcionamento de equipamentos.
II.2. TIPO TRANSMISSOR
O transmissor, constituído por conversores e
antenas, permite a transmissão destes sinais
eletromagnéticos a distâncias limitadas pela
potência dos conversores.
II.3. TIPO RECEPTOR
O receptor, que também pode ser móvel ou não,
realiza o trabalho inverso do emissor, convertendo
os sinais eletromagnéticos em sinais analógicos
e/ou digitais, que podem ser interpretados
diferentemente dependendo da interface utilizada.
III. MANUNTEÇÃO PREVENTIVA
Neste tipo de manutenção, no sistema de
radiocomunicação remota e sem atendentes,
deve-se efetuar de forma a descobrir eventuais
defeitos antes que eles causem as falhas reais,
evitando interromper o serviço, a destacar:
• Patrulhar e inspecionar periodicamente a
linha da central repetidora, para evitar
perdas de sinal, falhas dos equipamentos
eletrônicos e falhas no fornecimento de
energia;
• Efetuar pequenos reparos e mudanças nas
antenas ou nas estruturas das torres para
evitar perdas de potência;
• Afastar galhos e cortar árvores;
• Trabalhar em equipes de testes nas
centrais adjacentes localizadas nas
proximidades das centrais
receptoras/repetidoras, procurando
esclarecer as falhas encontradas e
reportadas;
• Manter contínua observância dos
dispositivos eletrônicos de microondas e
circuitos integrados internos dos
transceptores móveis e portáteis, bem
como do estado operacional e de
conservação das fontes elétricas;
• Procurar evitar o acúmulo de poeira e
sujeira, o desgaste e/ou envelhecimento
precoce dos circuitos dos sensores nos
equipamentos;
• Evitar instalar os equipamentos em lugares
desprovidos de pára-raios ou permissíveis
à existência de animais e insetos.
IV. MANUNTEÇÃO CORRETIVA
Neste tipo de manutenção, pode ocorrer uma
interrupção do serviço, sendo a falha prontamente
localizada e as unidades defeituosas recolocadas,
se necessário. É mais comum nos transceptores
de transmissão, nas salas das repetidoras e nos
terminais de microondas. Pode-se destacar:
• Ajustar os amplificadores, de forma a
manter os ganhos adequados e
freqüências características;
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 508 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
• Corrigir os equivalentes de transmissão
dos circuitos externos, internos e
individuais;
• Corrigir os chaveamentos defeituosos na
rede de comunicações, nas mesas de
testes e painéis. O uso de “stand-by” é
recomendável;
• Efetuar a adequabilidade das variações
permissíveis da freqüência nas centrais
repetidoras.
V. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
Em conformidade com as caraterísticas
operacionais e da enorme diversidade destes
com as mais diversas aplicações, considerando as
condições do meio, pode-se obter a seguinte
tabela:
Vida útil dos Equipamentos Esperada
para efeito de depreciação, em anos
Comutação
(transmissor/receptor)
15
Estação de Comutação 15
Celulares 12
Antenas 15
Postes 30
Cabos Aéreos 30
Cabos Subterrâneos 40
Cabos Blindados 30
Fios Aéreos 25
Unidades Portáteis 6
Pilhas 2
Baterias 2
A introdução de novos equipamentos, resultando
na obsolescência tecnológica dos existentes e,
por conseguinte, em grandes retiradas de tal
instalação, pode alterar este quadro, talvez
drasticamente, e encurtar a vida útil do
equipamento para fins de depreciação.
REFERÊNCIAS
[1] C & I – Controle e Automação, Grupos
Encontram Dificuldade para Viabilizar Projetos de
Geração Termelétrica, pp 82, julho de 2000.
[2] C & I– Controle e Automação,Automação no
Setor Sucroalcooleiro – Tendência para
Integração das Células, pp 26, agosto de 2000.
[3] P & S – Produtos e Serviços, Publicação
BANAS, Fornecedores de radiocomunicação,pp
25 e 77, junho de 1999.
[4] Word Telecom, IDG Computer Word do Brasil,
pp 22, ano III, no. 27, outubro 2000.
[5] Castilho, A . , Relatório de Estágio – Embraer,
Escola Federal de Engenharia de Itajubá, abril de
1987.
[6] Hamsher D. H., Sistemas de
Telecomunicações, Editora Guanabara Dois S.A.,
pp 716 - 724, Rio de Janeiro, RJ, 1980.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 509 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Sistema de Refrigeração de Emergência do Núcleo do Reator
RESUMO
O Sistema de Refrigeração de Emergência do
Núcleo é o nome dado a um conjunto de sistemas
de segurança que foram projetados para fazer
frente a um acidente básico de projeto. A quebra
de uma linha de vapor no final de um ciclo de
combustível levaria o Reator a uma condição
bastante insegura em função da diminuição da
margem de desligamento do mesmo, da mesma
maneira que a quebra de uma linha do Sistema de
Refrigeração do Reator colocaria em risco o
resfriamento do Núcleo do Reator. Nestas
condições, o Sistema de Refrigeração de
Emergência do Núcleo atuaria no sentido de
aumentar a margem de desligamento do Reator e
garantir seu resfriamento. O Sistema de
Refrigeração de Emergência do Reator
compreende os sistemas de Injeção de
Segurança, Remoção de Calor Residual e
Acumuladores. Todos os equipamentos que
compõem estes sistemas estão localizados nos
Edifícios de Segurança da Usina, que são
construídos atendendo normas rígidas de
segurança. A alimentação elétrica destes
sistemas faz parte do sistema de alimentação
elétrico de segurança, que tem garantida a
alimentação elétrica, mesmo sem nenhum suporte
externo de energia. Para garantir a operabilidade
destes sistemas, visto que os mesmos não estão
normalmente em operação, são realizados testes
periódicos com critérios de aceitação bem
definidos. O projeto destes sistemas atende
alguns critérios que estabelecem, além de
duplicidade de sistemas, meios diferentes para
chegar a um mesmo fim. Como conseqüência de
que todos os equipamentos que compõem este
sistema são de classe nuclear e, com base na
experiência, podemos concluir que a vida útil de
40 anos como prognosticada pelos fabricantes é
aceitável.
I. BASES DE PROJETO
O Sistema de Refrigeração de Emergência do
Núcleo é projetado de forma a satisfazer diversos
critérios de segurança e confiabilidade, dentre os
quais:
I.1. LIMITES DA ‘NUCLEAR REGULATORY
COMMISSION – NRC” ESTABELECIDOS NA
NORMA 10 CRF 50 PARA CONDIÇÕES DE
ACIDENTES
• temperatura máxima do encamisamento =
1204 °C;
• Durante um acidente, há a formação de H2
pela reação do Zircaloy dos Elementos
Combustíveis com a água. A máxima
quantidade de H2 gerada devido a esta
reação deverá ser menor do que 1% de
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 510 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
todo o H2 que poderia, teoricamente, ser
gerado no interior do envoltório de
contenção;
• A oxidação máxima do encamisamento
deverá ser menor que 17% da espessura
do encamisamento;
• O sistema deve ser capaz de prover um
resfriamento de longo termo;
• O núcleo deve manter uma geometria que
propicie o seu resfriamento, mesmo
durante acidente.
I.2. CRITÉRIO DE FALHA ÚNICA
• O Sistema de Refrigeração de Emergência
do Núcleo é capaz de manter o
resfriamento de emergência do núcleo
mesmo com a ocorrência de uma única
falha ativa ou passiva durante a fase de
recirculação.
I.3. MARGEM DE DESLIGAMENTO
• A atuação adequada do Sistema
possibilitará a manutenção em, pelo
meno,s 5 DeltaK/K, com todas as barras
inseridas, exceto a mais reativa.
II. FUNÇÕES DO SISTEMA
O Sistema de Refrigeração de Emergência do
Núcleo proporciona o resfriamento de emergência
do núcleo e aumenta sua margem de
desligamento nos casos de acidentes com perda
de refrigerante do reator ou quebra da linha de
vapor principal.
III. DESCRIÇÃO OPERACIONAL DO
SISTEMA
III.1. OPERAÇÃO NORM AL
Durante a operação normal da usina, o sistema
fica alinhado para uma injeção de segurança, e
somente uma das bombas de recirculação do
tanque de injeção de boro fica em operação para
que não ocorra precipitação da solução de ácido
bórico no interior do tanque.
III.2. FASE DE INJEÇÃO
O objetivo desta fase é inserir reatividade negativa
no Núcleo do Reator e recobrir o mesmo de modo
a permitir o seu resfriamento.
Nesta fase, a água borada vinda do Tanque de
Água de Recarregamento é enviada para o
Núcleo do Reator através das pernas frias e
injetadas diretamente no Vaso do Reator. Durante
os 3 minutos iniciais de injeção, a água é injetada
pelo Sistema de Injeção de Segurança na perna
fria passando pelo tanque de injeção de boro,
arrastando ácido bórico a aproximadamente
21.000 ppm, de modo a combater inserções de
reatividade positiva, como as que ocorrem no
caso de quebra da linha de vapor principal. Após
esse tempo, é iniciada a injeção direta no Vaso do
Reator pelo Sistema de Injeção de Segurança.
Se a pressão do SRR atingir valores inferiores a
52,7 Kg/cm2, teremos a injeção dos Acumuladores
nas pernas frias. Caso a pressão caia ainda mais
e alcance valores inferiores a 10 Kg/cm2, teremos
também a descarga das Bombas do Sistema de
Remoção de Calor Residual diretamente no Vaso
do Reator.
Para grandes rupturas no Sistema de
Refrigeração do Reator, a sua despressurização é
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 511 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
bem rápida, e os Acumuladores iniciariam a sua
injeção em torno de 10 a 12 segundos após o
início do acidente.
III.3. FASE DE RECIRCULAÇÃO - PERNA FRIA
A mudança para esta fase deve ser iniciada
quando for atingido o ponto de alarme de nível
muito baixo no Tanque de Água de
Recarregamento, desde que exista nível
adequado no Poço do Envoltório de Contenção.
Nesta fase, a água borada que vazou do Sistema
de Refrigeração do Reator para o Poço do
Envoltório de Contenção é recirculada para o
núcleo através das pernas frias e de injeção
diretamente do vaso do reator. Agora, o objetivo é
remover o calor de decaimento radioativo do
Núcleo do Reator.
III.4. FASE DE RECIRCULAÇÃO - PERNA QUENTE
Nesta fase, a água borada que vazou do Sistema
de Refrigeração do Reator para o Poço do
Envoltório de Contenção é recirculada para o
núcleo através, somente, das pernas quentes.
Agora, o objetivo é estabelecer e manter a
condição de subresfriamento no núcleo, além de
remover o ácido bórico depositado nas estruturas
superiores do mesmo, trazendo este ácido bórico
de volta para a água que está resfriando o núcleo.
A mudança para esta fase deve ser executada
cerca de 24 horas após a ocorrência do acidente.
IV. DESCRIÇÃO DOS EQUIPAMENTOS
IV.1. TANQUE DE ÁGUA DE RECARREGAMENTO
Características
Volume total 1,08 x 106 litros
Concentração de boro 2000 ppm
IV.2. TANQUE DE INJEÇÃO DE BORO
Características
Volume total 3,41 x 103 litros
Pressão de projeto 192,33 Kg/cm2
Temperatura de operação 68,3 °C - 79,4 °C
Concentração de boro 20000 ppm - 22500
ppm
Aquecedores 12 Externos
(elétricos) 12 KW
IV.3. TANQUE DE SURTO DE INJEÇÃO DE BORO
Características
Volume total 283,9 litros
Temperatura de operação 68,3 °C - 79,4 °C
Concentração de boro 20000 ppm - 22500
ppm
Aquecedor 6KW Imersão
(elétrica)
IV.4. BOMBAS RECIRCULAÇÃO DE INJEÇÃO DE
BORO
Características
Tipo centrífuga
Pressão de projeto 10,5 Kg/cm2
Pressão de descarga máxima 3 Kg/cm2
Temperatura de operação 68,3 °C - 79,4 °C
Fluxo de projeto 75,7 lpm
IV.5. BOMBAS DE INJEÇÃO DE SEGURANÇA
Características
Tipo Centrífuga
Pressão máxima de descarga 152 Kg/cm2
Fluxo de descarga 2,65 x 103 lpm
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 512 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
IV.6. ACUMULADORES
Característica
Pressão de operação 52,7 kg/cm2
Temperatura de operação 49 °C
Volume normal 35400 litros
Concentração de boro 2000 ppm
V. INSTRUMENTAÇÃO
São vários os intertravamentos existentes entre as
válvulas do Sistema de Refrigeração de
Emergência do Núcleo para fazer frente aos
vários modos de operação.
Os Tanques de Injeção de Boro e seu Tanque de
Surto possuem controle de temperatura.
Geração do Sinal S - Sinal de Atuação de Injeção
de Segurança:
Manual: Coincidência de 1 e 2 chaves
Alta Pressão no Envoltório de Concentração:
Coincidência: 2/3 canais
Valor de Atuação: 0,28 kg/cm2
Objetivo da Proteção: evitar liberação de produtos
radioativos, limitando a pressão no interior do
envoltório de contenção.
Baixa Pressão na Linha de Vapor Principal:
Coincidência: 2/3 canais em 1/2 linhas de vapor
Valor de Atuação: 42 kg/cm2
Objetivo da Proteção: neutralizar inserção de
reatividade positiva no núcleo do reator.
Baixa Pressão no Pressurizador:
Coincidência: 2/4 canais
Valor de atuação: 122,15 kg/cm2
Objetivo da Proteção: atenuar a perda do
refrigerante e os seus efeitos, além de servir de
reserva para a quebra da linha de vapor.
VI. ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS
As Especificações Técnicas são requisitos
regulados pela Comissão Nacional de Energia
Nuclear, principalmente para os sistemas de
segurança, que têm que ser cumpridos pelo
Operador sob pena de multas e suspensão da
Licença de Operação.
Para o Sistema de Refrigeração de Emergência
do Núcleo são as seguintes as Especificações
Técnicas aplicadas:
VI.1. REATOR NÃO PODERÁ SER CRITICALIZADO
A MENOS QUE AS SEGUI NTES CONDIÇÕES
ESTEJAM SATISFEITAS:
• O Tanque de Recarregamento contém não
menos que 1.040.000 litros (275.000
galões) de água com uma concentração de
boro de, pelo menos, 2000 ppm.
• O Tanque de Injeção de Boro contém não
menos que 3.400 litros (900 galões) de
11,5 a 13 % por peso (20.000 a 22.500
ppm de boro) de solução de ácido bórico a
uma temperatura de, pelo menos, 63 °C
(145 °F). Dois canais de aquecimento de
linha devem estar disponíveis para o
caminho de fluxo.
• Cada Acumulador está pressurizado a,
pelo menos, 50,4 Kg/cm2 (716,8 psig) e
não mais que 53,3 Kg/cm2 (758,1 psig) e
contém um mínimo de 34.990 litros
(1235,3 pés cúbicos) ou um máximo de
35.810 litros (91264,5 pés cúbicos) de
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 513 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
água com uma concentração de boro de,
pelo menos 1900 ppm. Nenhum dos
Acumuladores pode ser isolado, exceto
como descrito no item “g” abaixo.
• Duas bombas de remoção de calor
residual juntamente com suas válvulas e
tubulações associadas estão operáveis.
• Duas bombas de injeção de segurança
juntamente com suas válvulas e
tubulações associadas estão operáveis.
• Dois Trocadores de Calor Residual
juntamente com suas válvulas e
tubulações associadas estão operáveis.
Durante operação em potência, os requisitos
acima podem ser modificados como descrito
abaixo na especificação para permitir que
qualquer um dos seguintes componentes fique
inoperante a qualquer momento. Se o sistema não
é restabelecido para atingir os requisitos acima,
dentro dos períodos especificados, o reator deve
ser desligado sendo mantido a temperaturas e
pressões de 0% de potência, utilizando
procedimentos normais de operação. Se os
requisitos não estão satisfeitos dentro de 48 horas
adicionais, o sistema deve ser resfriado utilizand-
se os procedimentos normais de operação.
• Um acumulador pode ser isolado por um
período que não exceda 4 horas.
• Uma bomba de Injeção de Segurança
pode estar fora de serviço, desde que a
bomba seja restituída para o estado
operável dentro de 24 horas, e a bomba
restante seja demonstrada operável.
• Uma bomba de remoção de calor residual
pode estar fora de serviço, desde que a
bomba seja restituída para o estado
operável dentro de 24 horas, e a outra
bomba de remoção de calor residual seja
demonstrada operável.
• Um trocador de calor residual pode estar
fora de serviço, desde que seja restituído
para o estado operável dentro de 48 horas.
• Qualquer válvula necessária ao
funcionamento do sistema durante e após
as condições de acidente pode estar
inoperante desde que seja restituído ao
estado de operável dentro de 24 horas, e
todas as válvulas no sistema que
proporcionam a função redundante sejam
demonstradas operáveis.
• Durante operação normal, um canal de
aquecimento do tanque de injeção de boro
e / ou um canal de aquecimento de linha
pode estar inoperável por 30 dias desde
que as temperaturas do tanque e dos
caminhos de fluxo sejam verificadas e
estarem ≥ 63 °C (145 °F) pelo menos a
cada 6 horas. Caso contrário, desligar o
Reator dentro de 12 horas.
VII. MANUTENÇÃO PREDITIVA
Toda planta nuclear por exigência das
Especificações Técnicas do Relatório Final de
Análise de Segurança – RFAS - possui um
Programa de Testes Periódicos em Serviço. Este
programa prevê testes periódicos em todos os
sistemas e equipamentos relacionados com a
segurança da planta, sendo o mais importante
deles o Sistema de Refrigeração de Emergência
do Núcleo.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 514 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
VIII. MANUTENÇÃO CORRETIVA
Dos sistemas que compõem o Sistema de
Refrigeração de Emergência do Núcleo, somente
o Sistema de Remoção de Calor Residual opera
durante condições de partida e parada, sendo que
os demais somente em condições de emergência.
Por operarem muito pouco, mais em condições de
testes, estes sistemas apresentam um número
muito reduzido de manutenções corretivas.
As manutenções corretivas mais comuns são
devido a vazamentos nas selagens das Bombas
de Injeção de Segurança e troca de gaxetas em
válvulas.
Devido ao sistema primário possuir boro, mesmo
os mínimos vazamentos são logo detectados em
função da cristalização do boro nas superfícies.
Para vazamentos maiores, além das mudanças
nas condições operacionais dos sistemas, eles
são facilmente detectados ou pelos sistemas de
detecção de vazamentos, ou pelos sistemas de
monitoração de áreas.
IX. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
A vida útil do Sistema de Refrigeração de
Emergência do Núcleo como informada pelo
fabricante/projetista da usina é de 40 anos,
principalmente em função dos critérios de
fabricação dos componentes de classe de
segurança nuclear.
REFERÊNCIAS
CFOL - Curso de Formação de Operador
Licenciado da Central Nuclear de Angra dos Reis
– Eletronuclear SA
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 515 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Sistema de Refrigeração do Reator
RESUMO
O Sistema de Refrigeração do Reator numa usina
nuclear tem tarefas operacionais, como de
segurança. Ele é o centro do sistema e é nele que
se encontra o Reator Nuclear que é chamado de
coração da usina. Ele é um sistema fechado e
fisicamente está localizado dentro das grandes
estruturas do Envoltório de Contenção, que
funcionam como uma proteção para eventuais
acidentes, tantos externos quanto internos. Em
função da capacidade da usina este sistema
poderá ter um, dois, três ou quatro circuitos.
Unidade com cerca de 650 MWe possui 2
circuitos; unidade com 980 MWe possui 3 circuitos
e unidade com 1350 MWe possui 4 circuitos. Esta
descrição é típica para usinas com reator de água
pressurizada - PWR, podendo ter pequenas
variações de uma usina para outra em função da
filosofia de cada fabricante e do número de
circuitos que cada uma. Nela está descrito as
funções do sistema, sua descrição considerando
os critérios de projeto, detalhes, e conexões com
outros sistemas. Com relação aos equipamentos é
feito uma descrição sumária dos principais
equipamentos como as Bombas de Refrigerante
do Reator, Geradores de Vapor, Pressurizador,
Tanque de Alívio do Pressurizador e o Reator que
é tema de uma descrição específica. Com relação
a instrumentação do sistema são descritos os
principais controles e pontos de medição de
vazão, temperatura, nível e pressão. Num item
específico é feito uma descrição da operação do
sistema, considerando condições de partida da
planta, operação a potência e a parada. Da
manutenção é feito uma descrição considerando
os principais programas de manutenção para este
sistema. Uma análise sobre a vida útil do sistema
é feita com base na vida útil de seus
equipamentos e a experiência nuclear. O
fabricante informa que a vida útil do Vaso do
Reator é da ordem de 40 anos. As primeiras
usinas nucleares de potência são do final da
década de 50 e o grande impulso do programa
nuclear mundial ocorreu nas década de 70 e 80,
ou seja, ainda não existe uma experiência nuclear
que possa comprovar estas afirmativas. Com
relação aos Geradores de Vapor, tem usinas que
foram obrigadas a troca-los com apenas 20 anos
de uso, embora a vida útil definida pelos
fabricantes também seja de 40 anos. Desta
maneira uma vida útil de 30 anos pode ser
considerada para o Sistema de Refrigeração do
Reator.
I. FUNÇÕES DO SISTEMA
A principal função do Sistema de Refrigeração do
Reator é transportar a energia térmica gerada no
Reator e pelas Bombas de Refrigeração do Reator
até os Geradores de Vapor, onde esta energia é
transferida ao sistema secundário.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 516 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
O sistema tem ainda as funções de remover a
energia gerada no combustível devido ao
decaimento dos produtos de fissão após o
desligamento do reator, atuar como meio de
transporte para o veneno solúvel (boro), funcionar
como barreira de contenção dos produtos de
fissão, melhorar a economia de nêutrons no reator
atuando como refletor e atuando como moderador
de neutrôns.
II. DESCRIÇÃO DO SISTEMA
O sistema consiste de circuitos de transferência
de calor conectados em paralelo ao vaso do
reator. Como já mencionado podem ser 1, 2, 3 ou
4 circuitos. As usinas brasileiras de Angra 1 tem 2
circuitos e Angra 2 tem 4 circuitos.
Cada circuito contém uma Bomba de Refrigerante
do Reator e um Gerador de Vapor. Além destes
equipamentos o sistema inclui um Pressurizador,
um Tanque de Alívio do Pressurizador, tubulações
e instrumentação necessária ao controle
operacional do sistema.
Todos os equipamentos do sistema estão
localizados dentro do envoltório de contenção.
Durante a operação do sistema, as Bombas de
Refrigeração do Reator fazem circular água
pressurizada através do Vaso do Reator e dos
circuitos de refrigeração do reator.
A água que serve como refrigerante do reator,
moderador de nêutrons e solvente do ácido bórico
(usado para controle de reatividade), é aquecida a
medida que passa através do reator. A água então
flui até os Geradores de Vapor, onde o calor é
transferido ao Sistema de Vapor Principal, e daí
retorna às Bombas de Refrigerantes do Reator
para repetir o ciclo.
A pressão no Sistema de Refrigeração do Reator
é controlada pelo Pressurizador, onde água e
vapor são mantidos em equilíbrio por aquecedores
elétricos e spray de água. Para reduzir as
variações de pressão no Sistema de Refrigeração
do Reator devido a contração e expansão do
refrigerante do reator, vapor é formado (pelos
aquecedores) ou condensado (pelo spray do
Pressurizador).
No Pressurizador há válvulas de alívio e válvulas
de segurança, que quando operadas descarregam
no Tanque de Alívio do Pressurizador, onde o
vapor é condensado e resfriado por uma mistura
com água fria vinda dos sistemas auxiliares de
água de reposição.
III. DESCRIÇÃO DOS EQUIPAMENTOS
III.1. VASO DO REATOR
O vaso do reator é cilíndrico, com tampa inferior
hemisférica soldada e tampa hemisférica superior
removível, flangeado com anéis de vedação. Este
vaso contém o núcleo e as estruturas de suporte
do núcleo do reator, barras de controle, barreira
térmica e outras partes associadas diretamente
com o núcleo.
As barras de controle são operadas por meio de
mecanismos selados, montados na tampa
superior.
O vaso do reator tem tantos bocais de entrada e
de saída quanto o número de circuitos e
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 517 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
dependendo do fabricante tem bocais específicos
para injeção de segurança. Os bocais de entrada
e saída são localizados em um mesmo plano
abaixo do flange da tampa superior e acima do
topo do núcleo do reator. O refrigerante entra no
vaso do reator através dos bocais de entrada e flui
de cima para baixo no espaço anelar entre o barril
do núcleo da parede do vaso do reator, até a base
do núcleo e daí flui para cima através do núcleo
até os bocais de saída. O vaso é do aço carbono
com uma camada de aço inoxidável austenítico
em todas as superfícies em contato com o
refrigerante do reator.
A selagem do vaso do reator é feita através de
anéis metálicos circulares localizados entre os
flanges do vaso do reator e da tampa.
Vazamentos na selagem são detectados e
coletados através de sistemas de detecção de
vazamentos, que alarmam na Sala de Controle.
A pressão e temperatura de projetos para vasos
de pressão típicos de Angra 1 e Angra 2 são
respectivamente 175 Kgf/cm2 e 345oC. O diâmetro
médio de um bocal de saída ou entrada é cerca
de 70 cm.
III.2. GERADOR DE VAPOR
Os Geradores de Vapor são idênticos, um para
cada circuito do Sistema de Refrigeração do
Reator. O Gerador de Vapor é do tipo vertical,
tubos em U, equipado com um separador de
umidade. O refrigerante do reator entra por um
bocal situado na base hemisférica inferior do
gerador de vapor, flui através dos tubos em U
invertidos e sai em um segundo bocal também
situado na base hemisférica inferior.
A base hemisférica inferior é dividida em câmara
de entrada e câmara de saída, por meio de uma
placa de separação vertical que vai desde a
tampa da base hemisférica até a base do espelho.
O acesso de pessoal para inspeção e manutenção
pode ser feito tanto pela câmara de entrada (base
inferior, lado primário) como pela câmara de
separadores de umidade (parte superior, lado
secundário) que dá acesso até o bocal de saída
de vapor, no topo do Gerador de Vapor. Os
Geradores de Vapor são instalados acima do vaso
do reator, pois este arranjo assegura circulação
natural para a remoção de calor residual. A
estrutura dos Geradores de Vapor é feita de aço
carbono. Os tubos de transferência de calor são
de inconel, o lado primário do espelho do feixe de
tubos é revestido com inconel e as demais
superfícies interiores em contato com o
refrigerante do reator são revestidas com aço
inoxidável austenítico.
Em média um Gerador de Vapor a 100% de
potência tem uma taxa de troca de calor de 950
MWt, com uma vazão de aproximadamente 4500
Kg/s, com a temperatura de entrada da água do
primário de 324oC e a temperatura de saída de
287oC, pressão de operação de 157 kgf/cm2. No
lado secundário a temperatura de entrada da água
de alimentação é de aproximadamente 210oC e a
temperatura do vapor de 280oC, com uma pressão
de 64 Kgf/cm2 e 0,25% de umidade.
III.3. BOMBA DE REFRIGERAÇÃO DO REATOR
As Bombas de Refrigeração do Reator são do tipo
centrífugas, eixo vertical estando o motor montado
acima do eixo da bomba.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 518 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Um volante de inércia está montado na parte de
cima do eixo do motor. Quando há perda de
alimentação elétrica AC para o motor, a inércia do
volante garante a vazão de refrigerante, durante
um período de tempo (100 segundos) suficiente
para assegurar a remoção de calor necessária
para evitar danos ao núcleo do reator.
Uma seção de selagem do eixo da bomba
consistindo de três selos arranjados em série,
controla vazamento ao longo do eixo da bomba,
de forma que o vazamento de refrigerante do
reator para o Envoltório de Contenção é
praticamente zero. A água de selagem a alta
pressão, suprida pelo Sistema de Controle
Químico e Volumétrico é injetada na bomba,
através de uma conexão na parede da barreira
térmica. Uma parte da água de selagem sobe pelo
eixo da bomba passando pelo mancal radial
inferior e pelos selos da bomba. A outra parte da
vazão de água de selagem desce pelo eixo da
bomba, passa pela barreira térmica, onde impede
que o refrigerante do reator suba pelo eixo da
bomba.
Estas bombas normalmente são de um único
estágio com uma pequena altura manométrica,
cerca de 80m a 90m, porém, com uma grande
capacidade de fluxo 360.000 lpm a 450.000 lpm.
Usam motor de indução gaiola de esquilo,
refrigerados a ar com potência média de 6 MWe
cada uma.
III.4. PRESSURIZADOR
O Pressurizador é o local no Sistema de
Refrigeração do Reator onde vapor e líquido
saturado coexistem em equilíbrio e dessa forma
mantém o sistema subresfriado, já que a
temperatura do Pressurizador é maior do que a do
Sistema de Refrigeração do Reator. A
manutenção do equilíbrio entre vapor e líquido
saturado permite o controle de pressão do
Sistema de Refrigeração do Reator.
O Pressurizador é um vaso cilíndrico vertical, com
as tampas hemisféricas superior e inferior feitas
de aço carbono, com revestimento de aço
inoxidável austenítico em todas as superfícies em
contato com o refrigerante do reator. Aquecedores
elétricos de imersão são instalados na base do
vaso, enquanto que as junções da linha de spray,
Válvulas de Alívio e Válvulas de Segurança são
instaladas na tampa superior do vaso. Os
aquecedores podem ser removidos para
manutenção ou substituição.
O Pressurizador é projetado para acomodar as
expansões e contrações volumétricas causadas
por variações de carga. A linha de surto, que sai
da base do Pressurizador, interliga-o à perna
quente de um dos circuitos do Sistema de
Refrigeração do Reator. Durante expansões
volumétricas (devidas a aumento de temperatura)
o sistema de spray, cuja água vem das pernas
frias do Sistema de Refrigeração do Reator,
condensa parte do vapor existente no
Pressurizador, evitando que a pressão atinja o
valor de atuação das Válvulas de Alívio. As
Válvulas de Spray são moduladas pelo Sistema
de Controle de Pressão do Pressurizador,
podendo ser operadas manualmente da sala de
controle. Durante contrações volumétricas do
Sistema de Refrigeração do Reator, a
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 519 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
transformação de água em vapor e conseqüente
geração de vapor por atuação automática dos
aquecedores, mantém a pressão acima do valor
em que ocorre o desligamento do reator por baixa
pressão.
A pressão e temperatura de projeto do
Pressurizador é de aproximadamente 175 Kgf/cm2
e 360 0C respectivamente. A capacidade dos
aquecedores é função da capacidade da planta,
para uma planta semelhante a Angra 1 é de cerca
de 1.000 KWe, para Angra 2 é de cerca de 2.000
KWe.
III.5. VÁLVULAS
O Sistema de Refrigeração do Reator possui
relativamente poucas válvulas no processo. As
mais importantes são as Válvulas de Spray,
Válvulas de Alívio e Válvulas de Segurança.
As Válvulas de Spray estão conectadas nas linhas
de Spray e são usadas quando o Sistema de
Controle de Pressão necessita diminuir a pressão,
o que é feito pela abertura destas válvulas para
borrifar água mais fria na atmosfera de vapor
dentro do Pressurizador. Estas válvulas tem um
dispositivo que permite um fluxo mínimo para
evitar choque térmico nos bocais e manter a
concentração de boro no Pressurizador o mais
próximo possível da do sistema.
Tanto as Válvulas de Alívio como de Segurança
fazem parte do sistema de controle e proteção de
pressão do Sistema de Refrigeração do Reator.
Elas estão conectadas a linhas que saem do
Pressurizador e a descarga vai para o Tanque de
Alívio do Pressurizador. As Válvulas de Alívio não
são parte dos sistemas de segurança e possuem
uma válvula de isolação a montante. As Válvulas
de Alívio fazem parte do controle de pressão do
Sistema de Refrigeração do Reator, podendo ser
operadas manualmente pelos operadores da Sala
de Controle.
As Válvulas de Segurança são operadas
automaticamente quando a pressão atinge níveis
pré-ajustados e seu fechamento é feito por ação
de molas.
III.6. TANQUE DE ALÍVIO DO PRESSURIZADOR
A função principal do Tanque de Alívio do
Pressurizador é receber, condensar e resfriar a
descarga das válvulas de alívio e de segurança do
Pressurizador. O Tanque de Alívio do
Pressurizador também recebe as descargas de
válvulas de segurança de outros sistemas
localizados dentro do envoltório de contenção.
O vapor originário do Pressurizador é
descarregado no Tanque de Alívio do
Pressurizador através de um conjunto de
chuveiros localizados abaixo do nível de água no
tanque.
Este arranjo permite que o vapor se condense
devido a mistura com água no tanque de alívio do
Pressurizador, que normalmente está a uma
temperatura baixa. Um sistema auxiliar faz o
resfriamento do tanque após uma descarga de
vapor do Pressurizador.
Discos de ruptura são instalados no tanque de
alívio do Pressurizador para proteger o mesmo de
uma sobrepressão.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 520 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Uma atmosfera de nitrogênio a baixa pressão é
normalmente mantida no tanque.
IV. INSTRUMENTAÇÃO
Nas pernas quentes e frias do Sistema de
Refrigeração do Reator são instalados termopares
para medir as temperaturas. Estas temperaturas
transmitidas pelos detetores são usadas para
desenvolver sinais de ∆T e Tmed para os
sistemas de proteção e controle. A partir destes
sinais, o sistema de proteção computa o ∆T do
refrigerante do reator - temperatura da perna
quente (TH), menos a temperatura da perna fria
(TC) - e a temperatura média do refrigerante do
reator (Tmed). O ∆T e Tmed de cada circuito é
indicado no painel principal. O sinal de ∆T e Tmed
de cada circuito pode atuar alarmes no painel
principal. O sinal de temperatura média ainda é
usado nos controles de nível do PZR, no sistema
de desvio de vapor, sistema das barras de
controle e outros controles da planta.
Os sinais de temperatura média individual são
usados em lógicas de bloqueios e sistemas de
proteção.
Para condições de partida e parada existem
sensores especiais de temperatura.
Indicações de pressão dos circuitos são usados
também para intertravamentos e sistemas de
proteção e controle.
O Sistema de Controle de Pressão do Sistema de
Refrigeração do Reator utiliza de sensores de
pressão instalados no Pressurizador. Estes
mesmos sensores também enviam sinais para o
sistema de proteção.
V. OPERAÇÃO
Considerando a condição mais crítica, que é
aquela quando a usina vem de uma longa parada
para manutenção, como por exemplo, troca de
elementos combustíveis. Nesta condição, o reator
está na pressão atmosférica e a temperatura de
50 oC.
A partida da condição subcrítica/fria segue os
seguintes passos:
• Desgaseificação e suspiro do Sistema de
Refrigeração do Reator, enchimento com
refrigerante;
• Teste de estanqueidade do Sistema de
Refrigeração do Reator;
• Aquecimento do Sistema de Refrigeração
do Reator através da operação das
Bombas de Refrigeração do Reator e
aquecimento da tubulação do vapor
principal com uma pressão de
aproximadamente 6 kgf/cm2;
• Diluição do Sistema de Refrigeração do
Reator;
• Criticalidade do Reator;
• Aquecimento da Turbina;
• Sincronismo;
• Aumento de potência do Gerador até
100%.
Nas variações de carga em usinas nucleares
normalmente procura-se fazer variações rápidas,
em forma de degrau (com tamanho limitado), que
acontecem por exemplo no caso de perturbações
na rede ou variações lentas em forma de rampa,
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 521 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
que acontecem nas operações de seguimento de
carga (ciclo dia/noite). No primeiro caso usa-se as
barras de controle e no segundo caso, variando a
concentração de boro do sistema.
VI. MANUTENÇÃO PREDITIVA
Toda planta nuclear por exigência das
Especificações Técnicas do Relatório Final de
Análise de Segurança - RFAS, possui um
Programa de Testes Periódicos em Serviço. Este
programa prevê testes periódicos em todos os
sistemas e equipamentos relacionados com a
segurança da planta e naqueles como o Sistema
de Refrigeração do Reator que são importantes
para a operação e confiabilidade da unidade.
Além do Programa de Inspeção e Testes
Periódicos, há programas específicos por exemplo
para monitoração de trocadores de calor, onde
são feitos testes não destrutíveis para predizer as
condições dos tubos e paredes dos mesmos, da
mesma maneira que há um programa de controle
de vibrações em bombas e análise de óleos de
equipamentos.
Para os Geradores de Vapor, a experiência
nuclear mostrou a necessidade de se fazer um
programa especial de testes envolvendo ECT
(Eddy Current Test) nos tubos, Sludging Lancing
no lado secundário, tratamentos químicos,
inspeções visuais e com fibras óticas etc., que
permitem acompanhar o estado dos tubos.
Critérios definidos, com base na experiência
nuclear, mostram quando tem-se que tamponar
tubos para minimizar as chances dos incidentes
com furos de tubos. Operações com furo de tubos
em Geradores de Vapor são incidentes
largamente treinados pela equipe de operação,
pois envolvem contaminação do circuito
secundário e se não conduzido corretamente
poderá levar a liberação de contaminação para o
meio ambiente.
Como a maioria dos equipamentos do Sistema de
Refrigeração do Reator não tem redundantes, a
exemplo da maioria dos sistemas de uma planta
nuclear, quando das paradas para recarga, as
principais válvulas como do Spray, Alívio e de
Segurança, sofrem testes especiais, da mesma
maneira que as Bombas de Refrigeração do
Reator que passam por inspeções no sistema de
selagem com troca dos selos.
VII. MANUTENÇÃO CORRETIVA
O Sistema de Refrigeração do Reator em virtude
do pequeno número de equipamentos e de sua
operação contínua, tem pouca manutenção
corretiva.
A experiência mostra que as Válvulas de Spray e
Válvulas de Alívio são os equipamentos com o
maior número de manutenções corretivas.
Manutenções corretivas no Sistema de
Refrigeração do Reator são delicadas e requerem
um planejamento muito bem feito em função da
alta temperatura e pressão com que o sistema
trabalha e devido as altas taxas de doses
radioativas.
Sempre que possível, as manutenções neste
sistema são deixadas para oportunidades de
paradas para recarga dos elementos
combustíveis ou por alguma outra necessidade.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 522 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
VIII. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
A vida útil do Sistema de Refrigeração do Reator é
ditada principalmente pela vida útil do Vaso do
Reator. A ductilidade do vaso do reator é a sua
capacidade de poder deformar-se sob carga antes
de atingir a ruptura. A variação da temperatura de
transição de frágil para dúctil, chamada de NDTT,
está correlacionada com a exposição a nêutrons
rápidos sofridos pelo vaso. Para evitar tensões no
vaso de pressão, a pressão do Sistema de
Refrigeração do Reator é limitada até que a
temperatura de vapor esteja suficientemente alta,
da mesma maneira que também é limitada a taxa
de aquecimento e resfriamento do Sistema de
Refrigeração do Reator. As especificações
técnicas da usina definem curvas operacionais
com áreas de atuação, que levam em
consideração exatamente estas relações de
temperatura e pressão.
Preso dentro do vaso do reator existem provas,
amostras de material do vaso, que são retirados
em intervalos preestabelecidos para que seja feito
uma análise dos esforços sofridos pelo fluxo de
nêutrons.
O fabricante informa que a vida útil do Vaso do
Reator é da ordem de 40 anos. Como as primeiras
usinas nucleares de potência são do final da
década de 50 e considerando que o grande
impulso do programa nuclear mundial ocorreu nas
década de 70 e 80, ainda não existe uma
experiência nuclear que possa comprovar estas
afirmativas.
Com relação aos Geradores de Vapor, tem usinas
que foram obrigadas a troca-los com apenas 20
anos de uso, embora a vida útil definida pelos
fabricantes também seja de 40 anos. Em função
desta experiência os programas de testes hoje
aplicados a estes equipamentos é bastante rígido
e com critérios bem definidos.
REFERÊNCIAS
CFOL - Curso de Formação de Operador
Licenciado da Central Nuclear de Angra dos Reis
– Eletronuclear SA
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 523 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Sistema de Resfrigeração e Purificação do Poço de Combustível Usado
RESUMO
A Piscina ou Poço de Combustível Usado numa
usina nuclear é o local de armazenagem
temporária dos Elementos Combustíveis Usados.
É o local onde também se fazem as inspeções,
testes e operações de trocas de internos dos
Elementos Combustíveis. Em vários países, por
ainda não possuírem um local definitivo para
armazenamento dos Elementos Combustíveis
Usados ou por não possuírem instalações para
reprocessamento, estas piscinas têm servido para
o armazenamento definitivo, como é o caso do
Brasil. O sistema de armazenagem da Piscina da
Usina de Angra 1 foi projetado inicialmente para
armazenar 3 núcleos inteiros. Considerando que a
cada recarga se troque 1/3 dos Elementos
Combustíveis do núcleo, sua capacidade era de 6
recargas somente, pois tinha que ser mantido
sempre o espaço para uma descarga completa do
núcleo em uso se necessário. Com uma
modificação de projeto que permitiu usar racks
compactos, a capacidade da Piscina de Angra 1
passou para 11 núcleos completos, ou seja, 30
recargas. A capacidade da Piscina de Angra 2 é
para quatro núcleos completos, ou seja, 9
recargas. Considerando esta hipótese de
armazenamento definitivo, os sistemas de
resfriamento e purificação da piscina são
projetados para uma capacidade máxima de
armazenamento. Como o Sistema de
Refrigeração da Piscina de Combustível Usado é
um sistema que deverá garantir uma operação a
longo termo, o mesmo deve ser tratado como um
sistema de segurança, com fontes de alimentação
de emergência ou fontes alternativas. Nesta
descrição, serão discutidos as funções dos
sistemas, suas descrições, instrumentação,
operação e manutenção. Também será discutido
sobre a vida útil do equipamento. A experiência
nuclear tem mostrado que a vida útil dos
Trocadores de Calor é da ordem de 20 anos. A
vida útil dos Sistemas de Resfriamento e
Purificação das Piscinas de Combustível Usados
é da ordem de 30 anos.
I. FUNÇÕES DO SISTEMA
I.1. SISTEMA DE REFRIGERAÇÃO DA PISCINA DE
COMBUSTÍVEL USADO
Remover o calor gerado pelo decaimento
radioativo dos Elementos Combustíveis Usados,
estocados na piscina.
I.2. SISTEMA DE PURIFICAÇÃO DA PISCINA DE
COMBUSTÍVEL USADO
Remover as impurezas que ficam na superfície da
água da Piscina de Combustível Usado, mantendo
uma boa visibilidade, facilitando o manuseio das
ferramentas, dos elementos combustíveis e de
seus acessórios.
II. DESCRIÇÃO DOS SISTEMAS
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 524 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
II.1. SISTEMA DE REF RIGERAÇÃO DA PISCINA DE
COMBUSTÍVEL USADO
O Sistema de Refrigeração da Piscina de
Combustível Usado consiste basicamente de uma
bomba centrífuga, um trocador de calor, um
desmineralizador de leito misto, um filtro,
instrumentação, tubulações e válvulas associadas.
Ele é requerido estar em operação contínua
enquanto houver elemento combustível estocado
na Piscina de Combustível Usado.
Toda usina possui, no mínimo, um sistema de
retaguarda, sendo que várias delas possuem dois
trens completos do Sistema de Refrigeração da
Piscina de Combustível Usado.
Durante a operação normal, a Bomba de
Refrigeração succiona da piscina cerca de 1 metro
abaixo do nível normal. A descarga da bomba é
enviada de volta para a PCU passando pelos
tubos do trocador de calor que recebe na sua
carcaça Água de Refrigeração de Componentes.
A descarga é feita por baixo, a aproximadamente
2 metros do topo dos elementos combustíveis.
A fonte fria deste sistema, o Sistema de
Refrigeração dos Componentes, é um sistema de
segurança que possui suas bombas e toda a
instrumentação alimentadas pelos Geradores
Diesel de Emergência.
Da mesma maneira, o Sistema de Resfriamento
da Piscina de Combustível Usado também tem
sua alimentação elétrica alinhada para o sistema
de segurança e, em alguns casos, com outras
fontes alternativas.
Como este sistema fica num edifício que
normalmente está isolado, o nível, a temperatura
e as condicões da Bomba de Refrigeração são
monitoradas continuamente por instrumentações
específicas, e qualquer anormalidade soará um
alarme na Sala de Controle.
A descarga da Bomba de Refrigeração da Piscina
de Combustível Usado pode ser enviada para um
Desmineralizador de Leito Misto e/ou Filtro,
promovendo a purificação e limpeza da água da
piscina.
Em operação normal, a Bomba de Refrigeração
succiona e descarrega de volta na PCU, passando
apenas pelo Trocador de Calor. Mas podem
ocorrer casos em que parte da descarga da
Bomba de Refrigeração seja desviada para o
Desmineralizador de Leito Misto e/ou para o Filtro.
Na linha de descarga da Bomba de Refrigeração,
dentro da piscina, existe um dispositivo para
impedir o efeito sifão que poderia levar à
drenagem acidental da piscina caso a bomba se
danificasse, uma vez que estas bombas
normalmente estão num piso inferior ao piso da
piscina. Este dispositivo é anti-sifão e consiste em
um pequeno furo feito na linha de descarga da
bomba de refrigeração, cerca de 60 cm abaixo no
nível normal. Com isso, a drenagem será
interrompida numa cota muito próxima da normal.
O filtro da Piscina de Combustível Usado é de
0,45 micra e deve ser trocado quando o diferencial
de pressão através do mesmo atingir 2,8 kg/cm2
ou a taxa de dose em contato com a parte externa
da sua carcaça atingir 0,4 Sv/h (40 Rem/h).
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 525 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
A Piscina de Combustível Usado pode receber
água borada de diversos pontos: Tanque de Água
de Recarregamento, Cavidade de
Recarregamento, Acumuladores, Tanque de
Espera de Reciclagem, Água Desmineralizada e
Água do Sistema de Proteção Contra Incêndios. O
objetivo é garantir que, mesmo em condições
totalmente adversas, tenha condição de suprir
água para a piscina.
II.2. SISTEMA DE PURIFICAÇÃO DA PISCINA DE
COMBUSTÍVEL USADO
Este sistema é utilizado quando se deseja
melhorar a visibilidade na Piscina de Combustível
Usado. Ele não é requerido estar em operação
contínua.
O sistema é composto de uma bomba centrífuga;
dois pontos de sucção com posicionamento
regulável manualmente (escumadeiras),
instalados próximos à borda da piscina; um filtro
tipo tela na sucção e outro tipo cartucho na
descarga da bomba e uma linha de descarga que
devolve a água da piscina em vários pontos
vizinhos e instalados próximos ao nível normal
(borda).
A sucção e a descarga deste sistema ficam em
pontos opostos ao longo do comprimento da
piscina para fazer uma varredura das
impurezas/partículas que tendem a se depositar
na superfície da água da piscina.
Da mesma maneira que o Sistema de
Refrigeração da Piscina de Combustível Usado, o
Sistema de Purificação é interligado com
praticamente todos os tanques e sistemas que
têm água borada, podendo perfazer as mesmas
funções de purificação nestes sistemas.
O filtro da descarga da Bomba de Purificação de
Superfície da piscina é de 6 Micra e deve ser
trocado quando o diferencial de pressão, através
do mesmo, atingir 1,4 kg/cm2 ou a taxa de dose
em contato com a superfície externa da sua
carcaça atingir 0,04 Sv/h (4 Rem/h).
III. DESCRIÇÃO DOS EQUIPAMENTOS
III.1 PISCINA DE COMBUSTÍVEL USADO
A Piscina de Combustível Usado tem como função
o armazenamento seguro e subcrítico dos
elementos combustíveis, mantendo a sua
refrigeração e assegurando que os mesmos
estejam sempre cobertos com água.
A Piscina de Combustível Usado é um tanque
construído em concreto armado, reforçado e
revestido com chapas de aço inoxidável. Embora
dependa do arranjo para cada usina,
normalmente, ela tem uma comporta com um
conjunto de travas que fecha de dentro para fora,
acionada por motor elétrico e com selagem que
pode ser por borracha inflável, ar ou gás entre as
faces da comporta e o batente na estrutura da
piscina.
O acionamento para a comporta só pode ser
executado se a piscina e o outro lado, canal de
transferência ou cavidade do reator, estiverem
com o mesmo nível de água. Com a comporta
fechada, é possível drenar o outro lado.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 526 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Dentro da piscina, ficam as células (racks) que
recebem os elementos combustíveis usados e até
alguns novos em determinadas circunstâncias
(normalmente, os elementos combustíveis novos
são estocados em um outro conjunto de células
ou racks que ficam no poço de combustíveis
novos). Também no interior da piscina, ficam
alojadas a ferramenta de manuseio de
combustível usado e as ferramentas para troca
de barras de controle. Pode-se encontrar, ainda
nas piscinas, receptáculos especiais para
Elementos Combustíveis falhados e dispositivos
para análise de Sipping Can.
A piscina normalmente tem pontos (bicas) para
monitoração de vazamento do revestimento de
aço inoxidável.
III.2. DESMINERALIZA DOR DE LEITO MISTO
O leito misto contém resinas de troca iônica na
razão de 1:1 (resinas catiônicas e resinas
aniônicas).
As resinas trocadoras de íons são pequenas
bolinhas feitas de polímeros entrelaçados
insolúveis em água. As cadeias de polímeros
contêm grupos iogênicos chamados de íons fixos.
Íons de cargas opostas são atraídos para estes
íons fixos, que podem ser intercambiados
facilmente durante a purificação do poço de
combustível e progressivamente substituídos por
íons com o mesmo sinal e alta afinidade com as
resinas.
Normalmente, o fluxo flui para dentro do leito
misto através de uma entrada na sua parte
superior e, após passar através do leito de
resinas, o fluxo sai do vaso por um bocal
localizado na sua parte inferior.
O aumento da pressão diferencial através do leito
misto é conseqüência do grau progressivo de
obstrução do leito de resinas durante o contínuo
acúmulo de impurezas sólidas e coloidais. Esta
pressão diferencial é monitorada por um
instrumento de medição de pressão diferencial.
III.3. FILTRO
A tarefa principal do filtro é reter resinas todas as
vezes que ocorrer um mau funcionamento ou
quebra da tela de retenção do desmineralizador.
O filtro consiste basicamente de um vaso de
pressão vertical com tampa flangeada, contendo,
em seu interior, um cesto tipo peneira. O fluxo de
purificação entra no vaso através da parte
cilíndrica superior e deixa-o pelo bocal localizado
na cabeça torisférica inferior.
O grau de obstrução do filtro retentor de resinas é
monitorado por um instrumento de pressão
diferencial.
IV. INSTRUMENTAÇÃO
Os Sistemas de Refrigeração e Purificação da
Piscina de Combustível Usados estão equipados
com as seguintes categorias de pontos de
medição:
• Pontos de medição de fluxo;
• Pontos de medição de nível;
• Pontos de medição de diferencial de
pressão;
• Pontos de medição de temperatura;
• Pontos de posição de válvula.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 527 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
V. OPERAÇÃO
O Sistema de Refrigeração da Piscina de
Combustível Usado é mantido em operação
contínua desde que haja Elementos Combustíveis
Usados armazenados na piscina. Durante
operações de recarga de Elementos
Combustíveis, pode ser necessária a colocação
dos dois trens em operação para manter a
temperatura da piscina dentro do limites
programados.
O Sistema de Purificação é colocado em operação
toda vez que a visibilidade da água não estiver
boa. Durante operações de recarga de Elementos
Combustíveis, este sistema permanece em
operação contínua fazendo a limpeza não só da
Piscina de Combustíveis Usados como da
Cavidade do Reator e Canais de Transferência.
VI. MANUTENÇÃO PREDITIVA
Programas de análises químicas garantem a
qualidade da água que ficam armazenadas nas
piscinas de Elementos Combustíveis Usados,
diminuindo os riscos de corrosão.
A Manutenção preditiva é realizada nos trens que
estão de reserva.
VII. MANUTENÇÃO CORRETIVA
As manutenções corretivas mais comuns são as
trocas de filtros que requerem cuidados especiais
na operação em função dos níveis de atividade
dos mesmos, problemas de vazamentos nas
selagens das Bombas de Refrigeração e
Purificação e troca de gaxetas em válvulas.
Devido à água da Piscina de Combustível possuir
boro, mesmo os mínimos vazamentos são logo
detectados em função da cristalização do boro
nas superfícies. Para vazamentos maiores, além
das mudanças nas condições operacionais dos
sistemas, eles são facilmente detectados ou pelos
sistemas de detecção de vazamentos ou pelos
sistemas de monitoração de áreas.
VIII. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
A vida útil de um leito desmineralizador é de
aproximadamente um ano. Um filtro poderá ter
uma vida útil de 3 meses a 1 ano.
A vida útil das Piscinas pode ser considerada
como permanente por tratarem de equipamentos
estáticos, com uma grande estrutura de concreto
e revestimento de aço inoxidável e ainda
considerando que há um completo programa de
acompanhamento das condições químicas da
água das piscinas.
A experiência nuclear tem mostrado que a vida útil
dos Trocadores de Calor é da ordem de 20 anos.
A vida útil dos Sistemas de Resfriamento e
Purificação das Piscinas de Combustível Usados
é da ordem de 30 anos.
REFERÊNCIAS
CFOL - Curso de Formação de Operador
Licenciado da Central Nuclear de Angra dos Reis
– Eletronuclear SA
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 528 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Sistema de Resfriamento de Equipamentos
RESUMO
Denomina-se sistema de resfriamento toda gama
de componentes que tem como função reduzir a
temperatura de máquinas térmicas, reatores,
baixar a temperatura de óleo de refrigeração de
mancais de máquinas, controlar a temperatura de
processos e ambientes, entre outros. Os
equipamentos que executam essa função são
encontrados de diversos tipos e dimensões.
Podem ser trocadores de calor ou refrigeradores:
por contato direto ou indireto dos elementos, em
sistema aberto (quando o fluido refrigerante sai do
sistema) ou, ao contrário, o fluido recircula
constantemente. Na maioria dos casos, se
compõe basicamente de um tanque de
alimentação, sistema de bombeamento (ventilador
ou bomba), tanque de emergência e rede de
tubulação, além de todo instrumental de controles
de fluxo e temperatura. O objetivo principal desse
trabalho é a abordagem dos equipamentos de
refrigeração ligados à sistema de geração de
energia elétrica, principalmente no que tange aos
aspectos de manutenção e avaliação de vida útil
desses equipamentos. A compreensão dos
princípios de transferência de calor e de como
aplicá-los é importante quando se estuda o
resfriamento de equipamentos de forma geral. É
tão importante como o conhecimento dos
aspectos específicos das fontes quentes que
queremos refrigerar. Aspectos nucleares de um
reator, por exemplo, quando se trata de
refrigeração em reatores nucleares, dos ciclos
termodinâmicos em equipamentos de uma usina
termelétrica ou da termodinâmica dos diversos
processos onde esses equipamentos estão
inseridos. Esses conhecimentos, a priori, estão
intimamente relacionados à elaboração do projeto
do orçamento de custos de instalação dos
aspectos de sua manutenção e a vida útil a ser
considerada. Quer seja por um trocador líquido -
líquido, líquido - vapor/gás ou fluido – fluído,
sempre se objetiva a troca de calor com a
atmosfera, de forma natural como nas chamadas
torres de refrigeração, por exemplo, ou os
sistemas de ar forçados tipo aerocoollers em
usinas siderúrgicas ou os condensadores e
coolers das termelétricas, dentre outros. Um
reator construído somente à base de condições de
criticalidade poderá produzir apenas potência
muito baixa; outro, construído somente à base de
especificações de potência não poderá, de forma
alguma, operar. No caso de uma central térmica, o
que se espera é que o trocador de calor tenha o
máximo de eficiência, pois, assim, obteremos o
máximo de energia possível de um determinado
ciclo, embora, muitas vezes, no balanço global de
custos, o melhor seria investir de outra forma, por
exemplo, na caldeira ou turbina, para se obter um
retorno maior com o mesmo custo. A vida útil dos
equipamentos de uma instalação de refrigeração
varia muito em função do tipo de instalação, da
classe de serviço e do tempo de funcionamento
diário. Pode-se prever uma vida útil de 10 anos
em média para uma instalação que trabalhe sob
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 529 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
regime muito severo, no caso de resfriamento de
conversores numa aciaria LD, por exemplo, a vida
útil de alguns componentes pode ser ainda menor.
Já para instalações que trabalham com solicitação
não tão severa e que sofrem manutenção
periódica, esse tempo pode crescer para até cerca
de 20 anos.
I. INTRODUÇÃO
Os sistemas de refrigeração podem empregar
fluidos movendo-se à alta velocidade ou à baixa
velocidade.
Uma vez que a natureza das quedas de pressão
nos tubos depende fundamentalmente do tipo de
escoamento, faremos uma revisão da diferença
entre escoamento laminar e escoamento
turbulento. Existe escoamento laminar se as
partículas movem-se somente na direção do
escoamento; enquanto, no escoamento
turbulento, elas possuem movimentos parasitários
no interior da corrente. Os tipos de escoamento
podem ser distinguidos pelo número de Reynolds.
Esse número adimensional tem relação com o
diâmetro da tubulação, das características do
líquido, sua velocidade e do coeficiente de
viscosidade absoluta. Se o número for menor que
2000, consideramos o fluxo laminar, se maior que
4.000, é turbulento. É definido pela seguinte
relação:
NR = Dρν/µ
Onde: D = diâmetro, ρ = peso específico do
líquido, ν = velocidade e µ = coeficiente de
viscosidade (absoluta).
I.1. COEFICIENTES DE TRANSFERÊNCIA DE
CALOR
O coeficiente de transferência de calor é a variável
mais importante para se avaliar e projetar um
sistema de troca de calor entre dois elementos,
dependendo de uma série de fatores. São
envolvidas as propriedades básicas do
refrigerante, tais como a condutividade,
viscosidade, calor específico e peso específico.
Fatores geométricos, tais como os tamanhos, a
forma dos condutos do refrigerante e direção da
passagem do fluido em relação à superfície
aquecida também o são. A velocidade do
refrigerante, o seu grau de turbulência e a
natureza da superfície metálica são também
importantes. Como se poderia esperar, não é
possível obter-se uma fórmula única para calcular
o coeficiente de troca de calor, aplicável a todas
as situações.
Grande variedade de fórmulas empíricas são
encontradas na literatura de transferência de
calor, possuindo elas entre si afinidades
aparentemente muito pequenas, uma vez que a
escolha das combinações dos números
adimensionais depende das tendências individuais
de cada autor. Idealmente, se são disponíveis
medições experimentais num sistema de
compressão com outro pré-dimensionado, tais
medições devem ser usadas. Se nenhum dado
aplicável é encontrado, são necessários cálculos
com emprego de fatores de segurança.
I.2. RESFRIAMENTO POR CONVECÇÃO NATURAL
As fórmulas de transferência de calor do parágrafo
precedente referem-se a situações em que o
fluido é forçado através das superfícies aquecidas.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 530 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Quando o resfriamento é obtido pela remoção do
calor por convecção natural, os coeficientes de
transferência de calor são obtidos por relações
diferentes. Quantidades adimensionais são ainda
usadas, mas de um modo empírico novo.
I.3. TROCADORES DE CALOR
Havendo completado nossa análise dos princípios
gerais de transferência de calor e da correlação
entre os projetos e o aquecimento e resfriamento
do fluido, vamos ao problema lógico seguinte que
é o da utilização desses conceitos e do calor para
finalidades práticas.
A combinação mais desejável poderia consistir de
uma bomba que fizesse circular o líquido a ser
refrigerado ou o refrigerante ou ambos. A área de
troca de calor deve ser a maior possível, os
materiais com resistências mínimas, ou um
máximo de condutância térmica.
Muitas vezes é necessário que os fluidos não
entrem em contato, por exemplo, caso dos
trocadores de um reator nuclear, onde há risco de
contaminação. Nas indústrias de alimentos, esse
é um problema a ser cuidado, pois pode ter
conseqüências graves.
Às vezes, é necessário o uso canais duplos
concêntricos, com espaço livre entre eles e com
um sistema detector para assinalar o vazamento
de qualquer dos fluidos. Este espaço é cheio com
um fluido que não reage com a água, mas que
permite a condução do calor entre os ciclos
primário e secundário.
O conceito de resistência à transferência de calor
é o que melhor interpreta os fatores que
determinam as dimensões dos tubos do trocador
de calor. Muitas vezes, utilizam-se sistemas de
aletas nos tubos para aumentar a área de contato
e, portanto, de troca de calor entre os fluidos
contido em tubos metálicos, envolvidos por água
fervendo, como fluido externo. Isto em analogia
com a lei de Ohm da eletricidade.
Outro ponto considerado importante em
instalações, onde um vazamento dos fluidos
poderia comprometer a funcionalidade e a
segurança da instalação, é a necessidade de um
reservatório de emergência que garanta a
refrigeração por um período de tempo seguro.
Do sistema de refrigeração, os trocadores de calor
são os elementos mais sensíveis e mais
importantes da instalação. As instalações de
refrigeração mais antigas são tanques de
refrigeração e torres escalonadas de refrigeração.
Ambas têm o defeito de ocupar muito espaço,
baixo rendimento e dependente do vento.
• Os tanques de refrigeração abertos, sobre
os quais se esparge a água por bocais,
são utilizados para vazões até 800 m3/h.
Elimina-se cerca de 4.000 a 5.000 kcal/h
por m2.
• Engradados são feitos de madeira ou
cerâmica, geralmente em local adequado,
com alturas maiores que 8 a 10 m. A água
vem descendo através dos recipientes em
grades e refrigerando ao natural. A água é
então recolhida num tanque. Capacidade
de carga de 1 a 2 m3/h por m2 de superfície
de base.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 531 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
• Torres de refrigeração: para grandes
vazões, utilizam-se hoje,
predominantemente, torres fechadas.
Podem trabalhar por transmissão de calor
de forma natural ou forçada com
ventiladores. A água de refrigeração é
bombeada e descarregada de forma
pulverizada por bocais ou dividida em
canais para cair em finas camadas que se
encontram com o ar ascendente.
I.4. CUIDADOS COM ESSES TIPOS DE
EQUIPAMENTOS
A limpeza freqüente dós módulos, tanto na torre
quanto nos tanques e a troca dos elementos dos
engradados ocorre pelo menos a cada 3 anos. Os
bocais sujos, no caso das torres , além de
exigirem grande potência da bomba, podem
ocasionar obstruções, podendo avariar as
bombas. As canalizações abertas devem ser
inspecionadas e limpas com bastante freqüência
(no mínimo a cada ano).
Dos tipos de trocador de calor, o mais comum é o
sistema constituído de um conjunto de dutos
inseridos em uma câmara ou um tubo onde,
internamente, percorre um dos líquidos e,
externamente, o outro. Nesse tipo de trocador de
calor, é muito importante a área de contato entre
os líquidos e os tubos. Eles podem ser de
correntes cruzadas, unidirecional ou ortogonais.
Normalmente, é utilizada a água como fluido
refrigerante. Nesse caso, é imprescindível se
controlar a qualidade da água. Em grandes
sistemas, tais como, usinas termelétricas e usinas
termonucleares, essa água, devido ao grande
volume utilizado, vem em estado natura, sem
tratamento. Nesse caso, a vida útil dos tubos
estará comprometida.
Na maioria dos casos, bombas hidráulicas de
grande potência são utilizadas. Pode-se passar
sem água de refrigeração, quando se pode esfriar
diretamente a fonte quente com ar fresco, isto é,
submetendo-se à ação de correntes de ar de
ventiladores.
Neste caso, os elementos do condensador ou
trocador são constituídos de tubos aletados de
grande resistência aerodinâmica e elevado
coeficiente de transmissão térmica. O consumo de
potência dos ventiladores é da mesma grandeza
que nas bombas das instalações de refrigeração
com líquido refrigerante em circulação.
II. CARACTERÍSTICAS
II.1. MATERIAIS E CONSTRUÇÃO DOS
TROCADORES DE CALOR
As torres de refrigeração de grande capacidade
são geralmente construídas em alvenaria e
concreto. As menores são metálicas ou mais
modernamente construídas em fibras sintéticas.
Já os condensadores ou os trocadores de calor do
tipo tubular geralmente são de carcaças
cilíndricas, de chapa de aço soldada, de
comprimento de cerca de 2 m vezes diâmetro.
Chapas tubulares: 20 a 30 mm de espessura,
feitas de chapas de aço e, em caso de águas
ácidas ou salgadas, de latão (MS 60), unidas à
carcaça por flanges; as de aço, unidas com solda
(BBC), ancoradas umas as outras.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 532 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Tubos: diâmetro externo de 17 a 25 mm;
comprimentos (>100 a 150), multiplicados pelo
diâmetro do tubo.
Chapas de apoio de (50 a 70) vezes o diâmetro,
para evitar vibrações.
Tubos de alimentação, segundo a norma DIN
1785: muitas vezes, para equipamentos sujeitos a
maiores solicitações são especificados tubos de
maior espessura de parede.
Para indústrias químicas e de alimentos, muitas
vezes, são utilizados aços inoxidáveis, de cobre
ou de alumínio.
Os tubos são usualmente unidos às chapas ou
espelhos, por solda, buchas (mais raramente) ou
ajustes com interferências. Deve-se, em todos os
casos, levar em consideração o diferencial de
dilatação entre as partes.
Tampas: de chapa de aço soldadas ou de ferro
fundido, para águas corrosivas, unidas à carcaça
por charneiras ou, para grandes condensadores,
deslizáveis, por meio de carrinhos sobre trilhos.
Neste caso, as tampas só têm aberturas de
limpeza ou escotilhas. Para entrada e saída da
água, temos câmaras d`água especiais, nas quais
as paredes necessárias à condução da água terão
de suportar toda a pressão da bomba. A água
geralmente circula em dois fluxos, se bem que há
construções com fluxos múltiplos. Com o número
de fluxos da água, aumenta a resistência à
circulação e, com isto, a potência necessária às
bombas. O valor 5 a 8 m de coluna d’água é
considerado econômico.
Escape de emergência: Em caso de falha das
bombas d’água ou entrada exagerada de vapor, o
condensador poderia ficar submetido à pressão.
Uma válvula de escape que, em operação normal
fique fechada pelo vácuo, deve ser de tal forma
dimensionada que a pressão de teste da carcaça
envolvente do condensador não seja rebaixada.
Bombas: As bombas para grandes vazões são
geralmente radiais (até 10.000 m3/h), contra
reduzida sobre-pressão (de 8 a 20 m de coluna
d’água). Nas usinas termelétricas, são
freqüentemente duplas, por instalação de turbina
a vapor e motor elétrico. Isso é devido ao
comprometimento do sistema com a falha de uma
bomba.
Nos sistemas de refrigeração que não se dispõem
de água utilizável em nível suficiente, deve-se
fazer o projeto em ciclo fechado, fazendo passar a
água dos condensadores. Na maioria dos casos
para a refrigeração, emprega-se ar.
Existem outras bombas no sistema, tais como: as
bombas de ar seco geralmente são bombas a
vácuo ou a pistão. Muito empregadas em
sistemas antigos nas centrais termelétricas e
indústrias químicas. Hoje são substituídas pelas
bombas de jato. Elas devem ser protegidas contra
corrosão e são de manutenção delicada. Para
maior necessidade de vácuo, são usadas as
bombas de embolo rotativo, com óleo. Bombas de
ar úmido e as bombas de condensado que são,
em geral construídas superdimensionadas, para
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 533 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
prevenir uma eventual falta de vedação nos tubos
de água de refrigeração. O condensado deve
afluir a bomba que, em alguns casos, deve elevá-
lo para um nível alto de pressão, através de pré-
aquecedores ou a depósito de água quente. Por
isso, fabricam-se modelos múltiplos estágios.
Abaixo algumas partes de um sistema de
resfriamento:
Figura 1 - Condensador Balcke, tipo Ginabat. O
condensado que goteja incide tangencialmente sobre
os tubos colocados abaixo. a) aberturas no suporte de
tubos; b) chapas deslizantes; c) saída do condensador;
d) bocais de aspiração do ar; e) escape de
emergência.
Figura 2 - Trocador de superfície com câmara d’água.
a) tubos; b) ancoragem; c) tubos de distanciamento; d)
suporte dos tubos; e) câmara; f) bocal; g) saída; h)
nível de água; i) entrada; k) saída d’água; l) orifício de
enchimento; m) escape de ar; n) escape de água; o)
escape de emergência; p) câmara d’água; q) aberturas
para limpeza.
Figura 3 - Bomba de ar por jato d’água, modelo MAN.
a) bocal; b) câmara de mistura; c) difusor; d) válvula de
retenção; e) válvula de aeração.
Para os componentes dos sistemas de
refrigeração de equipamentos ou modelos
encontrados no mercado, tudo vai depender da
função e características dos equipamentos.
Relacionado à obsolescência tecnológica, vamos
encontrar maior nível nos sistemas de
bombeamento e equipamentos de medição e
controle. Os sistemas de bombeamento estão
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 534 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
com tendência de queda nos preço, devido a
ganhos de produção em escala e maior
simplicidade. Já nos sistemas eletrônicos de
medição, coleta e transmissão de dados, bem
como nos sistemas de controle, como válvulas,
por exemplo, têm-se alijado de operação os
sistemas de fabricação mais antigos. Hoje é mais
econômico, muitas vezes, a substituição desses
componentes do que a sua manutenção.
II. MANUTENÇÃO PREDITIVA
A manutenção nos sistemas de resfriamento de
equipamentos, tal como qualquer sistema que
utilize água como veículo para gerar ou absorver
calor, estará sujeita a problemas associados com
incrustações ou, em caso de vapor, a
escorvamento e Incrustação.
Os sistemas de bombeamento podem ser
submetidos a esquemas de análise de espectros a
partir de funcionamento eficiente do sistema, com
sensoriamento dos parâmetros operacionais, tais
como: temperatura, pressão da linha, pressão de
óleo de refrigeração de mancais, sensores de
vibração e principalmente, sensoriamento de
vazamento e nível de tanque.
A água, o solvente universal na natureza, nunca
está em estado puro. Ao evaporar ou vaporizar, os
sais minerais ficam na solução original deixando
uma concentração. Quando essa concentração
passa dos limites, o excesso sai da solução por
uma ação de polarização e adere na superfície.
Esses depósitos são chamados incrustações. A
incrustação depositada nos tubos cria uma
camada uniforme que reduz a eficiência de troca
de calor por ser isolante térmica. Temos dois tipos
de problemas: 1) O isolamento térmico diminuído
comprometendo todo o sistema dependente dessa
troca de calor; 2) Aumentando as calorias dentro
ou fora dos tubos para compensar essa perda de
eficiência, a mesma compromete o metal dos
tubos, resultando em “fadiga do metal”. Se, por
esse motivo, seja necessário aumentar-se a
pressão da bomba, esse aumento vem em
conseqüência com uma sobrecarga em todo o
sistema, reduzindo substancialmente a vida útil
dos componentes.
Se existirem incrustações nos tubos, um
tratamento preventivo e corretivo é necessário.
Limpeza periódica é requerida, bem como um
tratamento na água de refrigeração com a
aplicação de produtos químicos contra a formação
e solventes.
Corrosão: Da mesma forma, um metal na
presença de água se submete a um processo de
oxidação, conhecido como ferrugem. A ferrugem
em si não é um problema se tratada, mas, num
sistema de refrigeração, a ferrugem rapidamente
passa para um estado de corrosão, podendo
danificar equipamentos e tubulação.
A corrosão geral é controlada de algumas
maneiras. As mais comuns são: controle do nível
de acidez ou alcalinidade da água; usar um
inibidor de oxigênio e quimicamente, portanto,
inibir a ação do oxigênio no metal.
Corrosão Localizada – “Pitting”. É um fenômeno
da natureza da água e pode perfurar a parede de
um tubo em muito pouco tempo. É relacionada ao
oxigênio livre que a água deixa no metal quando
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 535 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
circula sobre ele e encontra uma irregularidade na
sua superfície, aí ocorre a chamada corrosão
localizada. Uma vez iniciada, atua como um imã,
atraindo mais oxigênio livre e mais corrosão.
Corrosão Galvânica. As instalações de
resfriamento estão também sujeitas a esse tipo de
corrosão, causada pela troca de elétrons entre
dois metais na presença de água.
Lodos. Água obtida de poços de rios e, muitas
vezes, da mesma água de fornecimento público
contém um leve e até um elevado teor de lodo e
areias. Ao penetrar no sistema, bombeamento,
tubulação, válvulas, entre outros, começa a
acumular-se em curvas ou em lugares onde a
circulação normal não consegue arrastá-la. Com o
tempo, esse acúmulo torna-se petrificado
entupindo o sistema. O tratamento consiste em
floculação das partículas de lodo com elementos
químicos.
A manutenção preventiva, além da limpeza e
preparo da água, tem que ser planejada em
períodos regulares. Essa manutenção comporta:
lubrificação de mancais de bomba, limpeza interna
do rotor das bombas, interior dos trocadores de
calor, válvulas, entre outros.
O balanceamento do rotor é importante para
garantir sua operação suave e que não venha a
comprometer o restante do sistema.
Verificação da vida remanescente de buchas,
rolamentos, kits de vedação de válvulas, tais
como: sede, câmara, entre outros.
Parte do sistema, muitas vezes, deve sofrer uma
troca preventiva (por exemplo, a troca de
tubulação antes que fure), prevenindo uma
ocorrência que venha a comprometer o restante
do sistema. Deve-se planejar a troca de tubos,
com bastante antecedência, além da previsão de
limpeza ou até flashing na linha, se necessário.
IV. MANUTENÇÃO CORRETIVA
Manutenção corretiva nesse tipo de equipamento
tem que ser evitada a todo custo, a menos que se
conte com sistema duplo (by pass). Os maiores
problemas nesses sistemas estão normalmente
ligados à qualidade e adequação do projeto, à
operação dentro dos parâmetros e limites dos
componente, à falta de manutenção preventiva, de
limpeza e de lubrificação. Mas, na maioria das
vezes, os problemas estão relacionados à
qualidade do fluido refrigerante.
Mesmo com a ocorrência de uma falha, tipo
vazamento, entupimento ou parada de bombas,
por exemplo, o sistema de refrigeração não pode
comprometer o equipamento principal o qual
estamos refrigerando, com risco de maiores danos
à segurança operacional ou até segurança
pessoal de equipes que trabalham ao redor do
equipamento com essa fonte quente.
A equipe de manutenção deve ser ágil na solução
das ocorrências. Muitas vezes, é necessário
prever sistemas de emergência que operem
durante esse tempo, por exemplo, tanque em
nível elevado para suprir água de vazamentos,
sistemas de alarme e desligamento seletivo das
unidades e/ou possibilidades de conexão
temporária a outros sistemas.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 536 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
As falhas que podem ocorrer são: furos nos tubos
do trocador ou da linha; quebra do eixo do rotor de
bombas; travamento de rolamentos; correias de
transmissão partidas; entupimentos; válvulas
emperradas ou danificadas; sistema de
transmissão travado; super aquecimento em
mancais e carcaça, entre outros.
V. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
A vida útil dos equipamentos de uma instalação
de refrigeração varia muito em função do tipo de
instalação, da classe de serviço e do tempo de
funcionamento diário.
Pode-se prever uma vida útil de 10 anos em
média para uma instalação que trabalhe sob
regime muito severo, no caso de resfriamento de
conversores numa aciaria LD, por exemplo, a vida
útil de alguns componentes pode ser ainda menor.
Já para instalações que trabalham com solicitação
não tão severa e que sofrem manutenção
periódica, esse tempo pode crescer para até cerca
de 20 anos.
Para alguns componentes, como os componentes
eletrônicos de controle e, às vezes, até o sistema
de bombeamento, estes são trocados bem antes,
por uma questão de obsolescência. No mercado,
o equipamento ou peças de sobressalente
passam a não ser mais encontrados. Nesse caso,
se dá preferência por substituí-los por outros com
tecnologia mais nova e melhor desempenho.
REFERÊNCIAS
[1] Dubbel – manual do engenheiro
[2] R.P. Torreira – Geradores de Vapor e
trocadores de calor.
[3] E. Cometta – Resist6encia de materiais
[4] R.L. Murray – Engenharia nuclear.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 537 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Sistema de Serviços
RESUMO
O Sistema de Serviço é composto por diversas
edificações, obras civis e benfeitorias encontradas
nas usinas, sejam elas hidrelétricas, térmicas ou
termonuclear, e ainda em subestações. Estas
edificações visam atender a necessidades que
podem ser consideradas secundárias na
instalação analisada, tais como: apoio
operacional, serviços auxiliares, serviço de
assistência e capacitação, proteção de
equipamentos, entre outras. Durante o tempo de
vida útil de uma edificação, diversos problemas
civis rotineiros ligados a sua manutenção podem
ocorrer. Os mais comuns, especialmente os
observados em Sistemas de Serviços, são muitas
vezes de simples identificação e de custos de
reparação relativamente baixos. Além das
inspeções programadas, as edificações de
Sistemas de Serviços devem ser vistoriadas
sempre que aparecerem anomalias ou falhas de
grande vulto, ou ainda, que a sua estrutura tenha
sido solicitada por carregamentos incomuns e até
excepcionais, tal como enchentes, sismos
induzidos e outros. Como qualquer outra obra
industrial o tempo de vida útil de uma edificação
do Sistema de Serviços está inicialmente na
dependência do bom ou mau desempenho do seu
projeto, de sua construção e de sua manutenção,
sejam eles atuando isoladamente ou combinados.
A experiência de diversas concessionárias do
setor elétrico brasileiro mostra que é aceitável
fixar a vida útil das edificações do Sistema de
Serviços em cerca de 25 anos aproximadamente.
I. INTRODUÇÃO
O Sistema de Serviço é composto por diversas
edificações, obras civis e benfeitorias encontradas
nas usinas, sejam elas hidrelétricas, térmicas ou
termonuclear, e ainda em subestações.
Estas edificações visam atender a necessidades
que podem ser consideradas secundárias na
instalação analisada, tais como: apoio
operacional, serviços auxiliares, serviço de
assistência e capacitação, proteção de
equipamentos, entre outras.
Dentre estas podemos citar:
• Alojamentos;
• Aministração;
• Centro de recreação;
• Refeitório/Cantinas;
• Garagens;
• Galpões diversos;
• Guaritas/Portarias;
• Centros de assitência social;
• Enfermarias;
• Almoxarifado;
• Depósitos;
• Sala de Telecomunicação;
• Etc.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 538 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Durante o tempo de vida útil de uma edificação,
diversos problemas civis rotineiros ligados a sua
manutenção podem ocorrer.
Os mais comuns, especialmente os observados
em Sistemas de Serviços, são muitas vezes de
simples identificação e de custos de reparação
relativamente baixos.
Outros são mais intrínsecos, aparecendo, em
geral, na forma de anomalias do concreto, tais
como rachaduras, trincas, fissuras, etc. seguidas
ou não de vazamentos e infiltrações.
Como esse tipo de obra além do concreto pode
ser construída de alvenaria, estrutura metálica,
etc. Fica difícil levantar todos os possíveis
problemas que podem ocorrer nessas edificações.
A degradação das estruturas de concreto, e das
demais estruturas, caracterizada como falha de
manutenção e/ou pós-construção, pode resultar
numa provável ruína parcial ou total, caso não
tratada a tempo e com critério técnico.
II. CARACTERÍSTICAS
As obras de edificação são formadas por diversas
partes, onde as mais importantes destas serão
especificadas:
II.1. FUNDAÇÕES
São estruturas que transmitem os esforços
mecânicos incididos sobre ele, para o solo. É a
base onde está apoiado todo o conjunto de obras.
Ela consiste na abertura de valas no solo, com
profundidade variada, onde é depositado concreto
armado. O respaldo de alvenaria é feito de cinta
de concreto. Para edificações menores, a
fundação pode ser feita de tijolos de alvenaria em
conjunto com concreto armado. Pode-se utilizar
bate-estaca, retro-escavadeira, ou mesmo pá para
preparar o solo. É necessário observar se as
condições do subsolo são satisfatórias, por
medida de segurança.
II.2. CORPO ESTRUTURAL
É a parte da edificação que transmite os esforços
mecânicos para a fundação. São as colunas que
dão sustentação à estrutura. Este tem a função de
suportar todo o peso do teto, e andares
superiores, se existirem. Para a construção do
corpo estrutural pode-se utilizar aço, concreto
armado ou madeira.
II.3. PAREDE
Além de compor o espaço entre piso e teto, as
paredes ajudam as colunas a suportar os
esforços. São geralmente feitas de alvenaria,
concreto ou madeira.
II.4. IMPERMEABILIZAÇÕES
São medidas que impedem a entrada de água na
edificação, preservando esta da deterioração
precoce. São feitas principalmente em lajes de
cobertura, calhas, arrimos de terra, fundações,
corpo de estrutura, etc.
II.5. COBERTURA
São formados por telhados ou lajes impermeáveis.
O telhado necessita de uma estrutura de suporte,
geralmente constituída de madeira. As lajes
impermeáveis são constituídas de armação de
vigas de concreto armado, com tijolos de
alvenaria.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 539 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
II.6. ESQUADRIAS DE MADEIRA
São todas as estruturas de madeira empregadas
no acabamento de uma obra, como portas,
divisórias, janelas e outros. Devem ser madeiras
de boa qualidade, e preparadas para suportar a
ação do tempo.
II.7. ESQUADRIAS METÁLICAS
Consistem nas estruturas metálicas aplicadas nas
estruturas. São portas, portões, grades, janelas,
caixilhos, gradil, corrimão, fechaduras, dobradiças,
etc. As estruturas metálicas devem possuir
aplicações contra a corrosão.
II.8. PINTURA
A pintura funciona como um revestimento para
proteger os componentes da obra da ação do
tempo. Existem vários tipos de pintura, sendo os
mais usuais: caiação, pintura à base de óleo ou
esmalte, pintura com tinta acrílica, pintura à base
de látex, verniz.
II.9. REVESTIMENTO DE PAREDES E FORRO
São todos os tipos de revestimentos aplicados nas
edificações. Podem ser feitos com argamassa,
concreto e areia, azulejos, pedras, chapisco, entre
outros.
II.10. PISOS
Há vários tipos de pisos utilizados em edificações,
sendo que os mais comuns são: pisos de
concreto, madeira, ladrilho, borracha.
Há outras estruturas que fazem parte de uma
edificação, que serão apenas citadas:
• Vidros;
• Instalações elétricas e aparelhos;
• Instalações hidráulico-sanitárias;
• Etc...
III. MANUTENÇÃO
Além das inspeções programadas, as edificações
de Sistemas de Serviços devem ser vistoriadas
sempre que aparecerem anomalias ou falhas de
grande vulto, ou ainda, que a sua estrutura tenha
sido solicitada por carregamentos incomuns e até
excepcionais, tal como enchentes, sismos
induzidos e outros.
As principais tarefas de manutenção realizadas
são:
• Alvenaria: reparos em trincas e
rachaduras;
• Coberturas: substituição de peças do tipo
ripas, vigas, caibros, telhas, etc.;
• Esquadrias de madeira e metálicas;
• Revestimento – paredes e forros: reparos
em revestimento externo, interno, em
revestimentos de azulejos, substituição de
placas de gesso em forros, repregamento
de forros de madeira, substituição de
tábuas para forro, etc.;
• Pisos, degraus, rodapés, soleiras e
peitoris: colagem de tacos soltos,
repregamento de soalho de madeira,
substituição de tábuas para soalho,
substituição de rodapés, reparos em
granilite, etc.;
• Pintura;
• Instalações elétricas;
• Instalações hidráulico-sanitárias;
• Esgotos: desentupimento;
• Etc.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 540 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
III. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
Como qualquer outra obra industrial o tempo de
vida útil de uma edificação do Sistema de
Serviços está inicialmente na dependência do
bom ou mau desempenho do seu projeto, de sua
construção e de sua manutenção, sejam eles
atuando isoladamente ou combinados.
A experiência de diversas concessionárias do
setor elétrico brasileiro mostra que é aceitável
fixar a vida útil das edificações do Sistema de
Serviços em cerca de 25 anos aproximadamente.
REFERÊNCIAS
[1] Manual Técnico do DOP – Obras e Serviços,
Tomo 3, 1976.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 541 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Sistema para Gaseificação de Carvão
RESUMO
Os sistemas para gaseificação de carvão vegetal
para fins de geração de energia elétrica são pouco
difundidos no Brasil, principalmente devido à
maior viabilidade econômica de se produzir
energia por outras fontes. Além disso, deve-se
considerar os desafios técnicos e econômicos
para operação de sistema de gaseificação para
geração de energia em maior escala. Embora, do
ponto de vista técnico, as dificuldades serem
transpostas, a maior dificuldade é torná-la viável
economicamente. No entanto, esta tecnologia é
conhecida desde o século XVIII e sua utilização
para geração de potência mecânica data do final
do século dezenove. Os equipamentos do sistema
de gaseificação constituem-se principalmente do
gaseificador ou reator, propriamente dito e do
sistema de limpeza de gases que trabalham sob
efeito de calor. No caso do carvão vegetal, a
operação destes é bastante simples, pois o carvão
vegetal se encontra praticamente isento de
matérias voláteis. No entanto, é importante
ressaltar que existem pouquíssimos desse modelo
operando no mundo devido ao custo elevado da
energia obtida com à baixa eficiência. Quanto aos
sistemas de gaseificação de carvão mineral,
esforços têm sido despendidos, principalmente
nos Estados Unidos com intuito de consolidar esta
tecnologia. O desafio é grande, principalmente
quando se trata da limpeza do gás devido à
presença de enxofre. Os sistemas de gaseificação
de carvão, com finalidade de gerar energia
elétrica, existem praticamente em nível
experimental. Estes equipamentos requerem
manutenções com maior freqüência no sistema de
limpeza de gases e troca do revestimento interno
do reator que pode ser feito com materiais
cerâmicos. De forma geral, a vida útil destes
equipamentos situa-se por volta de 15 anos.
I. INTRODUÇÃO
Os sistemas para gaseificação de carvão não são
difundidos no Brasil devido à concorrência com
outras formas de geração de energia. Atualmente
nos Estados Unidos existem grupos grandes que
envolvem bastantes recursos financeiros,
pesquisando com intuito se obter tecnologia para
viabilizar a gaseificação de carvão mineral.
Os princípios básicos de gaseificação de
biomassa são conhecidos desde o final do século
XVIII. As primeiras aplicações tinham finalidade de
fornecer calor, bem como utilizar gás para
iluminação. Sabe-se que, antes de 1850, grande
parte da cidade de Londres era iluminada
utilizando-se gás como combustível. No setor
industrial, também tinha-se estabelecido um
crescimento no uso de gaseificadores com a
finalidade de utilizar o gás para iluminação. Em
1881, pela primeira vez, foi utilizado o gás em
motores de combustão interna. Contudo, a
utilização de gás combustível oriundo de
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 542 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
biomassa sempre apresentou as suas limitações,
dentre elas, destaca-se a baixa densidade
energética frente aos combustíveis fósseis que,
com o decorrer do tempo, passaram a ser
utilizados em larga escala. O interesse em utilizar
a biomassa como combustível para geração de
potência era despertado quando o fornecimento
de petróleo ficava comprometido ou em função de
guerras ou devido à elevação de seus preços
causada por crises neste setor. Neste contexto, a
gaseificação de carvão mineral, com finalidade de
geração de energia elétrica, foi e tem sido
encarada com maior ênfase nas ultimas décadas,
principalmente nos Estados Unidos.
No entanto, vale lembrar as dificuldades em se
produzir um gás com níveis admissíveis de
contaminantes a custos competitivos com as
demais formas de geração de energia. Porém,
atualmente, com a tendência de escassez e o
aumento de preço dos combustíveis fósseis em
um futuro próximo, bem como considerações de
custo e caráter ambiental, tem-se estimulado a
utilização de biomassa e carvão mineral para
produção de energia elétrica e, neste sentido, a
gaseificação é uma tecnologia que deverá ser
retomada para geração de potência.
A gaseificação de biomassa numa cadeia de
processos mostra-se como o processo
termoquímico de conversão bastante eficiente em
termos energéticos. Apesar das perdas de energia
na conversão da madeira em gás, a gaseificação
ainda é um processo competitivo com a
combustão direta quando se consideram as
eficiências globais de aproveitamento do
combustível. Em se tratando de gaseificação do
carvão vegetal, isto não é uma realidade pois este
é acompanhado de baixas eficiências.
Apesar disso, no processo de gaseificação, vale
lembrar que esta trás como vantagem frente à
combustão direta a facilidade e a conveniência de
se utilizar um gás como combustível final. A sua
distribuição é simples, a sua combustão é
facilmente controlada e a possibilidade de
automação é grande.
Quando se considera a biomassa no estado
natural, após a preparação da mesma com intuito
de atingir uma granulometria adequada, o
processo de produção de um gás combustível
realiza-se normalmente em três etapas distintas:
secagem, pirólise e a gaseificação propriamente
dita. A secagem é feita quando a biomassa é
introduzida no gaseificador, mediante a
temperatura existente naquela região do
gaseificador. A formação de gases, vapor de
água, vapor de alcatrão e carvão, normalmente,
ocorre durante a etapa da pirólise e, na etapa de
gaseificação, é liberada a energia necessária para
o processo, pela combustão parcial dos produtos
da pirólise. A madeira possui alto teor de voláteis
(em torno de 80%) com baixo teor de cinzas
(menos que 1%), contendo oxigênio e hidrogênio
em sua composição e com a vantagem de ser
praticamente isento de enxofre. Quando se utiliza
o carvão vegetal, os voláteis já são encontrados
no combustível, o que torna o processo mais
simples.
Os equipamentos do sistema de gaseificação
estão sempre em contato com gás a temperatura
mais elevada que a temperatura atmosférica. Em
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 543 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
determinados pontos, o equipamento fica muito
propicio ao desenvolvimento da corrosão.
No Brasil, a Termoquip desenvolveu um
gaseificador de carvão para fins de geração de
energia, de pequeno porte, com potência de 300
KVA, para Eletrobrás, no ano de 1985. Após
terem sido efetuados testes na Light, este
gaseificador de carvão vegetal foi transferido para
a cidade de Formoso no estado de Goiás e
operou até 1998.
Existem outros fabricantes como Studswik na
Suécia. Há uma série de universidades em
diversos países, como Estados Unidos, Espanha,
Grécia, Colômbia, Suécia e etc, desenvolvendo
pesquisas no intuito de consolidar esta tecnologia,
assim como empresas envolvidas, cita-se a GE
que instalou a primeira planta para testes com
intuito de consolidar a tecnologia de gaseificação
de carvão mineral em 1975.
II. CARACTERÍSTICAS
Os sistemas de gaseificação consistem
basicamente de um sistema de compressão, para
gaseificadores que trabalham com pressões
acima da atmosférica. O sistema de alimentação
que consiste de silos de armazenagem e em
determinados casos uma válvula rotativa, também
pode ser feito por um atuador pneumático. O
sistema de ignição, que pode ser feito utilizando-
se gás propano. O reator propriamente dito onde
ocorre o processo de gaseificação, e o sistema de
limpeza de gases que se constituem de ciclones
ou uma combinação com outros equipamentos de
limpeza, como os filtros cerâmicos, com finalidade
de obter os níveis de contaminantes permissíveis
pelos motores de combustão interna ou turbinas a
gás. Vale lembrar que esta tecnologia de limpeza
ainda não está bem consolidada. O reator ou
gaseificador trabalha normalmente com
temperaturas elevadas. Os de leito fluidizado, por
exemplo, podem ser encontrados operando com
temperatura por volta de 700 ºC, criando
condições, juntamente com os contaminantes
existentes no gás, para degradação do material
usado no revestimento interno, assim como
criando condições para desenvolvimento do
processo de corrosão.
Os gaseificadores podem ser classificados em
gaseificadores de leito movente e contra fluxo
(contra corrente), leito movente em fluxo direto
(co-corrente) e os de leito fluidizado. Esses
gaseificadores apresentam características
peculiares quanto à eficiência, faixa de potência
indicada, composição do gás produzido, umidade
da biomassa requerida para que seja realizada a
gaseificação. Os gaseificadores de carvão
possuem principio semelhante aos gaseificadores
de biomassa. Como os gaseificadores de
biomassa em sua forma natural são mais
difundidos, estes servirão como referência.
Os gaseificadores podem ser encontrados nos
seguintes tipos, conforme seu princípio de
funcionamento.
II.1. GASEIFICADOR DE LEITO MOVENTE E
CONTRAFLUXO
Neste tipo de gaseificador, o combustível a ser
gaseificado e o agente fluidizante fluem em
sentidos contrários, e o gás é retirado pela parte
superior. Quando se usa biomassa na forma
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 544 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
natural este gaseificador nota um elevado nível de
alcatrão dos gases produzidos que eleva o poder
calorífico dos gases, mas, por outro lado,
dependendo da aplicação, impõe a sua limpeza
para que se possa utilizar o combustível em
outros equipamentos como acionadores primários.
II.2. GASEIFICADOR DE LEITO MOVENTE EM
FLUXO DIRETO
Estes gaseificadores são simples de serem
construídos e são eficientes. Quando se utiliza
biomassa em estado natural como combustível,
esta pode possuir alta densidade como, por
exemplo, cavacos de madeira. O agente
fluidizante e a madeira fluem no mesmo sentido.
Desta forma os gases e/ou vapores condensáveis
eventualmente gerados no aquecimento da
biomassa são craqueados ao atravessar a zona
de alta temperatura, produzindo um gás
combustível mais limpo, com baixo teor de
alcatrão. A inexistência de lavagem dos gases e
conseqüentemente a sua utilização em
temperaturas maiores possibilitam obter
eficiências mais elevadas. Estas são uma das
justificativas pela preferência por estes
gaseificadores para geração de potência em
pequenas escalas.
Em contrapartida, requerem níveis de umidade da
madeira a ser introduzida menores que 30% para
serem introduzidas nos gaseificadores.
II.3. GASEIFICADOR DE LEITO FLUIDIZADO
Estes gaseificadores são normalmente indicados
para aplicações de alta capacidade, possuindo
maior flexibilidade quanto ao tipo de combustível.
Para se utilizar madeira, é necessário que esta
seja fornecida em pequenas dimensões para ser
mantida em suspensão por meio do fluxo de ar
que passa pelo leito com velocidade suficiente
para fluidizá-lo. As transferências de massa e
energia nestes gaseificadores são mais intensas
do que nos demais, bem como é possível de se
obterem temperaturas quase uniformes ao longo
do mesmo.
II.4. LIMPEZA DO GÁS
Para que possa operar com determinados
equipamentos sem que haja degradação dos seus
componentes, quer seja por erosão, corrosão ou
ainda deposição sobre os mesmos, o gás a ser
utilizado deve ser o mais limpo possível, não
podendo exceder as quantidades limites
permissíveis estabelecidas principalmente pelos
fabricantes das turbinas a gás e/ou motores de
combustão interna.
Os equipamentos que se utilizam nesta etapa do
processo são basicamente os ciclones, filtros e
lavadores de gás. Estes requerem manutenções
com maior freqüência por serem muito solicitados.
III. MANUTENÇÃO CORRETIVA
As manutenções que ocorrem com maior
freqüência são reparos nas estruturas metálica do
gaseificador pelo fato deste trabalhar com
temperaturas acima da atmosférica.
Ë comum a realização de manutenções em
equipamentos auxiliares onde se fazem reparos
no sistema de alimentação de ar, sistema de
alimentação de combustível e outros.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 545 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Eventuais desobstruções provocadas pelo pó em
determinados pontos do circuito de gás devem ser
retiradas.
Além da temperatura, os gaseificadores de carvão
mineral trabalham sempre com a presença de
enxofre que é corrosivo e se impregna em
determinados pontos, propiciando para o início do
processo de corrosão e que, normalmente,
requerem manutenções.
Outro problema, comum neste tipo de
equipamento, são as infiltrações que devem ser
reparadas, pois contribuem muito para o processo
degradação do equipamento.
Os sistemas de limpeza de gás normalmente
requerem mais manutenções. Em determinadas
aplicações pode-se encontrar sistema de limpeza
contendo areia por onde o gás é submetido.
IV. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
Conforme mencionado anteriormente o sistema de
gaseificação de carvão não é complexo quanto à
tecnologia necessária para a gaseificação de
carvão. Estes equipamentos podem trabalhar sob
efeito da temperatura e com a presença de
elementos nocivos aos materiais metálicos,
dependendo do combustível utilizado. Cita-se,
como exemplo, quando se utiliza carvão mineral
como combustível certamente encontra-se enxofre
no gás. Vale lembrar que esta tecnologia não é
bem difundida por não ser bem consolidada e
enfrenta dificuldades para concorrer com outras
formas de geração de energia.
De forma geral, a partir de dados obtidos em
literatura e consulta a fabricantes, conclui-se que
os sistemas de gaseificação possuem uma vida
útil por volta de 15 anos.
REFERÊNCIAS
[1] Cortez, L.A. Tecnologias de Conversão da
Biomassa, 1997.
[2] Hubert, E.S. Small-Scale Biomass Gaseifiers
for Heat and Power.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 546 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Subestação SF6
RESUMO
O SF6 é um gás incolor, inodoro, não tóxico, não
inflamável, quimicamente inerte e estável para
temperaturas até 200 °C, sua utilização como
meio dielétrico evidencia-se em função de sua
rigidez dielétrica e da sua capacidade de extinção
de arco. As subestações isoladas a gás (SIG’s)
são compostas por um conjunto de equipamentos
elétricos envazados em uma blindagem metálica
solidamente aterrada e com isolação feita através
do gás SF6 pressurizado. A grande vantagem de
implementação de uma SIG é a enorme redução
de área e volume ocupado pelos seus
equipamentos. No entanto, existem certas
desvantagens também, como por exemplo, o fato
destas serem compostas de módulos, sendo
assim ocorrendo defeito em qualquer parte da
subestação todo módulo será envolvido. Existem
diversos métodos de detecção de defeitos
utilizados nas SIG’s, sendo que os mais eficientes
são o método acústico e o físico-químico. Uma
outra grande vantagem das SIG’s é a baixa
necessidade de manutenções preventivas, por
outro lado, quando ocorrem falhas internas, as
manutenções corretivas são complexas,
demoradas e dispendiosas. A falha mais comum
nas SIG’s é a descarga parcial (DP), sendo que o
mecanismo que leva a esta falha é a redução da
tensão de ruptura causada por vários tipos de
defeitos, tais como: vazios em isoladores,
rugosidades, componentes em flutuação, poeira
ou partículas metálicas no invólucro, os quais
podem surgir durante a fabricação, montagem ou
operação da SIG. Hoje em dia, já se dispõe de
equipamentos bastante eficientes na detecção de
falhas como DP’s e partículas soltas dentro da
blindagem o que vem colaborar em muito com a
realização das manutenções preventivas. Levando
isso em consideração, juntamente com o
desenvolvimento de métodos mais apurados de
reconhecimento de padrões, pode-se estimar uma
vida útil econômica de 35 anos para uma
subestação isolada a gás SF6.
I. INTRODUÇÃO
O Hexafluoreto de enxofre (SF6) foi sintetizado
pela primeira vez nos laboratórios da Faculdade
de Farmacologia em Paris, por Moissan e Lebeau
em 1900 [1].
O SF6 é um gás incolor, inodoro, não tóxico, não
inflamável, quimicamente inerte e estável para
temperaturas até 200 °C. Apresenta uma estrutura
molecular na forma de octaedro cujo centro é
ocupado pelo átomo de enxofre, sendo que nos
vértices têm-se os átomos de flúor [2].
A utilização do SF6 como meio dielétrico
evidencia-se em função de sua rigidez dielétrica e
da sua capacidade de extinção de arco. O SF6
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 547 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
submetido a um arco elétrico recompõe-se na
medida em que este é removido, o que não
acontece com outros tipos de dielétricos [3].
Estas características físico-químicas levaram a
sua aplicação no desenvolvimento de
equipamentos elétricos isolados a SF6, tais como,
disjuntores, seccionadoras, chaves de
aterramento, entre outros. Com isto foram
desenvolvidas as subestações isoladas a gás
(SIG’s), surgidas na França, buscando-se
soluções para se implementar uma subestação
em espaços reduzidos nas grandes cidades.
II. CARACTERÍSTICAS
As SIG’s são compostas por um conjunto de
equipamentos elétricos, tais como: barramentos,
disjuntores, TC’s, TP’s, seccionadoras, pára-raios,
etc. interligados elétrica e mecanicamente, e
envazados em uma blindagem metálica, aço ou
alumínio, solidamente aterrada e com isolação
feita através do gás SF6 pressurizado [4].
Devido ao alto nível de disponibilidade e
compacidade de seus equipamentos, à facilidade
de manutenção e ao custo competitivo comparado
com subestações convencionais, o uso de SIG’s é
uma tendência irreversível atualmente no cenário
mundial.
A grande vantagem de implementação de uma
SIG é a enorme redução de área e volume
ocupado pelos seus equipamentos, alguns
fabricantes afirmam que uma SIG de 500 kV
ocupa 3,5% da área e 1% do volume de uma
subestação normal de mesma potência, sendo
que para tensões acima de 500 kV, as SIG’s se
tornam mais baratas que as subestações normais,
mesmo desconsiderando o custo do terreno.
Além dessas vantagens existem outras, como por
exemplo:
• Sua operação é bastante segura,
silenciosa e não produz rádio interferência;
• Os equipamentos isolados a gás SF6
sofrem pouco desgaste comparado com os
convencionais, reduzindo com isto as
manutenções preventivas, o que permite
redução de pessoal e menos perda de
continuidade da operação.
Porém, há algumas desvantagens na
implementação de uma SIG:
• A operação de seccionadoras e disjuntores
isolados a SF6 produz surtos de manobra
que são prejudiciais ao isolamento dos
equipamentos acoplados as SIG’s, como
transformadores, TP’s e buchas;
• A presença de partículas metálicas no
interior das SIG’s é crítica, pois estas
podem provocar falhas com descarga
disruptiva fase-terra.
• As SIG’s são mais caras que as
subestações convencionais para faixas de
tensão até 350 kV;
• O SF6 sob arco se decompõe em alguns
subprodutos, às vezes tóxicos, e que
afetam os materiais dentro da blindagem;
• As SIG’s são compostas de módulos,
sendo assim ocorrendo defeito em
qualquer parte da subestação todo módulo
será envolvido.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 548 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
As principais normas técnicas brasileiras
relacionadas são:
• NBR10019 – Subestação blindada isolada
a gás para tensões nominais iguais ou
superiores a 72,5 kV (09/1987): Fixa
prescrições relativas à especificação,
características nominais e ensaios de
subestações blindadas isoladas a gás para
tensões nominais iguais ou superiores a
72,5 kV. Aplica-se a subestações
blindadas, projetadas para instalações
para interior ou exterior, para tensões em
corrente alternada, nas quais o isolamento
é obtido, pelo menos parcialmente, por um
gás isolante que não o ar à pressão
atmosférica;
• NBR12160 – Hexafluoreto de enxofre –
Verificação das propriedades (04/1992):
Prescreve métodos para verificação das
propriedades do hexafluoreto de enxofre
para uso em equipamentos elétricos;
• NBR12318 – Hexafluoreto de enxofre
(01/1992): Descreve o hexafluoreto de
enxofre para equipamentos elétricos, suas
características principais, e estabelece
orientações para seu manuseio,
amostragem, rotulagem, toxidez,
armazenagem e transporte;
• NBR11902 – Hexafluoreto de enxofre
(01/1992): Fixa condições exigíveis ao
hexafluoreto de enxofre para uso como
gás isolante em equipamentos elétricos.
Os equipamentos utilizados nas SIG’s não diferem
muito no modo de operação, porém são bastante
diferentes construtivamente, sendo que os seus
principais equipamentos serão descritos nas
próximas seções.
II.1. DISJUNTORES
Os disjuntores utilizados nas SIG’s não diferem
muito de um disjuntor a SF6 normal, apenas
quanto a sua construção. Os mecanismos de
acionamento podem ser hidráulicos ou
pneumáticos, sendo que os hidráulicos são mais
rápidos e adequados para o uso em altas tensões.
O mecanismo de extinção de arco pode ser do
tipo:
• Dupla pressão, onde produz-se um fluxo
de gás pelos contatos;
• Puffer-type, onde injeta-se SF6 a pressão
mais alta que a pressão existente no
disjuntor, ou pelo próprio deslocamento
dos contatos.
Os disjuntores de dupla pressão estão caindo em
desuso por necessitarem de um sistema de
serviços auxiliares bastante complexo, sendo
assim requerem mais manutenção e tem maior
possibilidade de falhas.
II.2. BARRAMENTOS
Os barramentos são feitos de alumínio ou cobre,
tem formato tubular e nos seus encaixes possuem
contatos prateados. São sustentados dentro da
blindagem por isoladores de resina fundida, e
ainda podem ter arranjos trifásicos ou
monofásicos.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 549 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Os arranjos trifásicos ocupam menos espaço e
podem normalmente ser acoplados aos
equipamentos principais de um bay, além de
reduzir os custos.
II.3. BLINDAGENS
As blindagens são as carcaças externas que
envolvem os barramentos, são confeccionadas
em aço ou alumínio e devem obedecer as normas
de vasos pressurizados, pois o SF6 deve ter
pressão positiva.
II.4. BUCHAS
As saídas para transformadores podem ser
aéreas, tal como para linhas, ou através de
fluodutos acoplados diretamente aos
transformadores por meio de pequenas buchas
SF6-óleo.
Para saídas em linhas aéreas podem ser
utilizadas buchas condensivas comuns (SF6-óleo-
ar) ou buchas a SF6 (SF6-ar).
II.5. ISOLADORES
São feitos de resina sintética e tem a finalidade de
sustentar os barramentos e fazer o acoplamento
entre as seções blindadas, permitindo o
confinamento do gás em compartimentos
estanques.
II.6. SECCIONADORAS
As seccionadoras utilizadas em subestações SF6
são diferentes das convencionais
construtivamente e funcionalmente.
As seccionadoras podem operar lentamente ou
sob ação de molas, operando mais rapidamente.
Devido a isto, estas podem ser construídas para
operar sob carga, o que muitas vezes permite a
eliminação de disjuntores em algumas estações.
As SIG’s podem possuir chaves de acionamento
rápido, com capacidade para suportar correntes
de curto, como equipamento adicional de
proteção.
As seccionadoras de acionamento lento possuem
um elevado número de reacendimentos de arcos,
o que provoca surtos de tensão em alta
freqüência, os quais ainda não estão totalmente
determinados.
II.7. CHAVES DE ATERRAMENTO
Por não se utilizar cabos de aterramento nas
SIG’s, as chaves de aterramento são o único
ponto possível de aterramento. Permitem também
o acesso aos barramentos para a realização de
testes, tais como:
• Resistência de isolamento;
• Verificação de polaridade de TC’s;
• Injeção de corrente primária.
II.8. TRANSFORMADORES DE CORRENTE E
POTENCIAL
Os TP’s tanto podem ser indutivos como
acoplados a divisores capacitivos. Já os TC’s são
semelhantes aos convencionais; sua estrutura é
própria para que possam ser checadas a
polaridade e feita a injeção de corrente primária
através das chaves de aterramento.
Quanto ao aspecto construtivo, existem os
instalados dentro da blindagem e os instalados do
lado externo. Sendo que os últimos têm a
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 550 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
vantagem de poderem ser acessados sem a
interrupção da seção onde estão instalados,
facilitando com isso a manutenção.
II.9. PÁRA-RAIOS
O uso de pára-raios em SIG’s é de suma
importância para proteção do sistema. Os pára-
raios podem ser de SiC ou Óxido de Zinco, sendo
que o último vem sendo mais utilizado pelas suas
melhores características.
III. MANUTENÇÃO PREDITIVA
Uma das grandes vantagens das SIG’s é a baixa
necessidade de manutenções preventivas, por
outro lado, quando ocorrem falhas internas, as
manutenções corretivas são complexas,
demoradas e dispendiosas.
A manutenção preditiva é uma atividade de
inspeção, controle e ensaio, realizada em um
item, sem indisponibilidade operativa, com o
objetivo de se predizer/estimar o ponto ótimo para
a intervenção da manutenção preventiva não-
sistemática.
A falha mais comum nas SIG’s é a descarga
parcial (DP), sendo que o mecanismo que leva a
esta falha é a redução da tensão de ruptura
causada por vários tipos de defeitos, tais como:
vazios em isoladores, rugosidades, componentes
em flutuação, poeira ou partículas metálicas no
invólucro, os quais podem surgir durante a
fabricação, montagem ou operação da SIG.
DP é um fenômeno elétrico no qual a ruptura do
gás dentro de um equipamento origina pulsos de
corrente e tensão em uma ampla faixa de
freqüência (de alguns kHz até GHz), também
produz emissões eletromagnéticas e acústicas,
bem como decomposição química do gás.
A ocorrência de DP’s pode indicar a presença de
um defeito que pode levar a uma falha, portanto
existem diversos métodos para se identificar DP’s
em SIG’s [5].
A seguir são listadas e comentadas algumas das
técnicas de manutenção preditiva aplicadas as
SIG’s [9].
III.1. MÉTODOS FÍSICO-QUÍMICOS
Desde o início da utilização das SIG’s, tanto os
fabricantes como as empresas possuidoras deste
tipo de subestação, vêm buscando métodos para
acompanhar a evolução do estado interno dos
compartimentos.
A análise do estado do gás, até por analogia com
o sucesso alcançado pelas análises de óleo
isolante através de cromatografia, surgiu como
uma ferramenta possível e bastante interessante.
O objetivo dos métodos empregados para análise
é sempre identificar os subprodutos existentes no
gás, tais como SOF2, SO2F2, HF, etc. procurando
relacionar a quantidade desses produtos ou a
velocidade de formação dos mesmos, com algum
fenômeno (DP’s, partículas, vazamentos, etc.) que
possa levar o equipamento a falhar [7].
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 551 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
O problema encontrado na aplicação destes
métodos é causado pelo fato do SF6 ser um gás
regenerativo, ou seja, após um determinado
período de tempo os subprodutos deixam de
existir.
III.2. MÉTODOS ACÚSTICOS
Certos defeitos internos em SIG’s geram ruídos
audíveis ou em freqüência de ultra-som, sendo
que a detecção desses ruídos pode ser usada
como ferramenta para manutenção.
A técnica consiste em identificar uma fonte de
ruído anormal através de um detector sonoro.
Como normalmente esses ruídos são
provenientes de DP’s ou estão a elas associados,
o seu monitoramento pode indicar a evolução do
estado interno do compartimento.
Dentre os problemas que geram ruídos pode-se
citar: partículas ou peças soltas no interior do
compartimento, componentes com vibração
mecânica, DP’s provocadas por diferenças de
potencial internas, como no caso de mau contato
entre condutores e blindagem e DP’s provocadas
por superfícies irregulares.
O problema com estes métodos é que se
identificando um pequeno ruído, isto não indica a
necessidade de uma intervenção imediata, e
ainda, o acompanhamento de sua evolução é
bastante difícil, uma vez que os ruídos de fundo
não são constantes e tendem a mascarar os
resultados.
III.3. MÉTODOS ELETROMAGNÉTICOS
Este método consiste na instalação de detectores
no interior da SIG acoplados a digitalizadores, os
quais teriam a capacidade de captar ruídos,
provenientes de quaisquer fontes. Utilizando-se de
malhas diferenciais o sistema teria a capacidade
de discernir entre ruídos internos e externos,
identificando com precisão o local do ruído e
através de programas computacionais o sistema
pode tanto acompanhar a evolução do ruído como
até dizer a causa.
Teoricamente este é o mais eficiente de todos os
métodos para identificar descargas parciais,
sendo também eficiente para elaboração de
técnicas de manutenção preditiva, porém o grande
problema é que se trata de um método invasivo,
sendo necessário a colocação de sensores dentro
da SIG, o que nem sempre é possível.
III.4. GAMAGRAFIA
A gamagrafia é a técnica de se fotografar através
da utilização de raios gama, este método não se
mostrou adequado para identificação de pequenos
detalhes, nem para identificar fontes de DP’s.
Pode ser utilizada para identificar defeitos maiores
como peças quebradas no interior da blindagem.
III.5. VIBRAÇÕES MECÂNICAS
Esta técnica tem como base o fato das fontes de
DP’s produzirem vibrações mecânicas, porém
como as SIG’s estão instaladas em locais sujeitos
a constantes vibrações, quer interna ao
equipamento ou externa, é muito difícil de se fazer
uma análise com esses ruídos mascarando o sinal
do defeito.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 552 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
IV. MANUTENÇÃO CORRETIVA
Devido às características construtivas do
equipamento blindado, não se consegue atuar em
apenas um equipamento, sem afetar pelo menos
aqueles que estão interligados. Desta forma, uma
manutenção corretiva que exija a drenagem do
gás e a abertura da blindagem é complexa e
relativamente demorada.
Dependendo do arranjo da subestação as
manutenções podem comprometer seriamente a
continuidade do abastecimento de energia, devido
a esse fator deve-se dar uma maior ênfase às
manutenções preventivas, procurando assim
evitar as corretivas.
V. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
Hoje em dia, já se dispõe de equipamentos
bastante eficientes na detecção de falhas como
DP’s e partículas soltas dentro da blindagem o
que vem colaborar em muito com a realização de
manutenções preventivas [8].
E ainda, estão sendo desenvolvidos diversos
trabalhos nas áreas de inteligência artificial e
reconhecimento de padrões que vêm contribuir
com o diagnóstico de falhas baseado em diversos
métodos [6].
Levando isso em consideração, juntamente com o
rápido desenvolvimento de equipamentos de
medição muito mais precisos e eficientes, pode-se
estimar uma vida útil econômica de 35 anos para
uma subestação isolada a gás SF6.
REFERÊNCIAS
[1] A. Fihman. SF6 physical and chemical data.
Merlin Gerin technical news, fascicule 3, 2nd half
year 1976.
[2] Y. Pelenc. SF6, circuit-breaker gas, the reasons
why. Merlin Gerin technical news, fascicule 1, 2nd
half year 1976.
[3] M. Dubsis. SF6, the dielectric gas. Merlin Gerin
technical news, fascicule 2, 2nd half year 1976.
[4] E. Rufato Jr. Tecnologia de equipamentos em
SF6. Monografia, Universidade Federal do Paraná.
1994.
[5] M.F. Latini, G.C Brito Jr., P.H. Teixeira, J.P.
Nunes e J.F. de Souza. Manutenção preditiva em
subestação isolada a gás SF6. Manutenção
mar/abr 93, pág. 29-35.
[6] W. Ziomek, M. Reformat and E. Kuffel.
Application of Genetic Algorithms to Pattern
Recognition of Defects in GIS. IEEE Transactions
on Dielectrics and Electrical Insulation (TDEI). Vol.
2 No. 2, April 2000. pp. 161-168.
[7] C. Beyer, H. Jenett and D. Klockow. Influence
of Reactive SFx Gases on Electrode Surfaces after
Electrical Discharges under SF6 Atmosphere.
IEEE TDEI. Vol. 7 No. 2, April 2000. pp. 234-240.
[8] M.S. Indira and T.S. Ramu. Motion of
Conducting Particles Causing Inadvertent Outages
in GIS. IEEE TDEI. Vol. 7 No. 2, April 2000. pp.
247-253.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 553 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
[9] Y. Takahashi. Diagnostic Methods for Gas-
Insulated Substations. IEEE Transactions on
Electrical Insulation. Vol. EI-21 No. 6, December
1986. pp. 1037-1043.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 554 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Subestação Unitária
RESUMO
A subestação elétrica constitui parte de um
sistema de potência, concentrada em um dado
local, compreendendo primordialmente as
extremidades de linhas de transmissão e/ou de
distribuição, com os respectivos dispositivos de
manobra, controle e proteção, incluindo as obras
civis e estruturas de montagem, podendo incluir
também transformadores, equipamentos
conversores e/ou outros equipamentos. Podem
ser divididas em: subestação transformadora,
conversora, de manobra, de distribuição e de
transmissão. O esquema elétrico, ou arranjo, de
uma subestação é definido a partir do nível de
confiabilidade desejado, tem-se os seguintes
arranjos de barra comumente encontrados no
sistema elétrico: barra simples, barra principal e
de transferência e barra dupla. Os principais
equipamentos de manobra encontrados em uma
subestação são as chaves e disjuntores. Nas
subestações também tem-se os transformadores
de potência, o sistema de medição e proteção
juntamente com os transformadores de corrente e
de potencial. As técnicas de manutenção
aplicadas às subestações elétricas são de acordo
com o equipamento inspecionado. Por exemplo,
para os transformadores de potência os principais
métodos de manutenção preditiva aplicados são a
análise cromatográfica e físico-química do óleo
isolante. Portanto para se ter uma boa estimativa
da vida útil de uma subestação tem que ser
levado em consideração, o desenvolvimento de
equipamentos de medição muito mais precisos e
eficientes, e os diversos equipamentos que se
encontram na subestação. Pode-se estimar uma
vida útil econômica de 28 anos para uma
subestação elétrica.
I. INTRODUÇÃO
Segundo a norma NBR5460, a subestação
elétrica constitui parte de um sistema de potência,
concentrada em um dado local, compreendendo
primordialmente as extremidades de linhas de
transmissão e/ou de distribuição, com os
respectivos dispositivos de manobra, controle e
proteção, incluindo as obras civis e estruturas de
montagem, podendo incluir também
transformadores, equipamentos conversores e/ou
outros equipamentos.
Logo, as subestações elétricas atendem às
necessidades de transformação, controle e
distribuição da energia elétrica, podendo ser
divididas nas seguintes categorias:
• Subestação Transformadora: subestação
que modifica o nível de tensão da energia
elétrica, entre a entrada e saída, podendo
ser: abaixadora, quando o nível da tensão
de saída é menor que a de entrada, ou
elevadora, quando o nível da tensão de
saída é maior que a de entrada;
• Subestação Conversora: subestação que
converte energia elétrica de uma forma a
outra, podendo ser: conversora de
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 555 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
corrente, quando converte energia elétrica
de corrente alternada para corrente
contínua e vice-versa, ou conversora de
freqüência, quando converte energia
elétrica em corrente alternada com uma
freqüência para energia elétrica em
corrente alternada com outra freqüência;
• Subestação de Manobra: subestação
destinada a modificar a configuração de
um sistema elétrico, mediante manobras
de linhas de transmissão, se esta incluir
reguladores de tensão, então é chamada
de subestação de manobra reguladora;
• Subestação de Distribuição: subestação
abaixadora que alimenta um sistema de
distribuição de energia elétrica;
• Subestação de Transmissão: subestação
transformadora na qual entram e saem
linhas de transmissão.
Dentro da subestação elétrica, existem inúmeras
maneiras de se promover às ligações entre os
vários componentes que a compõe, estas ligações
elétricas definem o arranjo, ou topologia, da
subestação.
Sendo assim as características operativas de uma
subestação são definidas pelos equipamentos de
manobra e pelo seu arranjo de barra. Cada
arranjo possui suas vantagens e desvantagens,
sendo que cada um deles é mais adequado a um
certo tipo de aplicação.
Os equipamentos de manobra, chaves e
disjuntores, permitem que conexões e/ou
desconexões sejam feitas entre os vários
componentes de um sistema elétrico, sendo que
sua importância também se evidencia quando da
necessidade de ações corretivas sob falta.
As subestações devem ter suas ações e
comandos coordenados a partir de programas e
filosofias de operação, em conformidade com as
informações coletadas pelos sistemas de medição
e proteção.
Os sistemas de medição e proteção são de
fundamental importância na análise das ações
que devem ser tomadas durante a operação e o
restabelecimento das subestações elétricas [5].
As principais normas técnicas brasileiras
relacionadas são:
• NBR11191 – Subestações de distribuição
tipo I-69-34,5 ou 13,8 kV, até 5 MVA e 34,5
kV, 13,8 kV até 3,75 MVA - Diagramas
unifilares e arranjos de subestações
(11/1989): Padroniza diagramas unifilares
e arranjos de subestações de distribuição
tipo I;
• NBR9523 – Subestações de distribuição
(06/1995): Classifica subestações de
distribuição de concessionárias de energia
elétrica, levando em conta seus projetos,
arranjos típicos, configurações elétricas,
tipos de carga, potências instaladas e
tensões nominais;
• NBR5460 – Sistemas elétricos de potência
– Terminologia (04/1992): Define termos
relacionados com sistemas elétricos de
potência, explorados por concessionários
de serviços públicos de energia elétrica,
sob os pontos de vista de: geração de
energia elétrica, especialmente em usinas
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 556 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
hidrelétricas e usinas termelétricas a
vapor; transmissão e distribuição de
energia elétrica; operação e manutenção
dos sistemas.
II. CARACTERÍSTICAS
As principais características das subestações,
bem como os principais equipamentos elétricos
encontrados em uma subestação, serão
apresentadas a seguir
II.1. ARRANJO DE BARRA
O esquema elétrico ou arranjo de uma subestação
é definido a partir do nível de confiabilidade
desejado, ou seja, do objetivo de se manter o
compromisso de fornecimento de energia elétrica
aos consumidores [1] [2].
Os principais fatores que influenciam na escolha
do arranjo de barra são:
• A possibilidade de divisão da rede, por
exemplo, para reduzir a potência de curto-
circuito;
• A sensibilidade e reação dos
consumidores em caso de interrupção do
fornecimento de energia;
• A influência mútua dos consumidores em
caso de flutuações de tensão;
• Segurança do sistema elétrico, de
equipamentos e de pessoas;
• Facilidade de manutenção [3].
Os principais arranjos de barra são:
II.1.1. Barra Simples
Os esquemas de barra simples são aqueles em
que a interligação dos circuitos da subestação
somente pode ser feita em uma única barra. Esse
esquema é de todos o de menor custo, sendo
também o mais limitado em termos operativos,
pois todos os circuitos operam em paralelo.
II.1.2. Barra Principal e de Transferência
Quando uma subestação possui, além de uma
barra principal, uma barra para auxiliar as
manobras necessárias a liberação de disjuntores
para a manutenção, tem-se a configuração
denominada barra principal e de transferência.
Neste tipo de arranjo embora a subestação
possua fisicamente duas barras, do ponto de vista
operacional continua sendo um esquema de barra
simples, já que a barra de transferência não pode
ser usada para interligar circuitos, sendo
operacionalmente apenas um prolongamento da
barra principal. E ainda, este esquema possui um
disjuntor de transferência entre as duas barras,
que assume qualquer um dos circuitos cujo
disjuntor esteja em manutenção.
II.1.3. Barra Dupla
Os esquemas de barra dupla são aqueles nos
quais a subestação tem o barramento composto
por duas barras, às quais podem ser ligados
alternativamente todos os circuitos da subestação.
Pode-se usar simultaneamente as duas barras e
fazer diversas combinações dos circuitos entre si.
E ainda, este tipo de arranjo possui um disjuntor
de acoplamento ligado entre a barra 1 e a barra 2,
que funciona como disjuntor de transferência.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 557 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Normalmente o arranjo de barra dupla aplica-se a
interligações importantes onde não se pode
sacrificar a segurança do sistema elétrico.
II.2. EQUIPAMENTOS DE MANOBRA
Os principais equipamentos de manobra são:
II.2.1. Chaves
As chaves podem ser classificadas de acordo com
suas características e funções que desempenham
nas subestações de alta tensão:
• Seccionadoras: não podem operar em
carga; servem para contornar (baipassar) e
isolar equipamentos, como disjuntores e
capacitores série, para a execução de
manutenção ou por necessidade operativa
e manobrar circuitos entre os barramentos
de uma subestação;
• Chaves de terra: servem para aterrar
componentes do sistema em manutenção
ou linhas de transmissão, barramentos ou
bancos de capacitores em derivação;
• Chaves de operação em carga: servem
para abrir e/ou fechar determinados
circuitos em carga e manobrar bancos de
reatores e de capacitores;
• Chaves de aterramento rápido: necessitam
de tempos de fechamento extremamente
rápidos, exigindo quase sempre
acionamento por explosivos; servem para
aterrar determinados componentes
energizados, normalmente com o objetivo
de provocar uma falta intencional na rede,
de forma a sensibilizar os sistemas de
proteção [4].
II.2.2. Disjuntores
A principal função dos disjuntores é a interrupção
de correntes de falta tão rapidamente quanto o
possível, de forma a limitar a um mínimo os
possíveis danos causados aos equipamentos
pelos curtos-circuitos.
Além das correntes de falta, o disjuntor deve ser
capaz de interromper correntes normais de carga,
correntes de magnetização de transformadores e
reatores, e as correntes capacitivas de bancos de
capacitores e de linhas em vazio. E ainda, o
disjuntor deve ser capaz de fechar circuitos
elétricos não só durante condições normais de
carga como na presença de curtos-circuitos [4].
II.3. SISTEMA DE MEDIÇÃO
A aplicação de equipamentos de medição em
sistemas elétricos tem como objetivo permitir a
observação e o registro das grandezas elétricas e
não-elétricas, fornecendo elementos necessários
à operação do sistema. E ainda, possibilita a
atuação preventiva e corretiva a fim de garantir o
fornecimento de energia aos consumidores com a
qualidade adequada [7].
As medidas elétricas em uma subestação devem,
portanto, existir em qualidade e quantidade
suficientes às necessidades da subestação a ser
supervisionada, viabilizando o acesso aos dados
necessários à sua operação e à correção de suas
falhas.
As principais grandezas observadas para a
operação de uma subestação são:
• Tensão: contribui para permitir a operação
de equipamentos e instalações; observar e
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 558 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
respeitar as restrições de isolamento
impostas pelos equipamentos da
subestação; fornecer dados para o ajuste e
atuação dos equipamentos de controle de
tensão e compensação de reativo.
• Corrente: contribui para permitir a
operação de equipamentos e instalações;
permitir o controle do carregamento de
equipamentos face às suas restrições
operativas;
• Fator de potência: contribui para avaliar as
condições operativas do sistema elétrico;
permitir o gerenciamento da carga;
identificar a necessidade de compensação
de reativos;
• Freqüência: contribui para fornecer dados
para o ajuste e atuação dos equipamentos;
permitir o restabelecimento de partes do
sistema desligadas pelo sistema de alívio
de cargas [8].
Os medidores e relés de proteção das
subestações são atuados por tensões e correntes
supridas por transformadores de potencial (TP) e
de corrente (TC). A função dos TP e TC é
transformar as correntes e tensões do sistema de
potência em magnitudes menores, e fornecer
isolação galvânica entre o sistema de potência e
os relés de proteção e instrumentos de medição.
II.3.1. Transformadores de Corrente
Os transformadores de corrente têm o seu
enrolamento primário ligado em série com o
circuito de alta tensão. A impedância do TC, vista
do lado do enrolamento primário, é desprezível,
comparada com a do sistema ao qual estará
instalado, mesmo que se leve em conta a carga
que se coloca no secundário. Desta forma a
corrente que circulará no primário dos
transformadores de corrente é ditada pelo circuito
de potência, ou circuito primário [4].
II.3.2. Transformadores de Potencial
Os transformadores de potencial têm a finalidade
de isolar o circuito de baixa tensão (secundário)
do circuito de alta tensão (primário), e ainda de
reproduzir os efeitos transitórios e de regime
permanente do circuito de alta tensão o mais
fielmente possível no circuito de baixa tensão [4].
II.4. SISTEMA DE PROTEÇÃO
Os sistemas elétricos defrontam-se com
perturbações e anomalias de funcionamento que
prejudicam a qualidade do serviço e as próprias
instalações elétricas, sendo assim a aplicação de
equipamentos de proteção objetiva assegurar, o
melhor possível, a continuidade de alimentação
dos usuários e salvaguardar o material e
instalações da rede [6].
No cumprimento dessas missões a proteção deve
tanto alertar os operadores em caso de perigo não
imediato, como retirar de serviço a instalação se
há, por exemplo, um curto-circuito que arriscaria
danificar um equipamento ou afetar toda rede [7].
Nos estudos de proteção de um sistema elétrico,
devem ser examinados três aspectos importantes:
• Operação normal do sistema;
• Prevenção contra falhas elétricas;
• Limitação dos defeitos devidos às falhas.
A proteção por meio de relés vem contribuir com o
terceiro aspecto, e tem como função principal
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 559 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
promover uma rápida retirada de serviço de um
elemento do sistema quando esse sofre um curto-
circuito, ou quando ele começa a operar de modo
anormal que possa causar danos ou, de outro
modo, interferir com a correta operação do resto
do sistema. E ainda, tem como função secundária
promover a indicação da localização e do tipo de
defeito.
Os relés de proteção são constituídos por um
elemento sensor, ou detector, um elemento
comparador e de um elemento de controle, são
dispositivos por meio dos quais um equipamento
elétrico é operado quando se produzem variações
nas condições deste equipamento ou do circuito
em que ele está ligado, ou em outro equipamento
ou circuito associado.
Esses relés supervisionam constantemente
grandezas dos sistemas elétricos, tais como:
tensão, corrente, freqüência, etc., e grandezas
inerentes aos próprios equipamentos, por
exemplo: temperatura.
Na Tabela 1 são apresentados os principais relés
encontrados em subestações:
III. MANUTENÇÃO PREDITIVA E
PREVENTIVA
A manutenção preditiva é uma atividade de
inspeção, controle e ensaio, realizada em um
item, sem indisponibilidade operativa, com o
objetivo de se predizer/estimar o ponto ótimo para
a intervenção da manutenção preventiva não-
sistemática.
Tabela 1 – Principais Relés encontrados nas
subestações
ASA Relé de ... 21 Distância 25 Conferência de sincronismo 26 Temperatura do óleo 27 Subtensão 32 direcional de potência 49 Temperatura do enrolamento 50 Sobrecorrente instantâneo 51 Sobrecorrente temporizado 59 Sobretensão 62 Interrupção ou abertura temporizada 63 Gás 64 Proteção de terra 67 Direcional de sobrecorrente CA 78 Proteção contra falta de sincronismo 79 religamento CA 81 Freqüência 87 Proteção diferencial
As técnicas de manutenção aplicadas às
subestações elétricas são de acordo com o
equipamento inspecionado, abaixo serão
comentados os principais equipamentos
inspecionados nas subestações [9]:
III.1. TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA
As principais técnicas de manutenção preditiva
aplicada aos transformadores de potência:
• Análise cromatográfica dos gases
dissolvidos no óleo isolante, os gases mais
significativos produzidos pela
decomposição do óleo são o hidrogênio
(H2), metano (CH4), etano (C2H6), etileno
(C2H4), acetileno (C2H2), sendo que a
quantidade desses gases está relacionada
com os defeitos internos;
• Ensaios físico-químicos do óleo isolante:
teor de água, rigidez dielétrica, tensão
interfacial, fator de perdas e acidez, sendo
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 560 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
que cada ensaio está associado a defeitos
internos.
Os principais serviços de manutenção preventiva
são:
• Inspeção detalhada nos circuitos de
controle e fiação, vazamentos em buchas,
válvulas e tubulações;
• Manutenção no comutador de TAP sob
carga do transformador;
• Verificação do correto funcionamento do
niveostato, incluindo simulação de alarme
para nível mínimo.
III.2. DISJUNTORES
As novas técnicas de manutenção preditiva que
estão sendo introduzidas como auxílio nas
manutenções preventivas são:
• Monitoramento do percurso do contato
principal;
• Monitoramento da corrente interrompida;
• Monitoramento de entrada e saída de
comandos.
Os principais serviços de manutenção preventiva
são:
• Isolamento CC;
• Resistência de contato;
• Limpeza e lubrificação do mecanismo de
comando;
• Simulação da atuação das proteções.
III.3. PÁRA-RAIOS
A principal técnica de manutenção preditiva
aplicada aos pára-raios é a inspeção por
termografia, e os principais serviços de
manutenção preventiva são:
• Isolamento CC;
• Fator de potência;
• Funcionamento dos contadores de
descargas;
• Isolamento CC das bases isoladas;
• Inspeção completa.
III.4. TRANSFORMADORES DE POTENCIAL E DE
CORRENTE
Os principais serviços de manutenção preventiva
são:
• Isolamento CC dos enrolamentos primários
e secundários;
• Fator de potência do enrolamento primário;
• Limpeza e reaperto dos terminais primários
e secundários;
• Substituição da sílica-gel, se houver;
• Inspeção completa.
III.5. SISTEMAS DE PROTEÇÃO
Basicamente, os dispositivos de proteção
apresentam dois modos de falha: falha em operar
na presença de uma demanda operacional e
operação desnecessária na ausência de demanda
operacional.
A manutenção preventiva desses equipamentos
depende do tipo de tecnologia utilizada e
geralmente envolve a aferição e calibração dos
mesmos, com periodicidade que varia de dois a
quatro anos.
IV. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
Hoje em dia, já se dispõe de sistemas de
automação aplicados em subestações elétricas o
que vem contribuir com o processo de medição e
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 561 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
verificação da atuação das proteções e alarmes
das subestações.
E ainda, estão sendo desenvolvidos diversos
trabalhos utilizando técnicas de inteligência
artificial e reconhecimento de padrões que vêm
contribuir com o diagnóstico de falhas ocorridas
em subestações elétricas, e até na correção das
mesmas.
Portanto para se ter uma boa estimativa da vida
útil de uma subestação tem que ser levado em
consideração, o desenvolvimento de
equipamentos de medição muito mais precisos e
eficientes, e os diversos equipamentos que se
encontram na subestação. Pode-se estimar uma
vida útil econômica de 28 anos para uma
subestação elétrica.
REFERÊNCIAS
[1] A.A. Menezes. Subestações e Pátio de
Manobras de Usinas Elétricas – Volume 1.
Conquista, 1976.
[2] A.A. Menezes. Subestações e Pátio de
Manobras de Usinas Elétricas – Volume 2.
Conquista, 1977.
[3] J.M. Bifulco. How to estimate construction
costs of electrical power substations. Van
Nostrand Reinhold Company, 1973.
[4] A. D’Ajuz, et alli. Equipamentos Elétricos –
especificação e aplicação em subestações de alta
tensão. Rio de Janeiro, Furnas, 1985.
[5] A.R. Aoki. Planejador Inteligente para o
Restabelecimento de Subestações Elétricas.
Dissertação, Escola Federal de Engenharia de
Itajubá, 1999.
[6] S.H. Horowitz; A.G. Phadke. Power System
Relaying – Second Edition. Research Studies
Press, 1995.
[7] J.A. Jardini. Sistemas digitais para automação
da geração, transmissão e distribuição de energia
elétrica. São Paulo, s.ed., 1996.
[8] G.M. Ribeiro. Sistemas Especialistas para
Restabelecimento Automático de Subestações.
Dissertação, Escola Federal de Engenharia de
Itajubá, 1993.
[9] J.R.D. Fonseca. Manutenção Preventiva e
Preditiva de Equipamentos de Alta e Média
Tensão. 14° Congresso Brasileiro de Manutenção.
Foz do Iguaçu, 1999.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 562 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Suprimento e Tratamento D’Água
RESUMO
A expansão da geração por termelétricas é uma
realidade no Brasil. Até o início deste ano havia,
segundo a ANEEL, pedidos de análise para
estudos de viabilidade, implantação ou ampliação
de capacidade de aproximadamente 23 mil MW. A
proximidade de grandes mercados consumidores
de eletricidade, linhas de transmissão capazes de
absorver grandes produções ou mesmo a
existência de gasodutos, prontos ou em
construção, fazem com que, aproximadamente,
80% desta capacidade esteja concentrada na
Região Sudeste, sendo mais da metade deste
percentual previsto para os estados de São Paulo
e Rio de Janeiro. Considerando a previsão da
capacidade a ser instalada de 23 mil MW e
sabendo-se que uma instalação termelétrica
convencional tem um consumo específico de
vapor (água) de aproximadamente 3 kg/kWh,
enquanto que, para uma central nuclear, este
valor é o dobro, deve-se estar bastante atento
para o suprimento de água de alimentação da
caldeira, sem nos esquecermos que a esta deve-
se acrescentar algo em torno de 90 kg/kWh de
água de resfriamento em circulação aberta de
centrais operando em ciclo a vapor simples. Desta
forma, além de condicionantes ambientais, esta
concentração de geração próxima dos grandes
centros de carga pode vir a ser problema, pois, via
de regra, as disputas associadas aos múltiplos
usos da água, em conseqüência da redução da
disponibilidade e da qualidade, já é um problema
ou se encaminha para esta direção.
Independentemente do tipo de combustível, há de
se suprir estas instalações com água tratada para
a geração de vapor de alta qualidade para melhor
desempenho da instalação. O tratamento externo
da água de alimentação, com reagentes, é o mais
adequado, eficiente e de maior confiabilidade para
todos os tipos de caldeiras. No Brasil, já existem
centrais operando há mais de 30 anos e em bom
estado de conservação. Desta forma, um valor de
vida útil econômica de 25 anos para sistemas de
tratamento de água é bastante viável e aceitável.
I. INTRODUÇÃO
As águas utilizadas para alimentação de caldeiras
provêm de fontes naturais como rios, lagos,
córregos ou de outros mananciais. De acordo com
sua procedência, estas podem conter, em
concentrações diversas, vários produtos
dissolvidos ou em suspensão.
Estas águas contêm impurezas como compostos
minerais, matérias orgânicas e inorgânicas, além
de gases dissolvidos.
Ao se evaporarem, haverá a liberação de gases
dissolvidos existentes ou decorrentes da
decomposição de matéria orgânica, além dos
resíduos minerais. Estes resíduos formam
depósitos com aderências de diferentes tipos, tais
como lodo, de fácil remoção, ou as chamadas
incrustações que se incorporam a parte metálica
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 563 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
na forma de resíduos resistentes, de remoção
mais difícil.
Estas incrustações, além de gerar uma redução
na vazão, aumentar a perda de carga, contribuem
de maneira significativa, por serem fracos
condutores de calor (aproximadamente 5% da
capacidade do aço), para a queda da
transferência de calor dos gases produtos da
combustão para a água.
Observa-se, então, que estes depósitos
incrustantes permitem uma forte concentração de
calor (hot points) na parede dos tubos, que
provoca a redução da resistência do material e,
conseqüentemente, da vida útil da instalação e
pode vir a causar a sua ruptura (golpe de
fogo/efeito laranja), com alto risco à segurança de
todos que, direta ou indiretamente, convivem com
uma termelétrica.
É claro que, diante de uma situação de trabalho
que prejudica a transmissão de calor entre os
fluidos do processo, o gerador de vapor passa a
produzir menor quantidade de vapor e,
conseqüentemente, a apresentar uma redução no
seu rendimento térmico e, assim, um aumento no
consumo de combustível se faz notar para
compensar esta queda de produção.
II. CLASSIFICAÇÃO DAS INCRUSTAÇÕES
As impurezas normalmente encontradas nas
águas de alimentação de caldeiras e que darão
origem às incrustações podem ser classificadas
em:
• Sólidos dissolvidos (ligeira ou altamente
solúveis);
• Sólidos em suspensão (areias, argilas,
matérias orgânicas colóides);
• Líquidos insolúveis (óleo, graxas, sabões);
• Gases dissolvidos (inertes como N2 ou
agressivos como O2, CO2, SO2).
III. CORROSÃO
Outro ponto importante a ser observado é quanto
ao problema da corrosão. O contato de um metal
com a água gera a oxidação dos seus elementos,
fenômeno conhecido como ferrugem. Se
devidamente tratada, a ferrugem em si não é
problema, mas, ao se trabalhar com altas
temperaturas, a ferrugem passa rapidamente para
um estado de corrosão, chamado de ferrugem
avançada.
Esta corrosão retira partículas da superfície do
metal de uma maneira geral ou causa o fenômeno
conhecido como “pitting” ou “corrosão localizada”.
Não podemos nos esquecer de mencionar a
corrosão galvânica que é conseqüência do fato de
dois metais diferentes, como cobre e aço, na
presença de água, passarem eletrodos de um ao
outro devido à condução através da água, o que
reduz a superfície do metal.
IV. ESCORVAMENTO
Deve ser considerada também a ação de uma
espuma criada na caldeira, conhecida como
escorvamento, que causa danos nas turbinas,
uma vez que esta entra nas linhas de vapor.
O escorvamento, no caso de instalações
termelétricas, é causado por um problema básico.
Quando produtos químicos são aplicados em
maior quantidade do que o necessário, surge a
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 564 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
espuma na superfície da água no interior da
caldeira. Esta espuma, ao entrar na tubulação de
saída do vapor da caldeira, acaba por formar uma
vedação no tubo. Esta vedação de espuma age
como uma bomba de sucção e suga atrás de si
toda sujeira e espuma que estão na superfície da
água.
O modo de se evitar o escorvamento é assegurar,
através de uma manutenção e tratamentos
adequados, que a água não esteja contaminada,
obtendo-se isto através da utilização de produtos
de alta qualidade.
V. ANÁLISE DAS ÁGUAS
A análise das águas de alimentação reveste-se de
importância cada vez maior, à medida que se
verifica um grande avanço na tecnologia do
tratamento dessas águas.
Além da qualidade sempre crescente dos
produtos e equipamentos utilizados, a análise é
condição essencial para o perfeito aproveitamento
dos mesmos, possibilitando maior vida útil.
Também o aspecto econômico do tratamento é
controlado pela análise, a qual, mantendo os
valores ideais, evita as super dosagens, por vezes
inconvenientes mesmo sob o ponto de vista
técnico.
Apesar do exposto, uma análise completa, na
rotina de controle diário não constitui uma prática,
por se tratar de um trabalho demorado e pouco
útil.
Uma vez que as principais impurezas
provenientes das águas naturais são conhecidas,
foram propostos vários métodos simplificados
para um controle rotineiro e que oferecem
resultados plenamente satisfatórios.
A American Public Health Association, N.Y.,
propôs um destes métodos, o qual consiste em
determinarem-se valores de dureza, alcalinidade
fenolftaleínica, alcalinidade metil-orange, cloretos,
fosfatos e pH. Outras águas exigem a
determinação de dados adicionais como: sólidos
totais, resíduo calcinado, matéria orgânica,
concentração de O2 livre e sílica.
Cabe destacar que a sílica é a responsável pelas
incrustações mais difíceis de serem removidas
das superfícies metálicas.
VI. TRATAMENTO DE ÁGUAS DE
CALDEIRAS
Com o objetivo de impedir inconvenientes, como
os citados anteriormente, deve-se melhorar a
qualidade das águas de alimentação de caldeiras
através de processos capazes de colocá-las
dentro de parâmetros e condições apropriadas à
sua utilização. Assim têm-se:
• Tratamento externo;
• Tratamento interno;
• Tratamento combinado.
O primeiro processo prepara a água antes de ela
ser introduzida no gerador de vapor. O segundo
realiza as reações químicas para melhoria da
qualidade no interior da própria caldeira.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 565 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
A aplicação de um ou outro processo depende
das impurezas encontradas nas águas, mas, a
rigor, todo tratamento externo tende a completar
as reações no interior da caldeira.
No tratamento externo, utilizam-se processos para
abrandamento, visando a corrigir seu pH e
eliminar a dureza da água; processos de
desmineralização para reduzir o teor de sólidos
totais; processos de degaseificação e processos
de remoção de sílica.
O tratamento interno é utilizado para águas não
turvas, de baixa dureza através da adição de
composições apropriadas, à disposição no
mercado, em função das impurezas, sendo, no
entanto, o trifosfato de sódio o produto básico
destas composições.
VII. MANUTENÇÃO
Apesar do tratamento mais rigoroso que se possa
adotar, excetuando-se a destilação, é impossível
eliminar da água todas as impurezas nela
existentes, principalmente os sais em solução.
Desta forma, com a geração de vapor, acumulam-
se estas impurezas até que a concentração atinja
valores do limite de solubilidade, havendo
precipitações que vêm causar as incrustações,
formação de espuma e arraste de partículas
sólidas.
Um procedimento, que concorre como auxiliar de
manutenção preditiva, visando a aumentar a vida
útil da instalação como um todo, é realizar a
chamada descarga da caldeira.
A descarga é responsável pela manutenção da
concentração dos sais dentro dos limites
apropriados e também elimina o lodo que se
acumula nas partes inferiores da caldeira.
A descarga pode ser: descontínua e contínua.
A descarga descontínua, também conhecida como
intermitente, é lançada toda no esgoto e,
normalmente, dura de 5 minutos a 15 minutos a
cada 3,5 horas ou até 24horas. Ela é feita de
acordo com as necessidades de operação e
funcionamento do gerador de vapor, com o
objetivo de eliminar os depósitos em suspensão e
reduzir a concentração de sólidos totais, solúveis
na água interna.
Por sua vez, a descarga contínua não é lançada
no esgoto, permanecendo, assim, no ciclo,
passando, no entanto, primeiramente por um
trocador de calor, recuperador de entalpia da água
de descarga e seguindo para o tratamento de
água externo. Apesar de se manter durante todo o
tempo de funcionamento da caldeira, a descarga
contínua não dispensa a utilização da descarga
descontínua, embora a reduza consideravelmente.
VIII. CARACTERÍSTICAS DA ÁGUA DE
ALIMENTAÇÃO DE CALDEIRAS
Tendo em vista o exposto anteriormente, sabemos
que a água de alimentação de caldeiras deverá
possuir algumas características para o bom
desempenho da instalação.
Assim, é de se esperar, principalmente para
instalações que trabalham com pressões
elevadas, que todo fabricante deva prescrever as
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 566 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
condições mínimas exigíveis para a água, que se
introduz na caldeira e para a água dentro da
caldeira.
Desta forma, as tabelas, a seguir, apresentam
algumas destas prescrições.
A Tabela 1 estabelece a qualidade da água de
alimentação da caldeira entre as pressões de 10 e
100 kgf/ cm2. Acima destas pressões, as
exigências de qualidade são bem superiores,
sendo prática dominante a adoção de água
destilada para acrescentá-la ao sistema fechado
do ciclo térmico.
Tabela 1
Pressão pH Dureza Oxigênio
Dissolvido Gás Carb.
Dissolvido
ATM PPM PPM
10 8 - 9 0,5 - -
15 8 - 9 0,5 - -
20 8 - 9 0,5 0,02 0
25 8 - 9 0,5 0,02 0
30 8 - 9 0,2 0,02 0
40 8 - 9 0,2 0,02 0
50 7,5 - 8 0,05 0,02 0
60 7,5 - 8 0,02 0,02 0
80 7,5 - 8 0,02 0,02 0
100 7,5 - 8 0,02 0,02 0
A “American Boiler and Affiliated Industries
Manufactures Association’s” estabelece as
seguintes prescrições para a água de alimentação
de caldeiras:
Tabela 2
Pressão Sólidos
Totais
Alcali-
nidade
Sólidos
Suspensos Sílica
PSIG PPM PPM PPM PPM
0 - 20 3500 700 300 125
21 – 30 3000 600 250 90
31 – 40 2500 500 150 50
41 – 50 2000 400 100 35
51 – 60 1500 300 60 20
61 –70 1250 250 40 8
71 – 100 1000 200 20 2,5
101 – 140 750 150 10 1,0
>140 500 100 5 0,5
VI. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
Independentemente do tipo de caldeira ou da
proporção das impurezas, quando se tem uma
produção de vapor superior a 4500 kg por hora,
caso típico das centrais termelétricas, deve existir
um sistema de tratamento d’água.
Do mesmo modo, quando a água tem mais de 8
graus de dureza permanente ou mais de 18 graus
de dureza total, faz-se necessária a instalação do
sistema e, devido à sua importância para o bom
funcionamento da central, bem como pelo seu
próprio custo, deve ser bem cuidado no que diz
respeito à manutenção de todos os seus
equipamentos, o que contribui para aumentar sua
vida útil.
No Brasil, já existem centrais operando há mais
de 30 anos e em bom estado de conservação.
Desta forma, um valor de vida útil econômica de
25 anos para sistemas de tratamento de água é
bastante viável e aceitável.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 567 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
REFERÊNCIAS
[1] Pera, H., Geradores de Vapor, Editora Fama
S/C Ltda., São Paulo, 1990.
[2] Torreira, R. P., Geradores de Vapor, Editora
Libris, São Paulo, 1995.
[3] Pull, E., Calderas de Vapor Editorial Gustavo
Gili, S.A., Barcelona,1989.
[4] Nordel, E., Water Treatment, Reinhold
Publishing Corporation, New York, 1965.
[5] Kohan, A.L.; Spring Jr., H.M., Boiler Operator’s
Guide, McGraw-Hill, Inc. New York, 1991.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 568 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Transformador de Aterramento
RESUMO
Um transformador de aterramento é um
transformador usado com intuito de haver fluxo de
corrente do neutro para o terra. Por se tratar de
um dispositivo que trabalha em períodos muito
curto de tempo, o seu custo e seu tamanho são
menores que os de transformadores comuns.
Autotransformadores zig-zag também podem ser
usados como transformadores de aterramento.
Neste tipo de conexão as impedâncias de
seqüência positiva e negativa podem ser
consideradas iguais a Zm, sob condições normais
de tensão, e, portanto podem ser consideradas
infinitas. Observando-se os históricos de falhas
desses equipamentos, nota-se que na verdade
ocorrem defeitos em seus componentes e não a
falha do equipamento como um todo. Os
componentes instalados no corpo do
transformador, expostos a ação do tempo, chuva,
calor, frio, apresentam um histórico grande de
falhas, segundo levantamento do setor elétrico.
Como estes equipamentos não estão expostos a
sobrecarregamento, não sofrem envelhecimento
acelerado pela ação da temperatura. Assim, o
fator que pode influir na forma de envelhecimento
destes transformadores é o meio de isolação do
óleo isolante com o meio ambiente, respiração
livre, sílica-gel, membrana, etc. Em termos de
manutenção, esses equipamentos sofrem
inspeções e testes em períodos pré-
estabelecidos. Desta forma, considerando-se as
falhas características destes equipamentos e suas
influências na vida útil do equipamento, e ainda,
os critérios de manutenção adotados para estes
transformadores, pode-se estimar uma vida útil
econômica de aproximadamente 50 anos para
este tipo de equipamento.
I. INTRODUÇÃO
Um transformador de aterramento pode ser usado
com a finalidade de se reduzir a impedância de
seqüência zero, e conseqüentemente reduzir o
deslocamento de neutro, ou ainda para aterrar um
sistema não aterrado. A impedância efetiva de um
enrolamento estrela-delta seria igual a impedância
de seqüência zero e apareceria como ramo em
paralelo no diagrama de seqüência zero. Como
nenhuma corrente de seqüência positiva (a menos
da corrente de excitação) pode fluir neste sistema,
o transformador não apareceria como uma
impedância nem no diagrama de seqüência
positiva, nem no de seqüência negativa.
Um transformador de aterramento é um
transformador usado com intuito de haver fluxo de
corrente do neutro para o terra. A potência
nominal de um transformador de aterramento
trifásico, ou de um banco de aterramento, é o
produto da tensão normal de linha ao terra pela
corrente de neutro que o transformador está
projetado para conduzir sob condições de falta
durante um tempo especificado. O período de um
minuto é geralmente utilizado para especificação
em transformadores de aterramento, entretanto
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 569 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
outras taxas previstas em norma podem ser
especificadas dependendo da tarefa a ser
realizada. Como se trata de um dispositivo que
trabalha em períodos muito curto de tempo o seu
custo e seu tamanho são menores que os de
transformadores comuns.
Autotransformadores zig-zag também podem ser
usados como transformadores de aterramento.
Neste tipo de conexão as impedâncias de
seqüência positiva e negativa podem ser
consideradas iguais a Zm, sob condições normais
de tensão, e, portanto podem ser consideradas
infinitas.
Quando ocorre uma falta, a corrente de seqüência
zero é igual e oposta em cada enrolamento de
cada fase do transformador, e, portanto “verá" a
impedância de dispersão entre os enrolamentos.
Logo, a impedância Z0 é igual em ohms à
impedância entre dois enrolamentos em cada
fase.
II. CARACTERÍSTICAS
A tensão nominal de um transformador de
aterramento é a tensão de linha para qual a
unidade é projetada.
Quando em operação em tensão trifásica nominal
equilibrada, somente a corrente de excitação
circula nos enrolamentos de um transformador de
aterramento. Correntes de magnitudes
consideráveis começam a circular no circuito de
aterramento somente quando uma falta
envolvendo o terra ocorre no sistema conectado.
Transformadores de aterramento, particularmente
em zig-zag, normalmente são projetados tal que a
corrente nominal de neutro flua quando uma falta
fase-terra sólida é aplicada aos terminais do
transformador, assumindo que a tensão de
alimentação seja totalmente mantida. Isto é
equivalente a 100% da tensão de seqüência-zero
imposta aos terminais do transformador
resultando na circulação da corrente nominal de
neutro.
Transformadores de potência convencionais
podem ser conectados para servirem como
transformadores de aterramento, mas a corrente e
os valores de tempo para serviço de aterramento
estão abertos para questionamentos dependendo
da forma e detalhes de construção. Quando esses
valores modificados são desejados, eles devem
ser obtidos de fabricantes.
II.1. IMPEDÂNCIAS ESTRELA-DELTA
A impedância para correntes de seqüência-zero
em cada fase de um banco de aterramento
estrela-delta, solidamente aterrado, incluindo
unidades monofásicas é igual a ZPS, a
impedância de fuga ôhmica entre um enrolamento
primário (estrela) e o correspondente enrolamento
secundário (delta):
Z0 = ZPS
A impedância percentual de seqüência-zero é
normalmente expressa em termos de potência e
tensão de linha:
2GPS
0 kV10U.Z
%Z =
Onde:
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 570 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
UG = (tensão de fase) X (corrente nominal
de neutro)
Em um transformador de aterramento trifásico
estrela-delta, Z0 pode ser menor que ZPS por um
fator dependendo da forma de construção do
núcleo: uma fração típica de Z0 para ZPS é 0,85,
entretanto variações deste valor para diferentes
projetos são possíveis.
II.2. IMPEDÂNCIAS ZIG-ZAG
A impedância para correntes de seqüência-zero
em cada fase de um banco de aterramento zig-
zag, solidamente aterrado, pode ser derivado
teoricamente da figura:
Figura 1: circuito equivalente de um transformador de
aterramento zig-zag
PS00
0
ppps00
ZZI
E
eeZIE
==
+−×=
A porcentagem da impedância de seqüência -zero
para a conexão zig-zag é normalmente expressa
em termos de potência e tensão fase-fase:
2GPS
0 kV10U.Z
%Z =
III. PRINCIPAIS FALHAS
Observando-se históricos de falhas desses
equipamentos, nota que na verdade ocorrem
defeitos em seus componentes e não falhas do
equipamento como um todo.
Os componentes instalados no corpo do
transformador, expostos a ação do tempo, chuva,
calor, frio, apresentam um histórico grande de
falhas, segundo levantamento do setor elétrico,
devido ao ressecamento de juntas e oxidação de
contatos, porém, no máximo eles podem causar o
desligamento do transformador, sem causar
danos a parte ativa ou diminuir o tempo de vida
útil destes equipamentos.
Como estes equipamentos não estão expostos a
sobrecarregamento, pois são dimensionados para
a carga no momento do projeto e esta carga
normalmente não é variável, não sofrem
envelhecimento acelerado pela ação da
temperatura.
O fator que pode influir na forma de
envelhecimento destes transformadores é o meio
de isolação do óleo isolante com o meio ambiente,
respiração livre, sílica-gel, membrana, etc...
IV. MANUTENÇÃO PREVENTIVA E
PREDITIVA
Mensalmente, o transformador sofre inspeção
visual quanto a estanqueidade, fixação de
componentes, estado da pintura, sinais de sobre-
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 571 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
aquecimento, conexões, fixação na base (quando
for o caso).
Anualmente, além da inspeção mensal, é retirada
uma amostra de óleo isolante para análise físico-
química e cromatográfica, e testada a atuação dos
dispositivos primários (relés de fluxo ou bucholz,
fins-de-curso, válvula de alívio, etc.).
Além das inspeções e testes anteriores,
quadrianualmente, faz-se ensaios elétricos
(capacitância, fator de potência, isolação DC,
relação de transformação, resistência ôhmica).
V. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
No estudo da vida útil deste tipo de equipamento é
importante ressaltar a contribuição de cada falha
característica na redução ou não do tempo de
vida. Foi observado neste estudo os componentes
do transformador que estão mais propensos a
defeitos. São eles os componentes instalados no
corpo do transformador, expostos a ação do
tempo, chuva, calor, frio, devido ao ressecamento
de juntas e oxidação de contatos Contudo, no
máximo eles podem causar o desligamento do
transformador, sem causar danos a parte ativa ou
diminuir o tempo de vida útil destes equipamentos.
Além disso, como estes equipamentos não estão
expostos a sobrecarregamento, não sofrem
envelhecimento acelerado pela ação da
temperatura. Assim, o fator que pode influir na
forma de envelhecimento destes transformadores
é o meio de isolação do óleo isolante com o meio
ambiente, respiração livre, sílica-gel, membrana,
etc.
Desta forma, considerando-se as falhas
características destes equipamentos e suas
influências na vida útil do equipamento, e ainda,
os critérios de manutenção adotados para estes
transformadores, pode-se estimar uma vida útil
econômica de aproximadamente 50 anos para
este tipo de equipamento.
REFERÊNCIAS
[1] Electrical Transmission and Distribuition
Reference Book, Central Station Engineers of the
Westinghouse Electric Corporation, 4th edition,
1950.
[2] Cogo, J. R., e. Abreu, J. P. G, Transformador
de Aterramento, CEMAN-SE, Vol. 3, parte 4,
1983.
[3] Informações coletadas de concessionárias e
empresas do setor elétrico.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 572 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Transformador de Distribuição
RESUMO
Os transformadores de distribuição são
equipamentos elétricos que, por indução
eletromagnética, transforma tensão e corrente
alternada entre dois ou mais conjuntos de espiras
(enrolamentos), com a mesma frequência e,
geralmente, com valores diferentes de tensão e
corrente. Os transformadores são dimensionados
para funcionarem sob determinadas condições de
carga e temperatura dos enrolamentos acima da
temperatura ambiente. A operação dos
transformadores com cargas e temperaturas
acima dos especificados irá afetar no valor da vida
útil do equipamento. Esta redução na expectativa
de vida do transformador se dará devido,
principalmente, à deterioração da isolação em
função do tempo e da temperatura. O
transformador poderá funcionar com a carga
máxima programada de 150% e com a carga
máxima de emergência de 200%, desde que não
existam as seguintes limitações: capacidade
térmica dos enrolamentos, capacidade do sistema
de refrigeração, expansão do líquido isolante,
pressão nas unidades seladas, fluxo de dispersão,
buchas, conexões, comutadores de derivação e
outros. Qualquer um destes itens pode limitar o
carregamento e o fabricante do transformador
deverá ser consultado sobre estes limites. Para o
bom funcionamento dos transformadores de
distribuição deve-se utilizar dentro dos limites
recomendados de carregamento de potência, e
quando estes limites forem ultrapassados realizar
um trabalho de reforma e melhoramento da rede
de distribuição com a substituição do
transformador, e caso necessário, realizar
também o recondutoramento da rede de
distribuição. Deve-se realizar também as
inspeções periódicas a cada 12 meses, medição
da resistência e retirada de uma amostra do óleo
isolante a cada 5 anos e uma revisão completa
com 10 anos de utilização. Com isso a expectativa
de vida útil destes transformadores é de 20 anos.
I. INTRODUÇÃO
Os transformadores de distribuição são
equipamentos elétricos que, por indução
eletromagnética, transforma tensão e corrente
alternada entre dois ou mais enrolamentos, sem
alteração da frequência.
A temperatura ambiente é um fator para a
limitação da capacidade de carga do
transformador de potência, pois com esta
temperatura se determina a temperatura do ponto
mas quente do enrolamento.
Os transformadores, usualmente, operam em um
ciclo de carga que se repete a cada 24 horas.
Este ciclo de carga pode ser constante ou poderá
ter um ou mais picos durante o período.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 573 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
II. CARACTERÍSTICAS GERAIS
Os transformadores de distribuição são
dimensionados para operar sob as seguintes
condições normais:
• Altitude de até 1000 metros;
• Temperatura máxima do meio de
resfriamento; de 40ºC e média diária não
superior a 30ºC para o resfriamento a ar;
• Temperatura máxima do meio de
resfriamento; de 30ºC e média diária não
superior a 25ºC para o resfriamento a
água.
Para as condições especiais de funcionamento,
estes transformadores exigem uma construção
especial e/ou revisão de alguns valores nominais,
instalação e deverão ser levadas ao conhecimento
do fabricante.
III. CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS
Antes do iniciar-se os comentários sobre a vida
útil dos transformadores será realizado uma breve
apresentação das partes componentes deste
equipamento. Este procedimento tem por objetivo
mostrar todos os acessórios que compõem um
transformador. A Figura 1 a seguir mostra os
aspectos principais de um transformador em corte,
mostrando suas principais partes componentes.
Seguindo a numeração da Figura 1 pode-se
identificar as partes:
1 Bucha de tensão superior
1.1 - Terminal de tensão superior
2 Tampa
3 Abertura para inspeção
4 Guarnição
5 Comutador
6 Armadura
7 Núcleo
8 Bobinas
8.1 – Bobinas de tensão inferior
8.2 – Bobinas de tensão superior
9 Tanque
9.1 – Olhal de suspensão
9.2 – Radiador
9.3 – Suporte para fixação
10 Bucha de tensão inferior
10.1 – Terminal de tensão inferior
11 Placa de identificação
12 Dispositivo de aterramento.
Figura 1 – Transformador em corte
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 574 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
O sistema de isolamento de um transformador de
distribuição é o fator que irá determinar a vida útil
do equipamento, é constituída basicamente por
dois tipos: A isolação denominada sólida que é
constituída de papel de natureza molecular
celulósica e a parte líquida que é composta pelos
óleos minerais e os ascaréis.
Os principais tipos de papel empregados como
isolante em transformadores são o papel kraft e o
papelão kraft (derivado da fibra de madeira), o
papel manilha (composto por fibras de madeira e
cânhamo), pressboard (composto de papelão com
fibra de algodão) e o prespan. Todos esses
materiais possuem a característica de
apresentarem alta resistência de isolamento
quando secos, ou seja na faixa de 0,5% a 1% de
umidade, além de serem altamente higroscópicos.
O óleo mineral é utilizado nos equipamentos
elétricos que necessitem de um meio com elevada
resistência de isolamento, como é o caso dos
transformadores. A fonte primária de produção do
óleo mineral é o petróleo. O óleo mineral isolante
para que seja utilizado para este fim tem de ser
observado algumas características físicas como:
ponto de fulgor, ponto de fluidez, densidade,
viscosidade, ponto de anilina tensão interfacial, e
principalmente a sua solubilidade em água.
As características elétricas que devem ser
observadas no óleo isolante são:
• Rigidez dielétrica: É medida pelo valor da
tensão alternada para qual ocorre a
descarga disruptiva na camada de óleo
que está entre dois eletrodos em forma de
disco, conforme recomendado pela ASTM,
método D877.
• Fator de potência: É medido como sendo o
cosseno do ângulo de fase ou seno do
ângulo de perdas do mesmo. Este valor
aumenta na medida em que ocorre a
deterioração do óleo isolante. Esta
mediada revela a intensidade da corrente
que flui através do óleo à medida em que
aumenta a sua contaminação.
Os ascaréis são um grupo de hidrocarbonetos
clorados, sintéticos altamente resistentes ao fogo
e com excelentes características isolantes.
Atualmente os ascaréis não são utilizados mais
em equipamentos elétricos uma vez que ficou
comprovado que resulta em sérios problemas de
saúde às pessoas que entram em contato com
este produto.
A propriedade de condutibilidade dos materiais
depende da disponibilidade de um grande número
de elétrons na banda de condução. A aplicação de
um campo elétrico resultante de uma diferença de
potencial resulta em um fluxo de elétrons,
orientado segundo a polaridade do campo elétrico
aplicado. Os materiais isolantes têm um número
muito reduzido de elétrons livres na banda de
condução. Uma grandeza que revela esta
condição é a resistência específica (ρ) dos
materiais. O cobre que é um bom condutor,
apresenta uma resistividade específica da ordem
de 1,7 10-6 [Ω][cm], enquanto a dos materiais
isolantes é da ordem de 1015 [Ω][cm]. Os materiais
isolantes são constituídos de matérias orgânicas,
que contém impurezas, que podem ser ionizáveis,
conduzindo corrente elétrica.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 575 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Existem também moléculas polarizadas, cujos os
átomos têm uma afinidade polar. Uma parte das
moléculas polarizadas tem carga positiva e as
outras negativas. Por influência de um campo
elétrico as moléculas polares giram orientando-se
no material. A molécula de celulose, substância
que compõe grande parte da isolação dos
transformadores e máquinas girantes, possui
grupos funcionais bipolares do tipo oxidrila (OH-),
que lhe confere a qualidade de bom isolante
quando seca.
A penetração de água no isolante, resulta na
dissociação de suas impurezas ionizáveis dando
origem a íons, que criam uma condição favorável
para a passagem de corrente elétrica, em outras
palavras há um aumento na sua condutividade.
No entanto, as isolações elétricas dos
transformadores não são homogêneas por serem
formados de materiais com diferentes
características dielétricas. Que se sobrepõem em
camadas e, em cujas interfaces podem localizar
moléculas ionizáveis.
Com o umedecimento da massa isolante, essas
moléculas se dissociam formando íons, que se
orientam e se deslocam na direção do campo
elétrico. Este fenômeno é conhecido como
absorção dielétrica. Quando se aplica corrente
contínua a um dielétrico, a corrente estabelece por
três componentes.
• A corrente de carregamento do capacitor,
que decresce rapidamente, atingindo
valores próximos de zero, quando o
capacitor está carregado.
• A corrente de dispersão, que passa pela
superfície e pelo interior da massa do
dielétrico. Esta corrente possui
características que podem indicar o
comportamento do isolante quando em
operação. Uma corrente de dispersão
constante, com tensão DC constante no
tempo, aplicada ao isolante, revela que a
isolação tem capacidade para resistí-la.
Por outro lado se a corrente aumentar com
o tempo de aplicação da tensão, é
provável que a isolação venha a falhar.
• A corrente de absorção. Esta corrente está
relacionada principalmente com o
fenômeno da polarização nas interfaces do
dielétrico.
No início da aplicação da tensão, seu valor é mais
elevado e decresce com o tempo de aplicação da
tensão. O fenômeno do reaparecimento da tensão
nos terminais de um capacitor após a remoção do
curto circuito para descarregá-lo é atribuída ao
fenômeno da absorção dielétrica. Por esse motivo
o isolante sob teste deve permanecer curto-
circuitado por tempo suficiente para poder haver o
desaparecimento completo da tensão.
Um dos teste de avaliação do sistema de
isolamento pode ser pela aplicação de corrente
contínua. Este método consiste em aplicar-se
tensão contínua constante no valor adequado,
através de um instrumento denominado megger, e
fazer leituras aos 15, 30, 45 e 60 segundos e, em
seguida, a cada minuto até completar-se 10
minutos. Uma isolação em boas condições dará
valores que aumentam progressivamente. Uma
isolação em condições satisfatórias dará valores
pouco variáveis. Com estes valores de resistência
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 576 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
de isolamento pode-se obter os índices de
qualidade do isolamento.
III.1. ÍNDICE DE POLARIZAÇÃO
O índice de polarização (IP) é calculado dividindo-
se o valor da resistência de isolamento (RI)
medida aos 10 minutos por seu respectivo valor a
1 minuto, corrigidos para a temperatura de 70oC,
conforme indica a ABNT.
RI(1min)RI(10min)
IP =
Para a correção dos valores de resistências de
isolamento, recorre-se a fórmula:
a70 50RIRI o ),()()( θ=
Onde:
10C70
ao θ−
−
θ = temperatura de ensaio.
A avaliação das condições da isolação pelo índice
de polarização recai nas faixas de valores
indicados na tabela a seguir.
Condições da isolação Índice de polarização
Perigosa Menor que 1
Pobre De 1,0 a 1,1
Questionável De 1,1 a 1,25
Satisfatória De 1,25 a 2,0
Boa Acima de 2,0
IV. MANUTENÇÃO PREDITIVA E
PREVENTIVA
Conceituando a manutenção como toda ação
realizada em um equipamento, estrutura ou
sistema que se esteja controlando, conservando
ou restaurando, a fim de que o mesmo permaneça
em funcionamento ou retorne a suas funções
primitivas. Estas atividades de manutenção em
equipamentos elétricos são classificados
conforme a natureza dos trabalhos a serem
executados e os objetivos a serem alcançados,
estes tipos de manutenção são: manutenção
corretiva, preventiva e preditiva.
A manutenção preventiva é caracterizada pela
intervenção no equipamento prevendo a falha ou
defeito, podendo ser realizada de forma rotineira,
com tempos de intervalo de execução conforme a
característica e o comportamento do equipamento
a sofrer a manutenção, e atividades previamente
conhecidas, com o intuito de detectar prováveis
falhas ou defeitos, ainda que incipientes.
A manutenção preditiva, é toda ação periódica de
controle realizada em um equipamento visando as
condições para determinação do melhor momento
de intervir, a fim de que o mesmo continue
cumprindo com suas funções, minimizando as
intervenções corretivas, de preferência com o
equipamento em condições normais de operação,
minimizando também os custos da manutenção.
A manutenção preditiva permite reajustar as
previsões de manutenção corretiva a efetuar,
acompanhando-se a tendência evolutiva do
funcionamento e estimar o tempo pelo qual é
possível utilizá-lo antes da possível avaria.
Portanto, para esse tipo de manutenção é
necessária a monitoração dos estados da
condição de um equipamento.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 577 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Para os transformadores de distribuição deve-se
realizar os seguintes tipos de inspeção:
Periódica a cada 12 meses com o transformador
energizado, limitando se a uma observação a
distância dos seguintes itens:
• Verificação da inexistência de fissuras,
lascas ou sujeiras nas buchas e danos
externos no tanque ou acessórios;
• Estado dos terminais e ligações;
• Possíveis vazamentos;
• Indícios de corrosão;
• Verificação de ruidos anormais de origem
mecânica ou elétrica;
• Verificação do aterramento e sistema de
proteção;
• Verificação do nível de óleo isolante.
A cada 5 anos deve-se realizar o ensaio de
resistência de isolamento e também retirar uma
amostra do líquido isolante para análise em
laboratório.
A cada 10 anos deve-se realizar uma revisão
completa do transformador, necessitando para
tanto que a unidade seja enviada à oficina.
V. MANUTENÇÃO CORRETIVA
A manutenção corretiva caracteriza-se pela
intervenção no equipamento após ser constatado
o defeito ou falha, conforme o nome indica,
procedendo ao reparo ou correção do defeito,
normalmente realizada com o equipamento
desligado.
VI. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
Um transformador é constituído de diversos
materiais isolantes, tendo como principais
materiais o papel e o óleo. Os óleos isolantes são
produzidos a partir de óleos crus de base
naftênica ou parafinica, e quando utilizado em
transformadores executa dupla função: como
fluído responsável pela refrigeração do
equipamento, diminuindo as perdas elétricas do
equipamento e contribuindo com o prolongamento
da vida útil do transformador ao fazer com que
esse opere em temperaturas menores, e como
líquido isolante elétrico (dielétrico). Controlar as
condições fisico-químicas do óleo isolante bem
como os subprodutos existentes em sua
composição, gases e furanos, durante a vida de
um transformador de potência, é uma boa técnica
de acompanhamento das condições operativas
deste transformador.
O processo de envelhecimento de um
transformador está diretamente relacionado com a
resistência mecânica do papel isolante de sua
isolação sólida, sendo o componente que tem a
capacidade de se deteriorar ou perder suas
qualidades mecânicas, sem no entanto perder
suas características dielétricas. Os fatores que
mais influenciam na perda de qualidade e
degradação do papel são: umidade, temperatura e
agentes oxidantes, fatores estes que se
apresentam normalmente durante a operação dos
transformadores e que causam o aparecimento de
glucose livre devido ao seccionamento da cadeia
da celulose na ligação glicosídica. Na degradação
térmica, além da glucose livre são formados:
água, óxidos de carbono (CO e CO2) e ácidos
orgânicos.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 578 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Na degradação hidrolítica, catalisada pela
presença de um ácido, ocorre a quebra das
ligações glicosídicas da cadeia de celulose,
formando glucose livre. A água em presença dos
compostos ácidos formados pela oxidação dos
hidrocarbonetos do óleo mineral isolante,
participará da degradação do papel isolante.
Na degradação oxidativa são formados ácidos,
aldeídos e água. Quando a oxidação envolve os
carbonos 2 e 3, abre-se a estrutura do anel de
glucose, formando CO, CO2 e H2. As modificações
enfraquecem as ligações glicosídicas,
contribuindo para a cisão da cadeia da celulose,
com a formação de glucose livre. Outros produtos
formados na degradação da celulose são os
furanos, ao contrário da glucose, são solúveis no
óleo mineral e detectáveis neste liquido dielétrico.
Durante a operação do transformador, à medida
que o papel vai envelhecendo, há um decréscimo
de suas propriedades mecânicas, relacionando a
uma diminuição do Grau de Polimerização (GP)
do papel. O fim-de-vida do papel como isolante é
considerado quando retém de 40 a 50% dos
valores originais de suas propriedades mecânicas,
o que corresponde à uma faixa de valores de GP
de 100 à 250. A dificuldade de determinação do
final-de-vida de um isolamento nos equipamentos
em operação a partir da determinação do GP, está
na dificuldade da preparação de corpos de prova,
isto é, existe a necessidade de interromper a
operação do equipamento, drenar o óleo isolante,
colher amostras do local de maior temperatura do
enrolamento celulósico, e reparar esse ponto.
Finalmente, pode-se afirmar que a vida útil dos
transformadores de distribuição hoje instalados
nas redes de distribuição das concessionárias e
nas subestações primária dos consumidores
atendidos na classe A4 é da ordem de 20 anos,
sendo que este valor poderá ser modificado
segundo as condições de manutenção e de
operação que ele estiver submetido durante sua
vida útil.
REFERÊNCIAS
[1] Mileaf, H., - Eletricidade – Ed. Martins Fontes,
1a ed., São Paulo, 1982.
[2] Milasch, M., - Manutenção de Transformadores
em líquido isolante – Editora Edgard Blücher Ltda,
1984, São Paulo.
[3] Alain F.S. Levy,Alexandre Neves, Femando A
Chagas, Helvio J. A Martins, José A M. Duque,
Márcio Sanglard, Marta M. Olivieri, Walter R.C.
Filho , José M. Chaves, Diagnóstico Integrado de
Transformadores de Potência, In: ERLAC, VI II,
1999, Ciudad del Leste, Paraguay
[4] Binda, Milton - Avaliação da Expectativa de
Vida de Transformadores de Potência Através da
Degradação do Isolamento Celulósico, Rio de
Janeiro, Furnas Centrais Elétricas, Março/1998.
[5] Barreto Júnior, José Tenório, Rangel Pesenti
Gilcinda, M Chaves José Antonio, Influência da
Manutenção no Óleo Isolante de Transformadores
de Potência, sobre as Concentrações de Furanos
(FAL-2), In: ERLAC, VIII, 1999, Ciudad del Leste,
Paraguay.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 579 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
[6] NBR 5416, Aplicação de Cargas em
Transformadores de Potência, Procedimento
[7] NBR 7036, Recebimento, Instalação e
Manutenção de Transformadores de Distribuição,
Imersos em Óleo Isolante Mineral, Procedimento
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 580 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Transformador de Força
RESUMO
Os transformadores de força são equipamentos
elétricos que, por indução eletromagnética,
transforma tensão e corrente alternada entre dois
ou mais conjuntos de espiras (enrolamentos), com
a mesma frequência e, geralmente, com valores
diferentes de tensão e corrente. Os
transformadores são dimensionados para
funcionarem sob determinadas condições de
carga e temperatura dos enrolamentos acima da
temperatura ambiente. A operação dos
transformadores com cargas e temperaturas
acima dos especificados irá afetar no valor da vida
útil do equipamento. Esta redução na expectativa
de vida do transformador se dará devido,
principalmente, à deterioração da isolação em
função do tempo e da temperatura. O
transformador poderá funcionar com a carga
máxima programada de 150% e com a carga
máxima de emergência de 200%, desde que não
existam as seguintes limitações: capacidade
térmica dos enrolamentos, capacidade do sistema
de refrigeração, expansão do líquido isolante,
pressão nas unidades seladas, fluxo de dispersão,
buchas, conexões, comutadores de derivação e
outros. Qualquer um destes itens pode limitar o
carregamento e o fabricante do transformador
deverá ser consultado sobre estes limites. Para o
operação do transformador de força sob
condições de carga máxima, estes deverão ser
fabricados com equipamentos auxiliares no
sistema de resfriamento, tais como: bombas e
ventiladores. Para o bom funcionamento dos
transformadores de força deve-se realizar os
serviços de manutenção preventiva e verificação
da situação do óleo isolante em períodos
regulares. Com isso a expectativa de vida útil
destes transformadores de força é de 30 anos.
I. INTRODUÇÃO
Os transformadores de força são equipamentos
elétricos que, por indução eletromagnética,
transforma tensão e corrente alternada entre dois
ou mais enrolamentos, sem alteração da
frequência.
A temperatura ambiente é um fator para a
limitação da capacidade de carga do
transformador de força, pois com esta temperatura
se determina a temperatura do ponto mas quente
do enrolamento. São classificados em duas
categorias de acordo com a sua potência nominal
(P) - categoria I para P menor ou igual a 10MVA e
categoria II para P maior que 10MVA.
Os transformadores, usualmente, operam em um
ciclo de carga que se repete a cada 24 horas.
Este ciclo de carga pode ser constante ou poderá
ter um ou mais picos durante o período.
II. CARACTERÍSTICAS GERAIS
Os transformadores de força são dimensionados
para operar sob as seguintes condições normais:
• Altitude de até 1000 metros;
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 581 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
• Temperatura máxima do meio de
resfriamento; de 40ºC e média diária não
superior a 30ºC para o resfriamento a ar;
• Temperatura máxima do meio de
resfriamento; de 30ºC e média diária não
superior a 25ºC para o resfriamento a
água.
Para as condições especiais de funcionamento,
estes transformadores exigem uma construção
especial e/ou revisão de alguns valores nominais,
instalação e deverão ser levadas ao conhecimento
do fabricante.
III. CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS
Os transformadores de força possuem
basicamente os seguintes itens para a sua
fabricação:
• Buchas para as tensões superior e inferior;
• Comutador de derivações;
• Enrolamento primário e secundário;
• Núcleo de aço silício;
• Tanque do transformador;
• Radiadores;
• Juntas de vedação;
• Tanque para o reservatório do óleo
mineral;
• Equipamentos de supervisão e controle
durante a operação;
• Placa de identificação;
• Isolamento entre as fases e a carcaça;
• Sistema de resfriamento forçado.
O sistema de isolamento de um transformador de
força é o fator que irá determinar a vida útil do
equipamento, é constituída basicamente por dois
tipos: A isolação denominada sólida que é
constituída de papel de natureza molecular
celulósica e a parte líquida que é composta pelos
óleos minerais e os ascaréis.
Os principais tipos de papel empregados como
isolante em transformadores são o papel kraft e o
papelão kraft (derivado da fibra de madeira), o
papel manilha (composto por fibras de madeira e
cânhamo), pressboard (composto de papelão com
fibra de algodão) e o prespan. Todos esses
materiais possuem a característica de
apresentarem alta resistência de isolamento
quando secos, ou seja na faixa de 0,5% a 1% de
umidade, além de serem altamente higroscópicos.
O óleo mineral é utilizado nos equipamentos
elétricos que necessitem de um meio com elevada
resistência de isolamento, como é o caso dos
transformadores. A fonte primária de produção do
óleo mineral é o petróleo. O óleo mineral isolante
para que seja utilizado para este fim tem de ser
observado algumas características físicas como:
ponto de fulgor, ponto de fluidez, densidade,
viscosidade, ponto de anilina tensão interfacial, e
principalmente a sua solubilidade em água.
As características elétricas que devem ser
observadas no óleo isolante são:
• Rigidez dielétrica: É medida pelo valor da
tensão alternada para qual ocorre a
descarga disruptiva na camada de óleo
que está entre dois eletrodos em forma de
disco, conforme recomendado pela ASTM,
método D877.
• Fator de potência: É medido como sendo o
cosseno do ângulo de fase ou seno do
ângulo de perdas do mesmo. Este valor
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 582 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
aumenta na medida em que ocorre a
deterioração do óleo isolante. Esta
mediada revela a intensidade da corrente
que flui através do óleo à medida em que
aumenta a sua contaminação.
Os ascaréis são um grupo de hidrocarbonetos
clorados, sintéticos altamente resistentes ao fogo
e com excelentes características isolantes.
Atualmente os ascaréis não são utilizados mais
em equipamentos elétricos uma vez que ficou
comprovado que resulta em sérios problemas de
saúde às pessoas que entram em contato com
este produto. Lesões dermatológicas, alterações
morfológicas nos dentes fígado e rins são
algumas das doenças observadas.
A propriedade de condutibilidade dos materiais
depende da disponibilidade de um grande número
de elétrons na banda de condução. A aplicação de
um campo elétrico resultante de uma diferença de
potencial resulta em um fluxo de elétrons,
orientado segundo a polaridade do campo elétrico
aplicado. Os materiais isolantes têm um número
muito reduzido de elétrons livres na banda de
condução. Uma grandeza que revela esta
condição é a resistência específica (ρ) dos
materiais. O cobre que é um bom condutor,
apresenta uma resistividade específica da ordem
de 1,7 10-6 [Ω][cm], enquanto a dos materiais
isolantes é da ordem de 1015 [Ω][cm]. Os materiais
isolantes são constituídos de matérias orgânicas,
que contém impurezas, que podem ser ionizáveis,
conduzindo corrente elétrica.
Existem também moléculas polarizadas, cujos os
átomos têm uma afinidade polar. Uma parte das
moléculas polarizadas tem carga positiva e as
outras negativas. Por influência de um campo
elétrico as moléculas polares giram orientando-se
no material. A molécula de celulose, substância
que compõe grande parte da isolação dos
transformadores e máquinas girantes, possui
grupos funcionais bipolares do tipo oxidrila (OH-),
que lhe confere a qualidade de bom isolante
quando seca.
A penetração de água no isolante, resulta na
dissociação de suas impurezas ionizáveis dando
origem a íons, que criam uma condição favorável
para a passagem de corrente elétrica, em outras
palavras há um aumento na sua condutividade.
No entanto, as isolações elétricas dos
transformadores não são homogêneas por serem
formados de materiais com diferentes
características dielétricas. Que se sobrepõem em
camadas e, em cujas interfaces podem localizar
moléculas ionizáveis.
Com o umedecimento da massa isolante, essas
moléculas se dissociam formando íons, que se
orientam e se deslocam na direção do campo
elétrico. Este fenômeno é conhecido como
absorção dielétrica. Quando se aplica corrente
contínua a um dielétrico, a corrente estabelece por
três componentes.
• A corrente de carregamento do capacitor,
que decresce rapidamente, atingindo
valores próximos de zero, quando o
capacitor está carregado.
• A corrente de dispersão, que passa pela
superfície e pelo interior da massa do
dielétrico. Esta corrente possui
características que podem indicar o
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 583 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
comportamento do isolante quando em
operação. Uma corrente de dispersão
constante, com tensão DC constante no
tempo, aplicada ao isolante, revela que a
isolação tem capacidade para resistí-la.
Por outro lado se a corrente aumentar com
o tempo de aplicação da tensão, é
provável que a isolação venha a falhar.
• A corrente de absorção. Esta corrente está
relacionada principalmente com o
fenômeno da polarização nas interfaces do
dielétrico.
No início da aplicação da tensão, seu valor é mais
elevado e decresce com o tempo de aplicação da
tensão. O fenômeno do reaparecimento da tensão
nos terminais de um capacitor após a remoção do
curto circuito para descarregá-lo é atribuída ao
fenômeno da absorção dielétrica. Por esse motivo
o isolante sob teste deve permanecer curto-
circuitado por tempo suficiente para poder haver o
desaparecimento completo da tensão.
Um dos teste de avaliação do sistema de
isolamento pode ser pela aplicação de corrente
contínua. Este método consiste em aplicar-se
tensão contínua constante no valor adequado,
através de um instrumento denominado megger, e
fazer leituras aos 15, 30, 45 e 60 segundos e, em
seguida, a cada minuto até completar-se 10
minutos. Uma isolação em boas condições dará
valores que aumentam progressivamente. Uma
isolação em condições satisfatórias dará valores
pouco variáveis. Com estes valores de resistência
de isolamento pode-se obter os índices de
qualidade do isolamento.
III.1. ÍNDICE DE POLARIZAÇÃO
O índice de polarização (IP) é calculado dividindo-
se o valor da resistência de isolamento (RI)
medida aos 10 minutos por seu respectivo valor a
1 minuto, corrigidos para a temperatura de 70oC,
conforme indica a ABNT.
RI(1min)RI(10min)
IP =
Para a correção dos valores de resistências de
isolamento, recorre-se a fórmula:
a70 50RIRI o ),()()( θ=
Onde:
10C70
ao θ−
−
θ = temperatura de ensaio.
A avaliação das condições da isolação pelo índice
de polarização recai nas faixas de valores
indicados na tabela a seguir.
Condições da isolação Índice de polarização
Perigosa Menor que 1
Pobre De 1,0 a 1,1
Questionável De 1,1 a 1,25
Satisfatória De 1,25 a 2,0
Boa Acima de 2,0
Um outro método de avaliação é pela aplicação de
duas tensões em corrente contínua, este método
consiste em se aplicar duas tensões contínuas, na
relação 1 para 5, por exemplo 500 [V] e 2500 [V],
durante 1 minuto cada uma.
Uma diminuição no valor da resistência de
isolamento de 25% com a tensão mais elevada
em relação à mais baixa é, em geral, devido a
presença de umidade na isolação. A relação entre
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 584 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
as duas resistências é conhecido como índice de
absorção (IA). Os valores adequados do IA são
dados por:
)25,1(2500[V])(500[V]) ⟨=
RIRIIA
Este fenômeno, é atribuído ao fato de a água ter
polaridade positiva e ser atraída para as áreas
com elevado potencial negativo. Durante o teste o
borne negativo do megger é ligado ao condutor de
cobre e o positivo à terra. Portanto a água será
atraída para a área do condutor de cobre,
havendo diminuição na resistência de isolamento.
O fenômeno é conhecido como eletroendosmose
ou efeito Evershed. Com pouca ou nenhuma
umidade na isolação, os valores das duas leituras
serão praticamente iguais.
O fator que pode influir na forma de
envelhecimento destes transformadores é o meio
de isolação do óleo isolante com o meio ambiente,
respiração livre, sílica-gel, membrana, etc.
IV. MANUTENÇÃO PREDITIVA E
PREVENTIVA
A manutenção nos transformadores de força
deverão ser realizadas com os seguintes
períodos:
Inspeções periódicas, através de registros
operacionais obtidos com as leituras dos
instrumentos indicadores. Sendo recomendável a
leitura diária dos indicadores de temperatura, de
nível de óleo, da carga e da tensão do
transformador. Deve se passar nas subestações o
termovisor para detectar pontos de aquecimento
anormal, principalmente nos conectores.
Semestralmente deve-se verificar visualmente os
seguintes equipamentos do transformador:
• Buchas;
• Tanque e radiadores;
• Conservador;
• Controle de aquecimento;
• Sistema de ventilação;
• Sistema de circulação de óleo;
• Dispositivo purificador e secador de ar;
• Dispositivo de alívio de pressão;
• Relé de gás e de pressão;
• Comutadores de derivação;
• Caixa de terminais da fiação de controle e
proteção;
• Ligações externas.
Anualmente deve-se realizar uma inspeção do
líquido isolante, através da retirada de amostras e
comparar os resultados com os valores do ano
anterior. Deve-se realizar também uma análise
dos gases dissolvidos no óleo isolante.
A cada três anos deve-se realizar os seguintes
ensaios de isolamento: fator de potência do
transformador e das buchas; isolamento com
corrente contínua do transformador. Durante este
período de desligamento deverá ser realizados os
testes de funcionamento dos dispositivos de
controle, proteção e resfriamento do
transformador.
V. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
Um transformador é constituído de diversos
materiais isolantes, tendo como principais
materiais o papel e o óleo. Os óleos isolantes são
produzidos a partir de óleos crus de base
naftênica ou parafinica, e quando utilizado em
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 585 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
transformadores executa dupla função: como
fluído responsável pela refrigeração do
equipamento, diminuindo as perdas elétricas do
equipamento e contribuindo com o prolongamento
da vida útil do transformador ao fazer com que
esse opere em temperaturas menores, e como
líquido isolante elétrico (dielétrico).
Controlar as condições fisico-químicas do óleo
isolante bem como os subprodutos existentes em
sua composição, gases e furanos, durante a vida
de um transformador de força, é uma boa técnica
de acompanhamento das condições operativas
deste transformador.
O processo de envelhecimento de um
transformador está diretamente relacionado com a
resistência mecânica do papel isolante de sua
isolação sólida, sendo o componente que tem a
capacidade de se deteriorar ou perder suas
qualidades mecânicas, sem no entanto perder
suas características dielétricas.
Os fatores que mais influenciam na perda de
qualidade e degradação do papel são: umidade,
temperatura e agentes oxidantes, fatores estes
que se apresentam normalmente durante a
operação dos transformadores e que causam o
aparecimento de glucose livre devido ao
seccionamento da cadeia da celulose na ligação
glicosídica. Na degradação térmica, além da
glucose livre são formados: água, óxidos de
carbono (CO e CO2) e ácidos orgânicos.
Na degradação hidrolítica, catalisada pela
presença de um ácido, ocorre a quebra das
ligações glicosídicas da cadeia de celulose,
formando glucose livre. A água em presença dos
compostos ácidos formados pela oxidação dos
hidrocarbonetos do óleo mineral isolante,
participará da degradação do papel isolante.
Na degradação oxidativa são formados ácidos,
aldeídos e água. Quando a oxidação envolve os
carbonos 2 e 3, abre-se a estrutura do anel de
glucose, formando CO, CO2 e H2. As modificações
enfraquecem as ligações glicosídicas,
contribuindo para a cisão da cadeia da celulose,
com a formação de glucose livre. Outros produtos
formados na degradação da celulose são os
furanos, ao contrário da glucose, são solúveis no
óleo mineral e detectáveis neste liquido dielétrico.
Durante a operação do transformador, à medida
que o papel vai envelhecendo, há um decréscimo
de suas propriedades mecânicas, relacionando a
uma diminuição do Grau de Polimerização (GP)
do papel. O fim-de-vida do papel como isolante é
considerado quando retém de 40 a 50% dos
valores originais de suas propriedades mecânicas,
o que corresponde à uma faixa de valores de GP
de 100 à 250. A dificuldade de determinação do
final-de-vida de um isolamento nos equipamentos
em operação a partir da determinação do GP, está
na dificuldade apresentada na preparação de
corpos de prova, isto é, existe a necessidade de
interromper a operação do equipamento, drenar o
óleo mineral isolante, colher amostras do local de
maior temperatura do enrolamento celulósico, e
reparar esse ponto.
Finalmente, pode-se afirmar que a vida útil dos
transformadores de força hoje instalados nas
concessionárias é da ordem de 30 anos, sendo
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 586 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
que este valor poderá ser bastante modificado
segundo as condições de manutenção e de
operação que ele estiver submetido durante sua
vida útil.
REFERÊNCIAS
[1] Mileaf, H. Eletricidade – Ed. Martins Fontes, 1a
ed., São Paulo, 1982.
[2] Milasch, M. Manutenção de Transformadores
em líquido isolante – Editora Edgard Blücher Ltda,
1984, São Paulo.
[3] Alain F.S., Levy, Alexandre Neves, Femando A
Chagas, Helvio J. A Martins, José A M. Duque,
Márcio Sanglard, Marta M. Olivieri, Walter R.C.
Filho, José M. Chaves, Diagnóstico Integrado de
Transformadores de Potência, In: ERLAC, VI II,
1999, Ciudad del Leste, Paraguay.
[4] Binda, Milton - Avaliação da Expectativa de
Vida de Transformadores de Potência Através da
Degradação do Isolamento Celulósico, Rio de
Janeiro, Furnas Centrais Elétricas, Março/1998.
[5] Barreto Júnior, José Tenório, Rangel Pesenti
Gilcinda, M Chaves José Antonio, Influência da
Manutenção no Óleo Isolante de Transformadores
de Potência, sobre as Concentrações de Furanos
(FAL-2), In: ERLAC, VIII, 1999, Ciudad del Leste,
Paraguay.
[6] NBR 5416, Aplicação de Cargas em
Transformadores de Potência, Procedimento.
[7] NBR 7037, Recebimento, Instalação e
Manutenção de Transformadores de Potência, em
Óleo Isolante Mineral, Procedimento.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 587 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Transformador de Medida
RESUMO
Os transformadores de medida são equipamentos
elétricos projetados e construídos especificamente
para alimentarem instrumentos elétricos de
medição, fornecendo um sinal de tensão e de
corrente. Estes equipamentos elétricos são do tipo
estáticos pois no funcionamento recebe e fornece
energia elétrica. Normalmente em sistemas
elétricos acima de 600 V, as medições de tensão
não são realizadas diretamente à rede primária
mas, através de equipamentos denominados
transformadores de potencial que tem as
seguintes finalidades: isolar o circuito de baixa
tensão (secundário) do circuito de alta tensão
(primário) e também reproduzir os efeitos
transitórios e regime permanente aplicados ao
circuitos de alta tensão o mais fielmente possível
no circuito de baixa tensão. Os transformadores
de corrente possui o seu enrolamento ligado em
série com o circuito de alta tensão. A impedância
do transformador de corrente, vista do lado do
enrolamento primário, é desprezível, comparada
com a do sistema ao qual estará instalado. Desta
forma, a corrente que irá circular no primário dos
transformadores de corrente será dada pelo
circuito de potência, denominado de circuito
primário. Geralmente os transformadores de
potencial e de corrente possuem isolamento de
resina epoxi para tensões de operação de até
34,5 kV (tensão de distribuição), para tensões
acima deste valor o isolamento passa a ser de
papel especial submerso em óleo mineral. Para o
bom funcionamento dos transformadores de
medida deve-se realizar os serviços de
manutenção preventiva e verificação da situação
do óleo isolante em períodos regulares. Com isso
a expectativa de vida útil destes transformadores
de medida é de 30 anos.
I. INTRODUÇÃO
O transformador de medida é um equipamento
que consta essencialmente de dois circuitos
elétricos, acoplados através de um circuito
magnético. Um dos circuitos elétricos denominado
de primário, recebe energia de uma fonte AC, e o
outro circuito, denominado de secundário, fornece
energia da mesma forma e frequência, geralmente
com valor da tensão diferente, a uma carga
conectada no seu secundário.
Os circuitos primário e secundário são bobinas de
fios de cobre, em geral com número de espiras do
primário diferente do número de espiras do
secundário. O circuito magnético , denominado de
núcleo, é construído de chapas de ferrossilício
justapostas, mas isoladas umas das outras
visando reduzir as perdas por correntes de
Foucalt.
A classe de exatidão dos transformadores de
medida é de 0,3 ou 0,6%.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 588 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
II. CARACTERÍSTICAS GERAIS
Os transformadores de medida são
dimensionados para operar sob as seguintes
condições normais:
• Altitude de até 1000 metros;
• Temperatura do ar ambiente máxima de
40ºC;
• Temperatura do ar ambiente média diária
não superior a 30ºC;
• Temperatura do ar ambiente mínima de -
10ºC
Para as condições especiais de funcionamento,
estes transformadores exigem uma construção
especial e/ou revisão de alguns valores nominais,
instalação e deverão ser levadas ao conhecimento
do fabricante. Constituem exemplos de condições
especiais:
• Instalação em altitudes superiores a 1000
m;
• Instalação em locais em que a temperatura
do ar ambiente esteja fora dos limites
especificados;
• Exposição a ar excessivamente salino,
vapores, gases ou fumaças prejudiciais;
• Exposição a poeiras excessivas;
• Exposição a materiais explosivos na forma
de gás ou pó;
• Sujeito a vibrações anormais;
• Instalação em locais excessivamente
úmidos e possibilidade de submersão à
água;
• Exigências especiais de isolamento;
• Exigências especiais de segurança
pessoal contra contatos acidentais contra
partes vivas do equipamento;
• Funcionamento em condições não usuais
tais como regime ou frequência incomuns,
ou forma de onda distorcida.
III. CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS
Os transformadores de potencial possuem o
enrolamento primário ligado em derivação com um
circuito elétrico e o enrolamento secundário é
destinado a alimentar bobinas de potencial de
instrumentos elétricos de medição. Na prática é
considerado como um equipamento redutor de
tensão, pois a tensão no circuito secundário é
normalmente menor que a tensão no circuito
primário. Isto ocorre no transformador de potencial
pois o número de bobinas no primário é maior que
no secundário.
Os transformadores de potencial são projetados e
construídos para uma tensão secundária nominal
padronizada de 115 V, sendo a tensão primária
nominal estabelecida de acordo com a tensão
entre fases do circuito em que o transformador de
potencial está ligado.
Os transformadores de potencial do grupo 1 são
projetados para ligação entre fases, do grupo 2
deverão ser ligados entre fase e neutro
eficazmente aterrado e do grupo 3 para ligação
entre fase e neutro de sistema onde não se
garante a eficácia do aterramento.
Os transformadores de potencial a serem ligados
entre fase e neutro são construídos para terem
como tensão primária nominal a tensão entre
fases do circuito dividido por 3 , e como tensão
secundária nominal de 115 / 3 V.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 589 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Os transformadores de potencial são projetados e
construídos para suportar uma sobretensào de até
10% em regime permanente, sem que nenhum
dano lhes seja causado.
Como os transformadores de potencial são
empregados para alimentar instrumentos de alta
impedância (voltímetros, bobina de potencial de
wattímetros, bobina de potencial de medidores de
energia), a corrente secundária é muito pequena e
por isto diz se que os transformadores de
potencial funcionam quase em vazio.
Os transformadores de potencial indutivo são
construídos até um certo nível de tensão (cerca de
245 kV) e a partir deste valor é utilizado a
tecnologia de transformadores de potencial
capacitivos, devido ao aumento excessivo do
número de espiras no enrolamento primário. A
seguir é apresentado um transformador de
potencial indutivo:
Onde:
1 – Isolador de porcelana
2 – Tanque
3 – Núcleo
4 – Enrolamento secundário
5 – Enrolamento primário
6 – Terminal de aterramento
7 – Blindagem
8 – Reservatório
9 Terminal primário
Os transformadores de corrente possuem o
enrolamento primário ligado em série com um
circuito elétrico e o enrolamento secundário é
destinado a alimentar bobinas de corrente de
instrumentos elétricos de medição. Na prática é
considerado como um equipamento redutor de
corrente, pois a corrente no circuito secundário é
normalmente menor que a corrente no circuito
primário. Isto ocorre no transformador de corrente
pois o número de bobinas no primário é menor
que no secundário.
Os transformadores de corrente são projetados e
construídos para uma corrente secundária
nominal padronizada de 5 ampères, sendo a
corrente primária nominal estabelecida de acordo
com a ordem de grandeza da corrente do circuito.
Os transformadores de corrente são projetados e
construídos para suportarem, em regime
permanente, uma corrente maior que a corrente
nominal, sem que nenhum dano lhes seja
causado. A relação entre a corrente máxima
suportável e a corrente nominal é definido como o
fator térmico do transformador de corrente.
Como os transformadores de corrente são
utilizados para alimentar instrumentos elétricos de
baixa impedância (amperímetors, bobinas de
corrente de wattímetros, bobinas de corrente de
medidores de energia), diz-se que os
transformadores de corrente funcionam quase que
em curto circuito.
Os transformadores de corrente são classificados,
de acordo com sua construção, em um dos
seguintes tipos:
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 590 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
• Tipo enrolado, cujo enrolamento primário é
constituído de uma ou mais espiras e
envolve mecanicamente o núcleo do
transformador;
• Tipo barra, onde o enrolamento primário é
constituído por uma barra montada
permanentemente através do núcleo do
transformador;
• Tipo janela, este transformador não possui
primário próprio, e o condutor atravessa o
núcleo através de uma abertura, formando
o circuito primário;
• Tipo bucha, é um transformador de
corrente tipo janela projetado para ser
instalado sobre uma bucha de um
equipamento elétrico;
• Tipo núcleo dividido, é um transformador
tipo janela em que o núcleo é separável ou
basculante, visando facilitar o enlaçamento
do condutor primário, neste caso não é
necessário realizar a interrupção do
circuito para instalar o transformador.
• Tipo com vários enrolamentos primário,
onde possui enrolamento primários
distintos e isolados separadamente,
permitindo realizar conexões dos
enrolamentos primários para diferentes
valores de corrente primária;
• Tipo com vários núcleos, possui vários
enrolamentos secundários isolados
separadamente e montados cada um em
seu próprio núcleo, formando um conjunto
com um único primário, cujas espiras
enlaçam todos os secundários, neste caso
pode-se ter um secundário destinado para
medição e outro para proteção.
O sistema de isolamento de um transformador de
medida é o fator que irá determinar a vida útil do
equipamento, é constituída basicamente por dois
tipos: A isolação denominada sólida que é
constituída de papel de natureza molecular
celulósica e a parte líquida que é composta pelos
óleos minerais.
Os principais tipos de papel empregados como
isolante em transformadores são o papel kraft e o
papelão kraft (derivado da fibra de madeira), o
papel manilha (composto por fibras de madeira e
cânhamo), pressboard (composto de papelão com
fibra de algodão) e o prespan. Todos esses
materiais possuem a característica de
apresentarem alta resistência de isolamento
quando secos, ou seja na faixa de 0,5% a 1% de
umidade, além de serem altamente higroscópicos.
O óleo mineral é utilizado nos equipamentos
elétricos que necessitem de um meio com elevada
resistência de isolamento, como é o caso dos
transformadores. A fonte primária de produção do
óleo mineral é o petróleo. O óleo mineral isolante
para que seja utilizado para este fim tem de ser
observado algumas características físicas como:
ponto de fulgor, ponto de fluidez, densidade,
viscosidade, ponto de anilina tensão interfacial, e
principalmente a sua solubilidade em água.
As características elétricas que devem ser
observadas no óleo isolante são:
• Rigidez dielétrica: É medida pelo valor da
tensão alternada para qual ocorre a
descarga disruptiva na camada de óleo
que está entre dois eletrodos em forma de
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 591 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
disco, conforme recomendado pela ASTM,
método D877.
• Fator de potência: É medido como sendo o
cosseno do ângulo de fase ou seno do
ângulo de perdas do mesmo. Este valor
aumenta na medida em que ocorre a
deterioração do óleo isolante. Esta
mediada revela a intensidade da corrente
que flui através do óleo à medida em que
aumenta a sua contaminação.
A propriedade de condutibilidade dos materiais
depende da disponibilidade de um grande número
de elétrons na banda de condução. A aplicação de
um campo elétrico resultante de uma diferença de
potencial resulta em um fluxo de elétrons,
orientado segundo a polaridade do campo elétrico
aplicado. Os materiais isolantes têm um número
muito reduzido de elétrons livres na banda de
condução. Uma grandeza que revela esta
condição é a resistência específica (ρ) dos
materiais. O cobre que é um bom condutor,
apresenta uma resistividade específica da ordem
de 1,7 10-6 [Ω][cm], enquanto a dos materiais
isolantes é da ordem de 1015 [Ω][cm]. Os materiais
isolantes são constituídos de matérias orgânicas,
que contém impurezas, que podem ser ionizáveis,
conduzindo corrente elétrica.
A penetração de água no isolante, resulta na
dissociação de suas impurezas ionizáveis dando
origem a íons, que criam uma condição favorável
para a passagem de corrente elétrica, em outras
palavras há um aumento na sua condutividade.
No entanto, as isolações elétricas dos
transformadores não são homogêneas por serem
formados de materiais com diferentes
características dielétricas. Que se sobrepõem em
camadas e, em cujas interfaces podem localizar
moléculas ionizáveis.
Com o umedecimento da massa isolante, essas
moléculas se dissociam formando íons, que se
orientam e se deslocam na direção do campo
elétrico. Este fenômeno é conhecido como
absorção dielétrica. Quando se aplica corrente
contínua a um dielétrico, a corrente estabelece por
três componentes.
• A corrente de carregamento do capacitor,
que decresce rapidamente, atingindo
valores próximos de zero, quando o
capacitor está carregado.
• A corrente de dispersão, que passa pela
superfície e pelo interior da massa do
dielétrico. Esta corrente possui
características que podem indicar o
comportamento do isolante quando em
operação. Uma corrente de dispersão
constante, com tensão DC constante no
tempo, aplicada ao isolante, revela que a
isolação tem capacidade para resistí-la.
Por outro lado se a corrente aumentar com
o tempo de aplicação da tensão, é
provável que a isolação venha a falhar.
• A corrente de absorção. Esta corrente está
relacionada principalmente com o
fenômeno da polarização nas interfaces do
dielétrico.
No início da aplicação da tensão, seu valor é mais
elevado e decresce com o tempo de aplicação da
tensão. O fenômeno do reaparecimento da tensão
nos terminais de um capacitor após a remoção do
curto circuito para descarregá-lo é atribuída ao
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 592 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
fenômeno da absorção dielétrica. Por esse motivo
o isolante sob teste deve permanecer curto-
circuitado por tempo suficiente para poder haver o
desaparecimento completo da tensão.
IV. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
Um transformador é constituído de diversos
materiais isolantes, tendo como principais
materiais o papel e o óleo. Os óleos isolantes são
produzidos a partir de óleos crus de base
naftênica ou parafinica, e quando utilizado em
transformadores executa dupla função: como
fluído responsável pela refrigeração do
equipamento, diminuindo as perdas elétricas do
equipamento e contribuindo com o prolongamento
da vida útil do transformador ao fazer com que
esse opere em temperaturas menores, e como
líquido isolante elétrico (dielétrico).
O processo de envelhecimento de um
transformador está diretamente relacionado com a
resistência mecânica do papel isolante de sua
isolação sólida, sendo o componente que tem a
capacidade de se deteriorar ou perder suas
qualidades mecânicas, sem no entanto perder
suas características dielétricas. Os fatores que
mais influenciam na perda de qualidade e
degradação do papel são: umidade, temperatura e
agentes oxidantes.
Para o bom funcionamento dos transformadores
de medida deve-se realizar inspeções (de acordo
com o período recomendado pelo fabricante) do
líquido isolante, através da retirada de amostras e
comparar os resultados com os valores do ano
anterior, realização de uma análise dos gases
dissolvidos no óleo isolante. Deve-se realizar
também os seguintes ensaios de isolamento: fator
de potência do transformador e das buchas;
isolamento com corrente contínua do
transformador.
Finalmente, pode-se afirmar que a vida útil dos
transformadores de medida hoje instalados é da
ordem de 30 anos, sendo que este valor poderá
ser bastante modificado segundo as condições de
manutenção e de operação que ele estiver
submetido durante sua vida útil.
REFERÊNCIAS
[1] Filho, S. M. Medição de Energia Elétrica, Livros
Técnicos e Científicos Editora, 1997
[2] Furnas Centrais Elétricas, Equipamentos
Elétricos – Especificação e Aplicação em
Subestações de Alta Tensão, 1985
[3] NBR6855 - Transformador de Potencial,
Especificação
[4] NBR 6856 - Transformador de Corrente,
Especificação
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 593 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Transformadores de Potencial Capacitivo ou Indutivo
RESUMO
Os transformadores de potencial capacitivo ou
indutivo são equipamentos que permitem aos
instrumentos de medição e proteção funcionarem
adequadamente sem a necessidade de possuir
tensão de isolamento de acordo com a rede à qual
estão ligados. Por se tratarem de equipamentos,
geralmente, compactos e estanques, os cuidados
com a manutenção dos TP’s restringem-se
apenas aos aspectos de conservação externa.
Contudo existem técnicas para verificação
periódica, manutenção e monitoração do estado
de conservação destes equipamentos, visando
assegurar a longevidade dos mesmos. A
avaliação da vida útil de um TP pode ser feita
abordando-se o equipamento ou o sistema
isolante como um todo; ou analisar os materiais
empregados no equipamento em separado. Nesta
avaliação, algumas solicitações impostas ao TP
são extremamente relevantes para o tempo de
vida do equipamento. Dentre elas se destacam as
solicitações térmicas e elétricas. Assim,
considerando-se todas as características
construtivas e elétricas, as técnicas de
manutenção e as solicitações descritas no estudo,
pode-se estimar uma vida útil de 30 anos para um
transformador de potencial capacitivo ou indutivo.
I. INTRODUÇÃO
São equipamentos que permitem aos
instrumentos de medição e proteção funcionarem
adequadamente sem a necessidade de possuir
tensão de isolamento de acordo com a rede à qual
estão ligados. Os transformadores de potencial
são utilizados para suprir aparelhos que
apresentam elevada impedância, tais como
voltímetros, relés de tensão, bobinas de tensão de
medidores de energia, etc.
II. CARACTERÍSTICAS
II.1. CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS
Os TP’s são fabricados de acordo com o grupo de
ligação requerido, tensões nominais primárias e
secundárias necessárias, e tipo de instalação
requerida.
O enrolamento primário é constituído por uma
bobina de várias camadas de fio, submetida a um
processo de esmaltação, em geral dupla, enrolado
em um núcleo de ferro magnético sobre o qual
também se envolve o enrolamento secundário. Já
o enrolamento secundário ou terciário é de fio de
cobre duplamente esmaltado e isolado do núcleo
e do enrolamento primário por meio de fitas de
papel especial.
Os transformadores construídos em epóxi são
mais compactos e de peso relativamente
pequeno. O núcleo com suas respectivas bobinas
é encapsulado através de processos especiais
para evitar formação de bolhas. Na maioria das
vezes, se danificado, o TP em epóxi é descartado.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 594 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Já nos transformadores em óleo, o núcleo com
suas respectivas bobinas são secos sob vácuo e
calor. O transformador, ao ser completamente
montado, é tratado a vácuo para em seguida ser
preenchido com óleo isolante.
O tanque é construído com chapa de ferro pintado
ou galvanizado a fogo. Na parte superior do
tanque são fixados os isoladores de porcelana
vitrificada. Alguns TP’s possuem tanque de
expansão de óleo, localizado na parte superior da
porcelana.
Os transformadores de potencial podem ser
construídos de dois tipos básicos: TP’s indutivos e
TP’s capacitivos.
II.1.1. TP’s Indutivos
A utilização de TP’s indutivos vai até a tensão de
138 KV, e estes apresentam custos de produção
inferiores ao capacitivo. Os TP’s indutivos são
dotados de um enrolamento primário envolvendo
um núcleo de ferro-silício que é comum ao
enrolamento secundário.
• Princípio de funcionamento
Funcionam com base na conversão
eletromagnética entre os enrolamentos primário e
secundário. Desta forma, para uma tensão
aplicada no primário, obtém-se uma tensão
reduzida no secundário dada pelo valor da relação
de transformação de tensão.
Os TP’s indutivos são construídos segundo três
grupos de ligação:
• Grupo 1: São os TP’s projetados para
ligação entre fases, basicamente utilizados
no sistema de até 34,5 KV, devendo
suportar 10% de sobrecarga.
• Grupo 2: São os TP’s projetados para
ligação fase-neutro de sistemas
diretamente aterrados, ou seja, a razão
entre a resistência de seqüência zero do
sistema (Rz) e a reatância de seqüência
positiva do sistema (Xp) é menor ou igual a
1.
• Grupo 3: São os TP’s projetados para
ligação fase-neutro de sistemas onde não
há garantia da eficácia do aterramento.
II.1.2. TP’s Capacitivos
São construídos, basicamente, se utilizando de
dois conjuntos de capacitores que fornecem um
divisor de tensão e permitem a comunicação
através do sistema carrier. São construídos,
normalmente, para tensões iguais ou superiores a
138 KV.
• Princípio de funcionamento
Este tipo de TP é composto de um divisor
capacitivo, cujas células formadoras do
condensador são ligadas em série e o conjunto se
encontra imerso em um invólucro de porcelana.
Tal divisor capacitivo é ligado entre fase e terra.
Uma derivação intermediária alimenta um grupo
de medida de média tensão, compreendendo os
seguintes elementos:
• Um TP ligado na derivação intermediária,
fornecendo as tensões secundárias
desejadas;
• Um reator de compensação ajustável,
visando controlar quedas de tensão e
defasagem do divisor, na freqüência
nominal, independente da carga, porém
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 595 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
dentro dos limites previstos pela classe de
exatidão. II.2. CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS
Os TP’s podem ser bem caracterizados
eletricamente através da particularização dos
seguintes parâmetros:
• Erro de relação de transformação: este tipo
de erro é registrado na medição com o TP.
Ele é facilmente observado, pois a tensão
primária não corresponde exatamente ao
produto da tensão lida no secundário pela
relação de transformação de potencial
nominal. O erro de relação pode ser
calculado pela fórmula:
(%)100V
VVRTP
p
psP ×
−×=ε
Onde:
Vs = tensão no secundário;
Vp = tensão no primário;
RTP = Relação de transformação de
Potencial.
• Erro de ângulo de fase: é o ângulo γ que
mede a defasagem entre a tensão vetorial
primária e a tensão vetorial secundária;
• Classe de exatidão: exprime o erro
esperado do transformador, considerando
os dois erros descritos nos itens i) e ii);
• Tensões nominais: Os TP’s devem
suportar, por norma, tensões de serviço
acima de 10% de seu valor nominal, em
regime contínuo, sem danos a sua
integridade;
• Cargas nominais: o somatório das cargas
acopladas a um TP deve ser compatível
com a carga nominal deste equipamento,
que é padronizada por norma;
• Polaridade: Os TP’s destinados à medição
de energia elétrica, relés de potência, etc.
são identificados por letras que indicam
para qual polaridade foram construídos.
Empregam-se as letras H1 e H2, X1 e X2
para designar, respectivamente, os
terminais primários e secundários dos
TP’s. Desta forma, diz -se que o TP tem
polaridade subtrativa quando a onda de
tensão , num determinado instante, tem no
primário a direção de H1 para H2 e a
correspondente onda de tensão
secundária está no sentido de X1 para X2.
Caso contrário, a polaridade é dita aditiva.
Convém ressaltar que a polaridade é
obtida orientando-se o sentido de
execução do enrolamento secundário, de
modo a se conseguir a orientação
desejada do fluxo magnético.
• Descargas parciais: aparecem nos TP’s
em epóxi, em decorrência da formação de
bolhas ou impurezas presentes durante o
processo de encapsulamento dos
enrolamentos. Tanto para os TP’s em
epóxi quanto nos em óleo, há normas que
estabelecem os valores limites e o método
de medição das descargas parciais.
Evidentemente, este fator influencia
diretamente na vida útil do equipamento.
• Potência térmica nominal: é a potência que
o TP pode suprir continuamente, sem que
os limites de temperatura nominal sejam
excedidos.
• Tensões suportáveis: os TP’s devem
suportar as tensões de ensaio previstas
em norma.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 596 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
III. MANUTENÇÃO PREDITIVA
A verificação periódica do estado de conservação,
a manutenção e a monitoração dos TP’s durante
toda a sua vida são fundamentais para assegurar
sua longevidade. Dentre estas atividades
executam-se verificações gerais (estado geral,
pintura, conservação das partes metálicas, etc.)
realizadas sem o desligamento, e testes de
monitoração (verificação da resistência de
enrolamento, relação de transformação,
resistência ôhmica dos enrolamentos, etc.).
Outros métodos podem ser utilizados:
• Monitoração automática de TPC: é a
supervisão constante do TPC através de
um dispositivo que mede a tensão de
seqüência zero no secundário de um
conjunto de três TPC’s. Quando esta
tensão atingir um valor pré-ajustado, um
alarme é disparado e sabe-se que poucos
elementos da unidade capacitiva foram
danificados e que ainda é possível tomar
providências para se evitar danos maiores
para o sistema elétrico.
• Detetores ultrassônicos: usados para
medição de descargas parciais em TI tipo
“dead tank”.
• Medição da tang d: alguns TI’s saem de
fábrica dotados de uma derivação para a
medição do fator de dissipação da sua
isolação. Contudo, esses resultados não
são considerados confiáveis.
IV. MANUTENÇÃO CORRETIVA
Por se tratarem de equipamentos, geralmente,
compactos e estanques, os cuidados com a
manutenção dos TP’s restringem-se apenas aos
aspectos de conservação externa.
V. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
A avaliação da vida útil de um TP pode ser feita
abordando-se o equipamento ou o sistema
isolante como um todo; ou analisar os materiais
empregados no equipamento em separado. Na
primeira abordagem, o tempo de vida virá de um
histórico, através do qual uma ou mais
características significativas serão monitoradas,
explicitando a degradação que terminará em falha
do equipamento. Vários critérios devem ser
estabelecidos para os referenciais das
características monitoradas, no início e fim da vida
do equipamento. Os dados colhidos formarão um
banco de dados e devem receber um tratamento
estatístico, visando a determinação do tempo de
vida do equipamento. A segunda abordagem
refere-se ao envelhecimento dos materiais,
existindo um considerável número de informações
disponíveis sobre o comportamento de diversos
materiais (3).
Algumas solicitações impostas ao TP são
extremamente relevantes para o tempo de vida do
equipamento. Dentre elas, vale ressaltar as
solicitações de natureza térmica e elétrica. A
solicitação térmica em TP’s é um efeito
predominantemente resultante das perdas
dielétricas. O tempo de vida tem sido estabelecido
de acordo com algum critério de perda das
características do material, dada pelo
envelhecimento dos materiais dielétricos em si,
decorrentes de solicitações térmicas.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 597 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Além das solicitações elétricas de freqüência
nominal, os TP’s estão sujeitos à solicitações
elétricas, importantes para o tempo de vida. Essas
solicitações resultam de transitórios de alta
freqüência, descarga de linhas, cabos e banco de
capacitores e ferroressonância.
• Solicitações elétricas de freqüência
nominal: no caso de resina epóxi, o fator
decisivo para o tempo de vida sob
solicitação de freqüência nominal é a
ocorrência de descargas parciais.
• Solicitações de alta freqüência: são
responsáveis por muitas falhas em TP’s.
São devidas, geralmente, a operação de
dispositivos de interrupção, chaves
seccionadoras e centelhadores de
proteção. As solicitações de alta
freqüência também podem afetar o circuito
secundário, causando curto-circuito entre
espiras ou camadas do enrolamento ou
tensões elevadas que podem danificar os
equipamentos conectados.
• Descarga de linha, cabo isolado e banco
de capacitores: a solicitação decorrente de
descargas de energia armazenada em
capacitâncias ocorre como uma oscilação
amortecida, periódica ou não, através do
enrolamento primário do TPI. A corrente
associada magnetiza o TPI, saturando o
seu núcleo e alterando a sua reatância
magnética não-linear de um valor elevado
para um valor baixo. Finalmente, a
corrente será apenas limitada pela
resistência do enrolamento primário.
Dependendo do nível de tensão, do
comprimento da linha ou cabo e
conseqüentemente do valor da
capacitância, do número e seqüência de
operações de manobra, essas solicitações
podem danificar o TPI quer seja por efeitos
de elevação de temperatura ou por forças
mecânicas.
• Ferroresonância com TPI monofásico: os
fenômenos de ferroressonância podem ser
causados por operações de manobra
envolvendo reatâncias não-lineares dos
TPI e as capacitâncias da rede, que
formam um circuito série ou paralelo.
Devido ao comportamento não linear das
reatâncias, aparecerão oscilações de
freqüência nominais e seus harmônicos.
Essas oscilações podem danificar os TP’s
por sobreaquecimento ou sobretensão.
Considerando todas as características descritas
anteriormente e as técnicas de monitoração e
manutenção relatadas, pode-se estimar uma vida
útil de 30 anos para um transformador de
potencial capacitivo ou indutivo.
REFERÊNCIAS
[1] Filho, J. M. Manual de Equipamentos Elétricos.
Livros Técnicos e Científicos Editora, Volume 2, 2a
edição 1994.
[2] A. O. F. Mundim e O B. Oliveira, “Avaliação do
tempo de vida de transformadores para
instrumentos”, em XI SNPTEE. 1991.
[3] Fallou, B. Component spécifiques des
matériaux isolants soumis à diverses contraintes.
Résumé des connaissances actuelles et
normalisation. Revue générale de l’Electricité, nº
10/1985.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 598 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Transformador de Serviços Auxiliares
RESUMO
Os transformadores de serviços auxiliares são
equipamentos usados em subestações para
fornecer alimentação em baixa tensão para
instalações locais, suprindo energia para
cubículos, painéis, iluminação e demais
componentes de uma subestação que necessitam
de alimentação em baixa tensão. São portanto,
transformadores de distribuição, com potência
suficiente para alimentar as cargas locais. Quanto
ao histórico de falhas desses equipamentos, nota-
se que na verdade ocorrem defeitos em seus
componentes e não falhas do equipamento como
um todo. Os componentes instalados no corpo do
transformador, expostos a ação do tempo, chuva,
calor, frio, apresentam um histórico grande de
falhas, porém, no máximo elas podem causar o
desligamento do transformador, sem causar
danos a parte ativa ou diminuir o tempo de vida
útil destes equipamentos. A norma IEC 354, diz
que “a duração da vida útil de um transformador
depende de uma série de eventos tais como,
sobretensões, curtos-circuitos, sobrecargas, etc,
aos quais o equipamento é submetido”. Como
estes equipamentos não estão expostos a
sobrecarregamento, pois são dimensionados para
a carga no momento do projeto e esta carga
normalmente não é variável, não sofrem
envelhecimento acelerado pela ação da
temperatura. O fator que pode influir na forma de
envelhecimento destes transformadores é o meio
de isolação do óleo isolante com o meio ambiente,
respiração livre, sílica-gel, membrana, etc. Além
disso, no estudo da vida útil deste tipo de
equipamento é importante ressaltar a contribuição
de cada falha característica na redução ou não do
tempo de vida. Desta forma, considerando-se as
falhas características destes equipamentos e suas
influências na vida útil do equipamento, e ainda,
as características de projeto e os critérios de
manutenção adotados para estes
transformadores, pode-se estimar uma vida útil
econômica de aproximadamente 30 anos para
este tipo de equipamento.
I. INTRODUÇÃO
Os transformadores de serviços auxiliares são
equipamentos usados em subestações para
fornecer alimentação em baixa tensão para
instalações locais, suprindo energia para
cubículos, painéis, iluminação e demais
componentes de uma subestação que necessitam
de alimentação em baixa tensão. São portanto,
transformadores de distribuição, com potência
suficiente para alimentar as cargas locais.
Desta forma, a maioria das características de um
transformador de distribuição se aplica aos
transformadores de serviços auxiliares. Algumas
características são particulares do equipamento e
serão ressaltadas ao longo do estudo.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 599 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
II. CARACTERÍSTICAS
Os transformadores de distribuição rebaixam a
tensão ao nível de utilização do consumidor final.
A figura seguinte apresenta um exemplo de um
transformador de distribuição:
Figura 1: Transformador de distribuição
1 Bucha de AT
2 Bucha de BT
3 Dispositivo de aterramento
4 Abertura para inspeção (quando aplicável)
5 Placa de identificação
6 Suporte para fixação ao poste
7 Olhais de suspensão
8 Estrutura de apoio
9 Grampo de fixação da tampa
10 Radiador de tubo elíptico (quando
aplicável)
11 Placa logomarca (quando aplicável)
12 Placa de identificação alternativa
No caso dos transformadores de serviços
auxiliares, eles rebaixam a tensão ao nível de
utilização da subestação, visando alimentar
equipamentos e demais componentes da própria
subestação.
II.1.CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS
II.1.1. Potência Nominal de um Transformador
É a potência que o transformador pode entregar,
sem exceder os limites de elevação de
temperatura do óleo e enrolamentos.
II.1.2. Classe de Tensão de Isolamento
É o valor eficaz da tensão que caracteriza a
capacidade de um equipamento elétrico em
suportar ensaios de tensão especificados por
norma.
II.1.3. Classe de Isolamento
É definida pelo material isolante empregado no
transformador e determina a temperatura máxima
que pode ser alcançada.
II.1.4. Temperatura de Referência e Elevação da
Temperatura
Os transformadores operam conforme suas
características nominais desde que a temperatura
do ar ambiente não exceda a média de 30 °C e a
máxima de 40 °C.
II.1.5. Tensão de Curto-circuito
É a tensão que deve ser aplicada a um
enrolamento para que a corrente deste
enrolamento adquira valor igual à sua corrente
nominal, estando o outro enrolamento em curto-
circuito.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 600 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
II.1.6. Corrente de excitação
É a corrente que circula num dos enrolamentos do
transformador quando este é alimentado pela
tensão e freqüência nominais, estando o outro
enrolamento com o circuito aberto.
II.1.7. Carregamento do Transformador
A aplicação de corrente no transformador, acima
da nominal pode trazer como conseqüência o
envelhecimento acelerado do isolamento. Esse
envelhecimento se dá, principalmente devido aos
seguintes fatores:
• Aumento da temperatura dos
enrolamentos, condutores e óleo isolante
acima dos níveis aceitáveis;
• Aumento do fluxo de dispersão fora do
núcleo, causando aumento das correntes
parasitas e aquecimento das partes
metálicas, devido a esse fluxo;
• Possibilidade de sobreexcitacao do núcleo
devido ao aumento do fluxo de dispersão;
• Alterações no volume de umidade no
isolamento devido ao aumento da
temperatura.
Esses fatores podem ter como conseqüência a
falha prematura do transformador.
Contudo, no caso dos transformadores de
serviços auxiliares, não deve haver problemas
com sobrecarregamento, pois estes
transformadores trabalham em condições
bastante especificas e controladas, já que estão
dentro da própria subestação.
II.1.8. Freqüência
As freqüências nominais recomendadas são de 50
ou 60 Hz.
II.1.9. Outras Características
Regulação, rendimento, polaridade e
deslocamento angular.
II.2. CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS
II.2.1. Tanques
O tanque do transformador, além de ser o
recipiente que contém as partes vivas, isoladores,
e óleo, é o elemento que transmite para o ar, o
calor produzido pelas perdas. O formato do
tanque varia de redondo para os transformadores
de distribuição cuja potência máxima é da ordem
de 150 kVA, a oval e retangular para os
transformadores de média e grande potência. De
acordo com a quantidade de calor a ser liberada,
os transformadores têm tanque liso, nervurado ou
equipado com radiadores.
II.2.2. Líquidos Isolantes
O líquido de um transformador exerce duas
funções distintas; uma é de natureza isolante e a
outra é a de transferir para as paredes do tanque,
o calor produzido pelas perdas na parte ativa do
equipamento. A fim de executar devidamente
estas funções o óleo deve possuir determinadas
características, entre as quais as mais importantes
são: elevada rigidez dielétrica, boa fluidez e
capacidade de funcionamento com temperaturas
elevadas.
III. PRINCIPAIS FALHAS
Observando-se históricos de falhas desses
equipamentos, nota-se que na verdade ocorrem
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 601 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
defeitos em seus componentes e não falhas do
equipamento como um todo.
Os componentes instalados no corpo do
transformador, expostos a ação do tempo, chuva,
calor, frio, apresentam um histórico grande de
falhas, segundo levantamento do setor elétrico,
devido ao ressecamento de juntas e oxidação de
contatos, porém, no máximo eles podem causar o
desligamento do transformador, sem causar
danos a parte ativa ou diminuir o tempo de vida
útil destes equipamentos.
Como estes equipamentos não estão expostos a
sobrecarregamento, pois são dimensionados para
a carga no momento do projeto e esta carga
normalmente não é variável, não sofrem
envelhecimento acelerado pela ação da
temperatura.
O fator que pode influir na forma de
envelhecimento destes transformadores é o meio
de isolação do óleo isolante com o meio ambiente,
respiração livre, sílica-gel, membrana, etc.
IV. MANUTENÇÃO PREVENTIVA E
PREDITIVA
Mensalmente, o transformador sofre inspeção
visual quanto a estanqueidade, fixação de
componentes, estado da pintura, sinais de sobre-
aquecimento, conexões, fixação na base (quando
for o caso).
Anualmente, além da inspeção mensal, é retirada
uma amostra de óleo isolante para análise físico-
química e cromatográfica, e testada a atuação dos
dispositivos primários (relés de fluxo ou bucholz,
fins-de-curso, válvula de alívio, etc.).
Além das inspeções e testes anteriores, de quatro
em quatro anos, faz-se ensaios elétricos
(capacitância, fator de potência, isolação DC,
relação de transformação, resistência ôhmica).
V. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
A norma IEC 354, diz que “a duração da vida útil
de um transformador depende de uma serie de
eventos tais como, sobretensões, curtos-circuitos,
sobrecargas, etc, aos quais o equipamento é
submetido”. Além disso, no estudo da vida útil
deste tipo de equipamento é importante ressaltar
a contribuição de cada falha característica na
redução ou não do tempo de vida. Foi observado
neste estudo os componentes do transformador
que estão mais propensos a defeitos. São eles os
componentes instalados no corpo do
transformador, expostos a ação do tempo, chuva,
calor, frio, devido ao ressecamento de juntas e
oxidação de contatos Contudo, no máximo eles
podem causar o desligamento do transformador,
sem causar danos a parte ativa ou diminuir o
tempo de vida útil destes equipamentos. Além
disso, como estes equipamentos não estão
expostos a sobrecarregamento, não sofrem
envelhecimento acelerado pela ação da
temperatura. Assim, o fator que pode influir na
forma de envelhecimento destes transformadores
é o meio de isolação do óleo isolante com o meio
ambiente, respiração livre, sílica-gel, membrana,
etc.
Desta forma, considerando-se as falhas
características destes equipamentos e suas
influências na vida útil do equipamento, e ainda,
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 602 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
as características de projeto e os critérios de
manutenção adotados para estes
transformadores, pode-se estimar uma vida útil
econômica de aproximadamente 30 anos para
este tipo de equipamento.
REFERÊNCIAS
[1] Martignoni, A., Transformadores. Editora
Globo, 1a edição. 1973.
[2] Informações coletadas de concessionárias e
empresas do setor elétrico.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 603 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Turbina a Gás
RESUMO
A turbina a gás é composta por três elementos: o
compressor, a câmara de combustão e a turbina
propriamente dita. Seu princípio básico de
operação pode ser resumido como apresentado a
seguir. O ar, após passar pelo compressor e ter
sua pressão e temperatura elevadas, atravessa a
câmara de combustão, participando da reação de
queima do combustível. O gás resultante, que se
encontra em uma alta temperatura e pressão
elevada, segue para a turbina onde expande-se,
acarretando a geração de potência de eixo. Uma
oarcela desta potência gerada é destinada ao
acionamento do próprio compressor. Para ter um
funcionamento adequado e uma alta
disponibilidade para operação, a turbina a gás
conta uma manutenção preditiva rigorosa,
contando atualmente com sistemas on-line de
informação sobre os principais parâmetros
operativos da máquina. Também de grande
importância é a manutenção preventiva, realizada
onde a distintos intervalos de tempo. Estes
intervalos variam em função da operação e das
próprias características do equipamento, mas
como indicativo pode-se citar uma inspeção dos
elementos de combustão a cada 8.000 horas de
operação, uma inspeção de partes quentes (“gas
path”) a cada 24.000 horas e uma inspeção geral
(“overhaul”) a cada 48.000 horas. Baseando-se
em valores de vida média para turbinas, fornecida
em número de horas de operação, e em valores
de disponibilidade média destes equipamentos,
sugere-se uma vida útil econômica de 20 anos
para as turbinas a gás.
I. INTRODUÇÃO
A turbina a gás, desde sua concepção inicial até
um modelo que apresentasse resultado
satisfatório, enfrentou uma série de problemas e
dificuldades, desde a resistência dos materiais até
a concorrência com a turbina a vapor. A primeira
turbina a gás de funcionamento satisfatório foi
obtida em 1903 por Aegidius Elling. Atualmente
existem vários fabricantes de turbinas a gás, bem
como uma diversificada área de aplicação no
mercado, como por exemplo a indústria
aeronáutica e os sistemas de cogeração de
eletricidade e vapor.
Os elementos fundamentais que constituem uma
turbina a gás são: o compressor, a câmara de
combustão e a turbina propriamente dita. Em seu
funcionamento, o ar é aspirado da atmosfera e
comprimido, passando para a câmara de
combustão, onde se mistura com o combustível.
Nesta câmara ocorre a reação de combustão,
produzindo gases quentes, que escoam através
da turbina, onde se expandem produzindo
potência mecânica para acionar o eixo do
compressor e da carga, freqüentemente um
gerador elétrico.
Além destas partes, a turbina a gás pode ainda
conter trocadores de calor e intercollers. O
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 604 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
trocador de calor é utilizado para aumentar a
eficiência térmica. Serve para recuperar parte do
calor residual presente nos gases de exaustão.
Este calor recuperado é reintroduzido no ciclo, na
entrada da câmara de combustão. O intercooler é
um equipamento usado para aumentar o trabalho
útil do ciclo e ao mesmo tempo diminuir o trabalho
de compressão fornecido pela turbina ao
compressor.
Uma concepção construtiva freqüente nestes
equipamentos divide a expansão dos gases entre
uma turbina de alta pressão, empregada para
acionar o compressor e uma turbina de baixa
pressão, que aciona a carga. Para este tipo de
montagem, se denomina usualmente gerador de
gás ao conjunto formado pelo compressor,
queimador e a turbina de alta pressão, enquanto a
parte restante se conhece como turbina de
potência.
II. CARACTERÍSTICAS
A turbinas a gás podem ser classificadas de
diversas formas.
Segundo o ciclo de operação, as turbinas a gás
podem ser classifcadas em Ciclo Aberto e Ciclo
Fechado.
As turbinas a gás de ciclo fechado diferem das de
ciclo aberto por manterem o fluido de trabalho
confinado no equipamento, e queimarem o
combustível fora do sistema de trabalho. As
vantagens são o melhor aproveitamento do calor e
a possibilidade operar em alta pressão, permitindo
a construção de máquinas menores para uma
dada potência útil. Este sistema possui entretanto
a desvantagem de necessitar de um sistema
externo de aquecimento, o que requer um ciclo
auxiliar.
Segundo o fluxo de gases em relação com o eixo
da turbina:
• Axiais: quando os gases escoam co-
axialmente ao eixo da máquina;
• Radiais: neste caso os gases escoam
radialmente em relação ao eixo da turbina,
resultando máquinas mais simples e de
menor custo, mais competitivas na gama
de pequenas potências.
Segundo a configuração da turbina de potência :
• Monoeixo: quando estão montados sobre o
mesmo eixo. Por imposição de sua
configuração, nas turbinas monoeixo, o
compressor e a turbina têm a mesma
rotação. Para o caso do acionamento de
um alternador, onde se requer uma
rotação constante, impõe-se manter
constante o fluxo de ar. A regulagem da
potência desenvolvida é efetuada
modificando-se unicamente a injeção de
combustível na câmara de combustão,
sem que se varie a velocidade do rotor. A
variação da quantidade de combustível
injetado para uma descarga de ar
constante modifica a temperatura dos
gases de combustão e afeta
significativamente o rendimento da
máquina.
• Com dois eixos: quando estão montados
em eixos distintos. Assim, nas turbinas de
dois eixos, utiliza-se o primeiro estágio
para acionar o compressor e um estágio
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 605 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
posterior para acionar a carga conectada
no eixo de saída, em eixos independentes.
Com esta concepção, a turbina do estágio
posterior pode operar com grandes faixas
de velocidade tornando-se, desta forma,
adequadas para aplicações com
velocidade variável. Ou seja, quando se
necessitar uma menor rotação no eixo de
saída, o gerador de gás poderá seguir
girando a alta velocidade e colocando a
disposição da turbina de potência um fluxo
de gases sob pressão elevada. Este tipo
de máquina é especialmente apto para
aqueles casos em que se requer um
aumento do torque a baixas velocidades.
Segundo a concepção original do projeto da
turbina:
• Industriais ou "Heavy-duty": são as
turbinas concebidas para uso estacionário,
mais pesadas e mais resistentes com
manutenção mais simples;
• Aeroderivadas: são as turbinas
desenvolvidas para uso aeronáutico e
posteriormente adaptadas para uso
estacionário.
III. MANUTENÇÃO PREDITIVA
Pode-se dizer que existem diversas rotinas de
manutenção para turbinas a gás. Estes
procedimentos diferem um do outro em função do
número de unidades instaladas, do regime de
operação, da disponibilidade exigida e da
existência de pessoal especializado nas
empresas.
De maneira geral, a manutenção preditiva tem
uma importância decisiva sobre a disponibilidade
de uma turbina de gás e em geral os fornecedores
de turbinas oferecem contratos de manutenção
dos equipamentos que vendem, que incluem um
acompanhamento constante do funcionamento e
uma revisão anual.
Os principais parâmetros a serem observados no
monitoramento das condições de operação de
uma turbina a gás podem ser resumidos como se
segue.
Compressor:
• Nível de vibração;
• Pressão de entrada;
• Temperatura de entrada;
• Velocidade;
• Pressão de descarga;
• Temperatura de descarga;
• Queda de pressão no filtro de ar.
Sistema de Alimentação de Combustível:
• Fluxo de combustível;
• Pressão do combustível;
• Temperatura do combustível;
• Queda de pressão no filtro de combustível.
Turbina e sistema de exaustão:
• Nível de vibração;
• Rotação da turbina de alta pressão;
• Rotação da turbina de baixa pressão;
• Temperatura dos gases de exaustão;
• Torque.
Sistema de lubrificação
• Temperatura do reservatório de óleo;
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 606 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
• Nível do reservatório de óleo.
Além destas variáveis existem outras a serem
consideradas em função do programa de
manutenção de cada empresa. Como exemplo
pode-se citar pressão e temperatura em diversos
pontos da turbina e as características
relacionadas com o sistema de controle dos
equipamentos.
IV. MANUTENÇÃO PREVENTIVA
Com relação à manutenção preventiva, é
importante observar que a freqüência de partidas
é um dos fatores importantes para a determinação
do intervalo entre as manutenções e
conseqüentemente para a vida de uma turbina de
gás.
Como um caso típico, pode-se dizer que uma
inspeção dos elementos de combustão dura de
uma a duas semanas e deve ser efetuada entre
8.000 horas e 16.000 horas de operação. Para
uma inspeção de partes quentes (“gas path”), que
dura de duas a três semanas, se recomendam
intervalos de 15.000 a 25.000 horas. A inspeção
geral (“overhaul”), que requer a abertura do
gerador de gás e da turbina de potência, pode
gastar entre quatro e seis semanas e é normal
que seja efetuada entre 30.000 e 48.000 horas. O
valor superior destas estimativas de intervalo para
manutenção são para gás natural. No caso de
combustíveis líquidos é recomendável cerca da
metade destes períodos.
Através de contatos com usuários destes
equipamentos, outros períodos foram também
identificados:
• Inspeção visual: 10.000 horas;
• Endoscopia: 20.000 horas;
• Recall (com troca de palhetas, etc.):
30.000 horas.
Estas estimativas, como já citado, podem variar.
De qualquer forma, entretanto, a observação
responsável das normas de manutenção permite
que a disponibilidade média fique em torno de
92%, para uma vida média da turbina superior a
120.000 horas.
V. MANUTENÇÃO CORRETIVA
O alto custo associado com a inspeção geral
(“overhaul”) faz com que as empresas busquem o
maior intervalo possível entre estas atividades.
Para tanto buscam aumentar a vida útil dos
diversos componentes e desenvolver técnicas de
manutenção corretiva econômicas e seguras.
Uma análise da vida útil dos componentes e dos
custos das peças de reposição indicam que as
maiores oportunidades de economia estão
relacionadas com as partes quentes. Entretanto,
reparos nestas partes são de certa forma
desencorajadas pelos fabricantes.
VI. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
Baseando-se em valores de vida média para
turbinas, fornecida em número de horas de
operação, e em valores de disponibilidade média
destes equipamentos, sugere-se uma vida útil
econômica de 20 anos para as turbinas a gás.
REFERÊNCIAS
[1] Martins, A.R.S. e Teixeira, F.N. Cogeração
Industrial, Apostila, Escola Federal de Engenharia
de Itajubá, 1999.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 607 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
[2] Sawyer’s Turbomachinery Maintenance
Handbook, Volume I – Gás Turbine /
Turbocompressors.
[3] Nascimento, M.A.R. Introdução à Turbina a
Gás Industrial, Apostila, Escola Federal de
Engenharia de Itajubá, 1999
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 608 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Turbina Hidráulica
RESUMO
As turbinas hidráulicas têm um papel importante
em uma central hidrelétrica. Elas são máquinas de
fluxo motoras, ou sejam, transformam energia de
pressão em energia de eixo, que é entregue ao
gerador elétrico. Para atender aos diversos
aproveitamentos ou quedas e vazões existem
vários tipos de turbinas, com diferentes peças de
controle do fluxo de água e geometrias de rotores.
De um modo geral a manutenção das turbinas é
quase um padrão para todos os tipos,
diferenciando apenas daquelas de grande porte
das de menor porte. Há necessidade de se fazer
manutenções periódicas, acompanhando e
monitorando suas partes principais. Desta forma
consegue-se uma vida útil bem prolongada. No
Brasil existem várias centrais hidrelétricas
operando suas turbinas a mais de 60 anos e em
bom estado de conservação. Um valor de vida útil
econômica de 40 anos para turbinas é bastante
viável e aceitável.
I. INTRODUÇÃO
A turbina hidráulica faz parte da família das
máquinas de fluxo, que são máquinas de fluido,
em que o escoamento flui continuamente e opera
transformações do tipo Emecânica ⇔ Ecinética ⇔
Epressão. No caso da turbina hidráulica, denominada
de máquina de fluxo motora, a transformação de
energia ocorre da energia de pressão para a
energia mecânica, passando pela variação de
energia cinética.
O século XVIII, com as descobertas de Daniel
Bernoulli (1700-1782) e Euler (1707-1783), foi a
base para o desenvolvimento das máquinas
hidráulicas. Bernoulli lançou, em 1730, sua obra
Hidrodinâmica, enquanto Euler inventou, em 1751,
uma roda de reação com distribuidor fixo e, em
1754, desenvolveu a equação que é a base para a
compreensão do funcionamento das turbinas
hidráulicas. A partir daí, estudos foram realizados
por vários pesquisadores, surgindo, nos séculos
XIX e XX, as turbinas convencionais Francis
(1847), Pelton (1880), hélice (1908) e Kaplan
(1912), utilizadas até nos dias atuais.
O inglês James Bicheno Francis (1815-1892),
trabalhando como engenheiro nos EUA, foi
incumbido de estudar uma turbina para o
aproveitamento energético do desnível de um rio.
Para isso, Francis utilizou um tipo de máquina
centrípeta desenvolvida em 1838 por Samuel
Dowd e realizou aperfeiçoamentos na mesma,
através do distribuidor com pás móveis que tinha
a função de variar a vazão da turbina. A partir daí,
esta máquina passou a se chamar turbina Francis.
Como a turbina Francis não operava bem para
altas quedas e pequenas vazões, foi desenvolvida
pelo engenheiro norte-americano Lester Allen
Pelton (1829-1908) uma turbina de ação de rotor
com pás em forma de conchas e seu controle de
vazão realizado através de uma agulha e um
injetor. No caso das turbinas Pelton para centrais
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 609 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
de pequeno porte, são utilizadas máquinas de um
ou dois injetores, enquanto que, para as grandes
centrais, são utilizadas turbinas com até seis
injetores.
A necessidade de obtenção de turbinas com
rotações consideráveis em baixas alturas de
quedas e grandes vazões deu origem, em 1908,
às turbinas hélice. O distribuidor mantém o
aspecto que tem nas turbinas Francis, mas o
formato do rotor é de uma hélice. Essas turbinas
são denominadas de fluxo axial, o rotor tem pás
fixas, e o controle da vazão é realizado no
distribuidor. Uma evolução da turbina hélice
ocorreu em 1912, com os desenvolvimentos
realizados por Victor Kaplan (1876-1934), que
propôs um mecanismo para variar a vazão da
turbina através das pás móveis do rotor em
sincronismo com as pás do distribuidor, ambas
controlados pelo regulador de velocidade. Kaplan
conseguiu através da turbina axial que, mesmo
variando a vazão, não houvesse queda de
rendimento considerável, diferentemente do que
ocorria com a turbina hélice.
No Brasil, a maior parte das centrais hidrelétricas
tem suas turbinas do tipo Francis, que abrangem
a utilização de uma grande faixa de vazões e de
alturas de quedas, pois possuem diferentes
formatos de rotores. Entretanto, ultimamente,
outros tipos de turbinas têm sido instalados como,
por exemplo, as turbinas tubulares e as Bulbo,
que operam grandes vazões e poucas alturas de
queda.
II. CARACTERÍSTICAS
II.1. TURBINAS DE AÇÃO E REAÇÃO
Todas as turbinas fabricadas atualmente estão
classificadas em dois grandes grupos: as turbinas
de ação e as de reação. A turbina de ação é
aquela que a água ao passar pelo rotor não
possui variação de pressão, enquanto que a
turbina de reação é aquela que a água ao passar
pelo rotor possui variação de pressão. Como
exemplos, podem-se citar:
• Turbinas de ação – Pelton e Michell-Banki;
• Turbinas de reação – Francis, axiais, como
hélice e Kaplan.
II.2. TURBINAS PELTON
São máquinas de ação, escoamento tangencial ao
passar pelo rotor, que possuem pás em formas de
conchas. As turbinas Pelton operam grandes
alturas e pequenas vazões. Existem centrais
hidrelétricas no mundo com alturas de quedas até
1900 [m], atingindo potência de 100 [MW] por
unidade. No Brasil, a Central Hidrelétrica de
Cubatão 1 possui nove grupos geradores, sendo
seis com 68 [MW] cada unidade.
As partes principais de uma turbina Pelton são
agulha e injetor, rotor, desviador de jato e freio de
jato. A agulha e o injetor têm a função de variar a
vazão. Existem turbinas desde um injetor ou de
um jato até seis jatos. As turbinas de um e dois
jatos são de eixos horizontais e são utilizadas em
pequenas centrais hidrelétricas, enquanto que
aquelas de três a seis jatos possuem eixos
verticais e são utilizadas em médias e grandes
centrais. O rotor tem a função de transformar a
energia de pressão ou hidráulica em energia
utilizável de eixo. O defletor de jato funciona como
um interceptador do jato, desviando-o das pás
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 610 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
quando ocorre uma diminuição violenta na
potência demandada pela rede elétrica. Nesta
condição, uma atuação rápida da agulha
reduzindo a vazão poderia provocar uma
sobrepressão no injetor, nas válvulas e no
conduto forçado. O defletor volta à posição
primitiva liberando a passagem do jato, logo que a
agulha assume a posição que convém para a
vazão correspondente à potência absorvida. O
freio de jato, que é utilizado para turbinas de maior
potência, faz incidir um jato nas costas das pás,
contrariando o sentido de rotação quando se
deseja frear a turbina rapidamente.
II.3. TURBINAS FRANCIS
A turbina Francis é uma máquina de reação,
podendo ser de escoamento radial ou misto do
fluxo ao passar pelo rotor.
As partes principais da turbina Francis são
carcaça, pré-distribuidor, distribuidor, rotor e tubo
de sucção. A carcaça, que tem a função de
direcionar a água para o pré-distribuidor, pode ser
na forma espiral ou cilíndrica e, em alguns casos,
sem carcaça, sendo estas denominadas turbinas
de caixa aberta. Esta última é utilizada em
turbinas para pequenas centrais hidrelétricas. O
pré-distribuidor tem suas pás fixas e direciona o
fluxo para o distribuidor, que possui pás móveis e
tem a função de variar a vazão da água que
penetra no rotor. O rotor tem a função de
transformar a energia de pressão em velocidade,
transferindo ao eixo o trabalho mecânico. Para
atender uma boa faixa de vazão e altura, a turbina
Francis pode apresentar três rotores de geometria
diferentes, ou seja, lento (escoamento radial e
alturas de queda maiores), normal (escoamento
radial e alturas de queda médias) e rápido
(escoamento misto e alturas de queda menores).
As turbinas Francis podem ser utilizadas em
aproveitamentos e alturas de queda de até 600
[m]. Neste caso, com rotor lento.
O tubo de sucção permite que a água que sai do
rotor atinja o canal de fuga, escoando de uma
forma contínua ao invés de ser descarregada
livremente na atmosfera. O tubo de sucção é
construído com um aumento de seção no sentido
do escoamento, proporcionando a transformação
da energia cinética com que a água abandona o
rotor em energia de pressão. Desta forma, o tubo
de sucção é chamado de recuperador de energia.
II.4. TURBINAS AXIAIS
As turbinas axiais são máquinas de reação, o
escoamento ao passar pelo rotor tem sentido do
eixo e operam em centrais de baixas alturas de
queda e com grandes vazões. Podem ter eixo
horizontal, vertical ou inclinado. As turbinas axiais
podem ser: hélice, Kaplan, tubular S e bulbo.
A turbina axial possui a carcaça e a maioria de
seus componentes semelhantes à turbina Francis,
com exceção da geometria do rotor, composta por
um cubo com pás em forma de hélice. Estas pás
podem ser fixadas rigidamente ao cubo, e o rotor
e a turbina recebem a denominação de hélice. No
caso de as pás terem movimento em relação ao
cubo, o rotor e a turbina denominam-se Kaplan
em homenagem ao seu inventor Victor Kaplan. Ao
contrário das turbinas hélice, as turbinas Kaplan
operam com uma boa faixa de vazão com um
rendimento praticamente constante.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 611 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Para alturas de quedas muito pequenas, menores
que 20 [m], onde não há condições de se executar
uma instalação com turbina Francis dupla ou
Kaplan convencional, utilizam-se as turbinas
tubular S e bulbo.
As turbinas axiais tubular S podem ser de eixo
horizontal ou inclinado, possuem o rotor hélice ou
Kaplan, concorrem com as Francis de dupla
sucção com vantagens, particularmente no que se
refere ao rendimento. Este tipo de turbina tem o
gerador fora do bulbo e pode trabalhar com
acoplamento direto ou, se necessário, com
amplificador de velocidade, reduzindo o volume, o
peso e o custo do gerador elétrico.
As turbinas bulbo são utilizadas para alturas de
quedas reduzidas, desde 1,28 [m] até 29,50 [m].
Em termos de máxima potência instalada com
central bulbo, têm-se 65,8 [MW. Essas turbinas
apresentam-se como mais vantajosas que as
turbinas Kaplan convencionais de eixo vertical
devido ao menor custo com obras civis. O gerador
elétrico é colocado em uma caixa em formato de
bulbo que fica em contato com a água. Nas
turbinas bulbo, o eixo do rotor com pás fixas ou
móveis, conforme o tipo, normalmente, aciona
diretamente o gerador elétrico. Existem casos de
centrais hidrelétricas instaladas, em que a turbina
aciona o gerador por meio de um sistema de
engrenagens especiais com o intuito de aumentar
a rotação do mesmo. No Brasil, as turbinas bulbo
têm sido utilizadas ultimamente em algumas
centrais.
II.5. NORMAS DE TURBINAS
As normas principais da ABNT utilizadas para as
turbinas hidráulicas são:
• ABNT, NBR 10684, Símbolos
Dimensionais e Parâmetros Característicos
de Turbinas Hidráulicas, 1989.
• ABNT, NBR 6412, Recepção em Modelos
de Turbinas Hidráulicas – Ensaio –
Procedimentos, 1988.
• ABNT, NBR 12591, Dimensões Principais
de Turbinas Hidráulicas de Pequenas
Centrais Hidrelétricas, 1992.
III. MANUTENÇÃO
A manutenção de turbinas hidráulicas dividi-se em
manutenção preditiva, preventiva e corretiva.
III.1. MANUTENÇÃO PREDITIVA
A manutenção preditiva é aquela que controla o
estado de funcionamento das turbinas em
operação efetuada com instrumentos de medições
de vibração para prever falhas ou detectar
mudanças nas condições físicas que requeiram
manutenção. Neste tipo de manutenção, são
realizadas inspeções externas que evitam
desmontagens desnecessárias e determinam com
antecedência a necessidade de uma parada da
máquina.
Na manutenção preditiva, deve-se checar o que
provoca vibração como: desbalanceamento do
rotor, desalinhamento do acoplamento ou
mancais, empenamento do eixo, fricção entre as
partes rotativas e fixas, forças hidráulicas e
ressonância.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 612 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
III.2. MANUTENÇÃO PREVENTIVA
A manutenção preventiva é aquela em que se
despendem todos os esforços para evitar-se que
uma turbina sofra uma parada imprevista,
ocasionando sérios transtornos à produção de
energia elétrica. A implantação de um programa
preventivo é de suma importância em centrais
hidrelétricas, principalmente em máquinas
rotativas como as turbinas. Nesta manutenção
devem ser providenciadas as disponibilidades de
peças sobressalentes segundo as recomendações
do fabricante e a experiência própria, além da
equipe especializada para cumprimento das
tarefas.
III.3. MANUTENÇÃO CORRETIVA
A manutenção corretiva é aquela que corrige os
defeitos e falhas já ocorridos, procurando sempre
evitar que os mesmos se repitam. Para definir a
necessidade de revisão de uma turbina hidráulica,
certos critérios de inspeção devem ser adotados
para que se possa justificar a parada da mesma.
Portanto, deve-se parar a turbina sempre que
houver: alterações das características hidráulicas
(baixo rendimento), prejudicando o sistema de
geração; altas temperaturas nos mancais; ruídos
excessivos; vibrações excessivas.
III.4. INSPEÇÕES E DESMONTAGENS REALIZADAS
As inspeções na turbina devem ser realizadas
regularmente; inicialmente sem a parada da
máquina e, quando necessário, com a parada da
máquina. A seguir, listam-se algumas inspeções
com a máquina em movimento.
Ø Verificar regularmente a estanqueidade:
• da boca de visita da caixa espiral e tubo de
sucção;
• das tubulações de chegada das tomadas
de pressão;
• das tubulações de drenagem;
• dos munhões das pás diretrizes.
Ø Verificar se existem ruídos:
• metálicos devido à cavitação;
• nos mancais.
Ø Verificar as temperaturas nos mancais.
Quando existir uma parada programada, os
seguintes itens devem ser realizados:
• substituição das juntas entre tampas e pré-
distribuidor;
• substituição das juntas do munhão
superior das diretrizes;
• substituição das juntas do munhão inferior
das diretrizes.
Para as turbinas de grande porte, algumas
desmontagens não fazem parte da manutenção
corrente. São elas:
• desmontagem das pás diretrizes – o
controle realizado nas pás diretrizes é
verificar o estado do perfil e das
superfícies de contato. Normalmente, após
a primeira montagem, o primeiro controle é
feito com 3000 horas de funcionamento e o
segundo controle com 6000 horas. Os
demais controles são realizados todos os
anos;
• desmontagem dos labirintos (superior e
inferior);
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 613 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
• Rotor da turbina – após a drenagem da
turbina e posicionamento da plataforma do
tubo de sucção, as visitas ao rotor efetuar-
se-ão da seguinte maneira: 1a visita, 1000
horas; 2a visita, 8000 horas; visitas
seguintes, todos os anos ou a cada 8000
horas. Durante as visitas, devem ser
inspecionados eventuais traços de
cavitação e erosão, eventual existência de
trincas, folgas nos aros de desgaste.
V. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
A vida útil econômica de uma turbina depende da
seleção adequada da máquina, da boa instalação
realizada e das eficientes e periódicas
manutenções preditiva, preventiva e corretiva. O
programa de manutenção deve ser abrangente,
bem definido e bem documentado, de forma a
permitir o acompanhamento e o monitoramento
baseados em metas pré-estabelecidas.
Existem várias centrais hidrelétricas com turbinas
operando a mais de 60 anos e em bom estado.
Como existem fatores inesperados que podem
diminuir a vida da turbina, um valor da vida útil
econômica de 40 anos é bastante aceitável
REFERÊNCIAS
[1] Souza, Z., Santos, A.H.M., Bortoni, E.C.,
Centrais Hidrelétricas – Estudo para
Implementação, ELETROBRÁS, Rio de Janeiro-
RJ, 1999.
[2] Henry, P., Turbomachines Hydrauliques, Press
Potytechniques et Univeritaires Romandes,
Lausanne, 1992.
[3] Macintyre, A. J. Máquinas Motrizes Hidráulicas.
Editora Guanabara Dois, Rio de Janeiro,1983.
[4] TENOT, A ., Turbines Hidrauliques et
Regúlateures Automatiques de Vitesse, Librarie
de L'enseignement Technique Léon Eyrolles
Éditeur, vol II, 1932.
[5] Mataix, C., Turbomaquinas Hidraulicas,
Editorial Icai, Madrid, 1975.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 614 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Turbogerador
RESUMO
Nos turbogeradores o acionamento da turbina se
produz pela expansão do vapor de alta pressão
procedente de um reator nuclear, no caso da
produção termonuclear de energia, ou de uma
caldeira, no caso da produção térmica a vapor
convencional. Esta expansão se realiza nos
bocais fixos e nas palhetas, montadas nos rotores,
em um ou mais estágios, onde a energia contida
no vapor se transforma primeiro em energia
cinética e em seguida em energia mecânica,
impulsionando as palhetas. As turbinas a vapor
podem ser classificadas de diversas formas. A
divisão mais usual é a sua classificação em
turbinas a vapor de contrapressão e turbinas a
vapor de extração/condensação, sendo que cada
uma possui particularidades em relação a sua
manutenção. O termo contrapressão se utiliza
para indicar que o vapor na saída da turbina está
a uma pressão superior à atmosférica. Já o termo
extração/condensação indica um equipamento em
que parte do vapor é extraído ao longo da turbina
e parte é expandido até sua pressão de
condensação. Considerando os valores de vida
média para turbinas, fornecida em número de
horas de operação, e em valores de
disponibilidade média destes equipamentos,
sugere-se uma vida útil econômica de 25 anos
para os turbogeradores.
I. INTRODUÇÃO
Nos turbogeradores o acionamento da turbina se
produz pela expansão do vapor de alta pressão
procedente de um reator nuclear, no caso da
produção termonuclear de energia, ou de uma
caldeira, no caso da produção térmica a vapor
convencional. Esta expansão se realiza nos
bocais fixos e nas palhetas, montadas nos rotores,
em um ou mais estágios, onde a energia contida
no vapor se transforma primeiro em energia
cinética e em seguida em energia mecânica,
impulsionando as palhetas. O vapor de baixa ou
média pressão procedente das turbinas pode
ainda ser utilizado em processos industriais onde
necessita-se de vapor ou energia térmica a um
nível relativamente baixo de temperatura,
determinado pela temperatura de saturação do
vapor.
A turbina de vapor como elemento motor é uma
tecnologia conhecida e bem dominada, com
muitos fabricantes de equipamentos. Uma de suas
desvantagens entretanto é o fato de possui
instalações mais pesadas e complexas.
As turbinas a vapor podem ser classificadas de
diversas formas. A divisão mais usual é a sua
classificação em turbinas a vapor de
contrapressão e turbinas a vapor de
extração/condensação.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 615 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
O termo contrapressão se utiliza para indicar que
o vapor na saída da turbina está a uma pressão
superior à atmosférica.
Já o termo extração/condensação indica um
equipamento em que parte do vapor é extraído ao
longo da turbina e parte é expandido até sua
pressão de condensação. Estas turbinas são
empregadas quando a demanda média de vapor
para processo, extraído da turbina, é inferior à
disponibilidade nas caldeiras. Neste caso, utiliza-
se a alternativa de expandir o excedente de vapor
até sua pressão de condensação, gerando mais
potência. Este tipo de turbina também pode ser
usado quando os requisitos de geração de
potência não podem ser atendidos apenas com o
volume de vapor requerido pelo processo. Como
exemplos de situações onde são utilizadas pode-
se citar as industrias alimentícias, onde utilizam-se
turbinas com uma extração (~2 atm), as fábricas
de celulose, que empregam turbinas com duas
extrações (~ 3 e 12 atm) e as plantas
petroquímicas, onde são adotadas turbinas com
duas ou três extrações.
Uma outra classificação das turbinas a vapor é
feita de acordo com a forma de regulagem na
extração de vapor para uso térmico. Sob este
aspecto, a extração pode ser automática ou não
regulável. As turbinas a vapor com extração
automática, ou extrações reguláveis, são
projetadas para permitir a retirada de quantidades
variáveis de vapor sob pressão constante, em um
ou mais pontos de extração. Para as turbinas de
extração não regulável, não há controle da
pressão do vapor retirado, que varia em função da
carga.
II. MANUTENÇÃO PREVENTIVA
A manutenção de rotina obrigatória é influenciada
por diversos fatores: número de estágios, tipo de
mancais, governador utilizado, condições do
vapor, etc. A seguir é apresentado um roteiro de
atividades para a realização de manutenção
preventiva em turbogeradores.
Manutenção diária:
• Inspecione e corrija todos os níveis de óleo
se necessário;
• Verifique e ajuste os mancais e a
temperatura do óleo de lubrificação
conforme a necessidade;
• Verifique a velocidade da turbina;
• Investigue mudanças nas condições de
operação, nível de ruído ou vibrações;
• No caso de haver paradas diárias, teste a
válvula de desengate pelo desengate
manual da turbina.
Manutenção semanal:
• Movimente a válvula de desengate através
do desengate manual de modo a prevenir
aderência de depósitos ou corrosão.
Manutenção mensal:
• Verifique vazamentos no governador.
Substitua as partes gastas;
• Verifique o dispositivo manual de
velocidade excessiva da turbina;
• Substitua, quando necessário, o óleo de
lubrificação de amostragem.
Manutenção Anual:
• Verifique todas as folgas e ajustes;
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 616 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
• Remova e limpe o filtro de vapor. Caso
esteja excessivamente sujo, limpe-o a
cada 6 (seis) meses;
• Inspecione a válvula do governador e o
assento desta. Faça um polimento na
válvula caso haja sinais irregulares de
desgaste;
• Limpe e verifique a válvula de desengate.
Substitua as partes gastas e faço um
polimento manual se necessário;
• Desmonte, limpe e inspecione o dispositivo
desengate por velocidade excessiva e as
uniões. Inspecione o pino de desengate e
verifique se está operacional;
• Verifique se há desgaste nos munhões e
mancais do rotor; substitua-os se
necessário;
• Inspecione e limpe os reservatórios de
óleo dos mancais e câmaras de
resfriamento;
• Retire a carcaça da turbina e inspecione o
eixo do rotor, os discos, as palhetas e os
aros de reforço;
• Inspecione os anéis de carbono e
substitua-os se necessário;
• Remova o conjunto do rotor da carcaça e
inspecione as palhetas reversas e anel de
injetores;
• Verifique a operação da válvula sentinela;
• Ajuste e verifique o dispositivo de
desengate por excesso de velocidade
quando a turbina for posta em operação.
De modo a prevenir condições de excesso de
velocidade e “fora de controle”, deve-se sempre
se assegurar de que a turbina a vapor esteja sob
a mesma carga antes de reajustar a válvula de
desengate com pressão de vapor nela. A maneira
mais segura de reiniciar a turbina após um
desengate é pelo fechamento da válvula de
entrada do vapor antes de se reajustar a válvula
de desengate;
III. MANUTENÇÃO CORRETIVA
A seguir apresenta-se, para os problemas mais
comumente encontrados, as prováveis causas e
as ações corretivas que devem ser utilizadas para
saná-los.
A turbina não parte:
• A válvula de desengate não está
reajustada (Reajustar a válvula de
desengate);
• Óleo de lubrificação não satisfatório
(Verificar se todos os mecanismos de
desengate e dispositivos de controle estão
operacionais e ajustá-los adequadamente);
• Válvula do governador presa na posição
de fechada (Inspecionar as conexões do
governador, a haste da válvula, gaxetas e
buchas. Substitua partes gastas ou
emperradas se necessário);
• Filtro Obstruído (Limpar);
• Pressão de Entrada do Vapor Inadequada
(Verificar se todas as válvulas à montante
da turbina estão abertas e sem água);
• Emperramento mecânico da turbina ou da
carga (Interromper o fluxo de vapor e abrir
os drenos na carcaça, rotacionar os eixos
manualmente e repará-lo se necessário).
A turbina não desenvolve velocidade:
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 617 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
• Pressão de exaustão excessiva (Reduzir a
pressão para a de projeto. Verificar se
todas as válvulas à jusante estão abertas);
• Fluxo restrito de vapor para a turbina
(Verificar se todas as válvulas de entrada
estão abertas. Checar o filtro de vapor e
limpá-lo se necessário);
• A carga excede a especificação da turbina
(Assegurar o posicionamento correto das
válvulas manuais. Reduzir a carga para o
ponto de projeto);
• Baixas pressão ou temperatura de entrada
(Assegurar-se de que todas as válvulas de
entrada estejam abertas e que não haja
água na linha do vapor);
• Aderência nas uniões da válvula do
governador (Substituir as partes gastas ou
coladas);
• Trajetória Insuficiente da Válvula do
Governador (Ajustar o curso adequado);
• Palhetas e injetores de vapor (Lavar ou
substituí-las se necessário);
• Mau-funcionamento do Governador (Fazer
ajuste, reparo ou substituição).
Vazamento excessivo na vedação:
• Anéis de carvão desgastados ou
defeituosos (Fazer a substituição
necessária);
• Molas de vedação quebradas ou fracas
(Substituir o conjunto de vedação);
• Pressão excessiva na linha de vazamento
(Ajustar a pressão de vazamento);
• Pressão excessiva na gaxeta de vedação
em turbinas de condensação (Reduzir a
pressão de vapor de vedação);
• Eixo danificado sob os anéis de vedação
(Limpar e realizar o polimento do eixo,
recuperando-o se necessário).
Funcionamento irregular do mecanismo de
desengate por velocidade excessiva:
• Mecanismo mal-ajustado (Ajustar);
• Mecanismo defeituoso (Substituir as
partes desgastadas ou defeituosas);
• Vibração excessiva ocasionando
desengate desnecessário (Determinar a
causa da vibração e corrigir);
• Alavanca manual de desengate corroída
ou desgastada (Substituir as partes gastas.
Limpar e ajuste o trinco.);
• Aderência da válvula de desengate e
uniões (Substituir as uniões desgastadas.
Fazer uma inspeção da haste da válvula e
buchas).
Temperatura Excessiva nos Mancais:
• Lubrificação Insuficiente (Verificar o fluxo
de óleo para os mancais e verificar o nível
de óleo no reservatório);
• Fluxo de água insuficiente para os
resfriadores do mancais (Regular o fluxo
da água de resfriamento);
• Resfriadores de mancal sujos (Limpar e
descarreguar os resfriadores);
• Mancais desgastados (Substituí-los se
necessário).
Água no óleo lubrificante
• Vazamento excessivo nas vedações
(Estabelecer uma operação adequada da
gaxeta de exaustão. Substituir os anéis de
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 618 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
carvão. Verificar se há vazamentos no
resfriador de óleo);
Desgaste excessivo ou incomum dos mancais:
• Óleo de lubrificação insuficiente ou sujo
(Verificar os níveis e fluxos do óleo. Trocar
o óleo e limpar os mancais);
• Baixo nível de óleo. (Adicionar óleo.
Verificar se há ajuste correto do nível
constante do reservatório);
• Anéis de óleo defeituosos (Substituí-los);
• Água no óleo (Proceder como descrito
anteriormente);
• Desalinhamento do eixo (Proceder ao
alinhamento);
• Superfícies ásperas do coxim (Recupere
as superfícies).
Vibração excessiva:
• Desalinhamento (Realinhar e verificar os
suspensores de mola);
• Folga excessiva nos mancais (Substituí-
los);
• Depósitos de partículas no rotor (Limpar e
fazer o rebalanceamento se necessário );
• Rotor avariado (Fazer o reparo e
balanceamento necessário);
• Anéis de carbono mal-encaixados ou
quebrados (Seguir o procedimento de
break-in);
• Acoplamento danificado ou desgastado
(Reparar ou substituir o acoplamento.
Verificar se a lubrificação está apropriada);
• Eixo do rotor empenado (Fazer o reparo ou
substituição. Executar o rebalanceamento
do rotor);
• Montagem irregular (Detectar sons de
fracionamento e fazer os reparos
necessários);
• Parafusos de fixação soltos ou quebrados
(Apertá-los ou substituir os defeituosos);
• Discos do rotor soltos (Fazer o reparo ou
substituição. Executar o rebalanceamento
do rotor).
Desgaste excessivo do acoplamento:
• Lubrificação insuficiente ou inexistência
desta (Fazer a lubrificação necessária);
• Expansão térmica imprópria (Recalcular a
expansão térmica. Verificar o alinhamento
com a tubulação quente);
• Desalinhamento do eixo devido a
tubulações (Verificar os suspensores de
mola e juntas de expansão).
IV. VIDA ÚTIL ECONÔMICA E TAXA DE
DEPRECIAÇÃO
Considerando os valores de vida média para
turbinas, fornecida em número de horas de
operação, e em valores de disponibilidade média
destes equipamentos, sugere-se uma vida útil
econômica de 25 anos para os turbogeradores.
REFERÊNCIAS
[2] Sawyer’s Turbomachinery Maintenance
Handbook, Volume II – Steam Turbines / Power
Recovery Turbines, 1980.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 619 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Urbanização e Benfeitorias
RESUMO
O presente trabalho aborda a urbanização e suas
benfeitorias existentes em uma central geradora,
procurando definir sucintamente suas
características e especificidades técnicas. A
fixação da vida útil de uma urbanização e de suas
benfeitorias está intimamente ligada a fatores e
características técnicas de projeto, manutenção,
uso, etc., sendo, portanto, bastante questionável.
Sendo assim, limitaremos a considerar esse
tempo em 5 anos, conforme exigência mínima
adotada pelo Código Civil Brasileiro.
I. INTRODUÇÃO
O conceito moderno de urbanização só faz
sentido quando ela harmoniza com o ambiente,
fazendo parte integrante da natureza.
A princípio esse conceito parece utópico, mas se
não levarmos em conta esta premissa,
chegaremos a decisões superficiais e estéreis.
Por exemplo, após um incêndio florestal no
parque de Yellowstone nos Estados Unidos, os
engenheiros florestais desse país observaram que
eles fazem parte da história natural das florestas.
A razão é que após esses eventos, a floresta
rapidamente se recupera, com as árvores jovens
tendo a oportunidade de crescer, pois as mais
velhas haviam sido queimadas. Esta observação é
oportuna para estudarmos como nós, homens,
devemos exercer nossa filosofia de vida integrada
à natureza.
Ao examinarmos nossas cidades, construídas
sem observar conceitos mínimos de integração
com o meio ambiente local, pode-se notar, muitas
vezes, que encostas de morro são simplesmente
terraplanadas, sem um mínimo de critério técnico
e ambiental. Com estes estudos podemos fazer
um projeto urbanístico mais apurado e que
interfira menos no meio ambiente.
Para a comunidade, também há novos conceitos,
principalmente com relação às telecomunicações,
segurança individual, etc. que têm interferido
muito na urbanização, levando a novas premissas
e novos enfoques para arruamentos, benfeitorias,
tráfego e localização de setores vitais ao bem
estar do homem.
II. ESPECIFICAÇÕES DE PROJETO
Deve-se preliminarmente antes de se elaborar o
projeto executivo de urbanização executar uma
série de observações no local em que ela será
implantada. Essas observações vão desde a
topografia, passando pelos animais silvestres do
local, procurando-se esquematizar o
encadeamento biológico destas vidas e como elas
se interagem com o meio ambiente.
Ao procurar uma gleba para construção de um
acampamento ou uma cidade é preferível escolher
um local de campina bem drenado e com
topografia pouco inclinada. Este local deve ser ao
norte ou ao sul das elevações ou serras da região
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 620 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
para melhor insolamento, não fazer parte de
várzeas ribeirinhas e não ficar próximo a alguma
depressão ou acidente natural mais notável.
A urbanização deve ser preferivelmente
longitudinal e não radial, para que possíveis
ampliações da cidade não provoque interferências
de vias de circulação. Todas as matas, capões e
outras ocorrências da flora devem ser
preservadas o melhor possível, quer contornando
ou desviando-se delas. As residências devem ser
localizadas em vias de acesso único para ser
evitado o tráfego radial e estarem num raio
máximo de 500 metros de centro comercial. Os
lotes residenciais devem ter uma área de no
mínimo 360m2, com frente mínima de 10m e
topografia mais nivelada possível para não
encarecer a construção de casas.
As vias do setor residencial deverão ter inclinação
longitudinal mínima, não servindo de escoamento
de excessos pluviométricos de encostas à
montante. Sua largura de pista mínima deve ser
de 7 metros, com pavimentação dimensionada
para suportar tráfego leve. A drenagem deve ser
executada elevando-se o eixo central no sentido
das laterais do arruamento, dotado de sarjetas
laterais e bueiros de saída. O meio-fio servirá de
demarcação da via de rolamento, separando-a
dos passeio de pedestres, o qual deverá ter
largura mínima de 1,5m, livre, sem a interferência
de árvores, sebes e outras plantas de porte. As
entradas dos automóveis nas residências deverão
ser executadas por rebaixamento do meio-fio e
devidamente sinalizadas.
As vias de ligação deverão ter preferivelmente
pistas duplas, com convergências em rotatória. A
largura de cada pista deverá ser de 7 metros, com
canteiro central de separação e passeio para
proteção de pedestres. Lateralmente os passeios
terão largura de 2 metros e, a cada 100 metros,
deverá possuir faixa de travessia para pedestres.
Os centros comerciais e de serviços deverão ser
amplos, possibilitando fácil acesso tanto de
veículos, como de pessoas e serão localizados o
mais próximo possível dos centros residenciais,
com vias dimensionadas para o tráfego de
veículos de abastecimento. A sinalização deverá
merecer atenção especial, com leitura clara dos
sinais e avisos, devendo ser postada de forma
que as tomadas de decisão por parte dos
motoristas sejam feitas a tempo.
Os centros comerciais devem ser
preferencialmente agrupamentos formando mini-
shoppings ou grupo de lojas, com circulação
interna coberta, com vias de reabastecimento
diferenciadas das vias destinadas ao público.
O estacionamento de veículos deve ser
executado em pátios separados das vias públicas
evitando congestioná-las.
Por questão de segurança os postos de
combustíveis deverão estar afastados das vias
públicas, bem como, das áreas residenciais.
As áreas de recreação devem estar localizadas,
se possível, próximo as áreas residenciais.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 621 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
As escolas e os centros de instruções devem ser
separados das vias de tráfego, com acesso
independente, localizados próximos às áreas
residenciais e sempre rodeados de áreas verdes.
A área industrial deve estar situada próxima ao
acampamento ou vilas residenciais, não devendo
estar integradas a ela fisicamente. Esta referência
serve para exemplificar que a localização da
cidade deve ser preferivelmente nas proximidades
destas áreas e não dentro delas.
Dependendo da região do Brasil, as condições
climáticas são bastante variadas e por este motivo
a urbanização deve se integrar ao meio ambiente
particular, tentando se adaptar.
Com temperaturas altas, o sombreamento de
grandes árvores e arvoredos minimizam o
desconforto, mas criteriosamente, se a umidade
relativa do ar for elevada, estas árvores deverão
ser mais espaçadas.
Caso a temperatura média for baixa, e geralmente
o é em regiões mais montanhosas, o plantio de
árvores deve ser mais usado para conter ventos e
não para promover o sombreamento.
Em regiões litorâneas o vento oriundo do mar
contém elevado teor de sal. As grandes sebes de
árvores altas podem minimizar esse
inconveniente.
As plantas que retém umidade, bem como, os
espelhos de água ou pequenos lagos artificiais
ajudarão a aumentar a baixa umidade relativa do
ar.
Dessa forma as condições climáticas podem ser
melhoradas ou suavizadas, adotando-se esses
procedimentos, aliados ainda a uma boa técnica
arquitetônica nas edificações, chegando-se a um
resultado próximo do ideal.
A água para o consumo humano deve ser obtida
de fonte a mais limpa possível para que seu
tratamento, caso necessário, seja sempre feito
com custos reduzidos.
Se a localização da vila residencial for feita
próxima às margens do lago artificial, deve-se
observar o nível máximo de suas águas para
então estabelecer a cota mínima da cidade. Se o
lago for submetido a grandes variações de nível
d’água, o afastamento da vila residencial deverá
ser substancialmente aumentado, tendo em vista
suas margens tornarem-se enlameadas
oferecendo condições ideais para proliferação de
vetores.
No litoral, a incidência de marés deve ser medida
tanto em relação a seus níveis quanto a
ocorrências anuais. O solo destas regiões é
geralmente arenoso e as edificações e
arruamentos devem ser especialmente projetados
para não sofrerem desgaste prematuro.
III. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
A fixação da vida útil de uma urbanização e de
suas benfeitorias está intimamente ligada a
fatores e características técnicas de projeto,
manutenção, uso, etc., sendo, portanto, bastante
questionável.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 622 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Sendo assim, limitaremos a considerar esse
tempo em 5 anos, conforme exigência mínima
adotada pelo Código Civil Brasileiro.
REFERÊNCIAS
[1] Diversos autores, Design of Small Dams,
United States Department of the Interior, 1987.
[2] Diversos autores, Safety Evaluation of Existing
Dams, United States Department of the Interior,
1987.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 623 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Veículos
RESUMO
Os veículos utilizados nas concessionárias variam
desde os utilitários comuns para o deslocamento
de pessoal até caminhonetes e caminhões usados
principalmente por equipes de manutenção e
obras que necessitam transportar equipamentos e
cargas pesadas em geral. Para que os serviços de
manutenção e obras possam ser executados sem
problemas, é necessário manter os veículos
sempre disponíveis e em boas condições de uso.
Por isso, a adoção de um programa de
manutenção preventiva torna-se essencial para
assegurar uma maior disponibilidade dos veículos,
reduzindo inclusive os custos de consertos e troca
excessiva de peças. Conseqüentemente,
consegue-se aumentar significativamente a vida
útil dos veículos, prolongando o seu tempo de uso
em boas condições. A vida útil econômica, de
acordo com a legislação vigente, pode ser
estimada como sendo de 5 anos.
I. INTRODUÇÃO
Um veículo terrestre é designado como automóvel
quando transporta sua própria energia de
propulsão e pode ser conduzido numa
determinada direção.
A complexidade na construção de um veículo
envolve diferentes tecnologias empregadas nas
inúmeras peças que compõem os diversos
sistemas que fazem parte de um veículo.
A descrição apresentada dará ênfase para as
partes componentes principais e tipos mais
empregados, como os motores universais a quatro
tempos que usam como combustível a gasolina ou
o óleo diesel. Contudo, para maiores detalhes,
pode-se consultar a referência que traz um estudo
completo acerca de outros componentes e tipos
diferentes de motor, como os motores a dois
tempos.
II. CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS
II.1. MOTORES
II.1.1. Princípio de Funcionamento
O funcionamento de qualquer motor de
combustão interna repousa sobre dois princípios
físico-químicos básicos:
• A combustão ou queima de qualquer
material produz sempre calor;
• Quando um gás é aquecido ocorre uma
expansão do mesmo, como parece
evidente. Se o volume permanece
constante deve haver um aumento de
pressão que pode ser aplicado para
efetuar um trabalho.
O pistão é uma das partes responsáveis pelo
movimento. O número de tempos que o pistão
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 624 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
leva para completar o ciclo varia segundo o tipo
de motor. O motor universal é chamado motor de
quatro tempos. Cada um dos tempos recebe um
nome:
• Admissão, onde se verifica a entrada da
mistura ar-gasolina.
• Compressão, onde se verifica a volta
ascensional do pistão que comprime a
mistura gasosa fechando desta forma as
duas válvulas.
• Explosão, onde se verifica a expansão dos
gases pela queima da mistura e uma
pressão relativamente intensa é exercida
sobre todas as paredes do cilindro.
• Descarga ou explosão, quando o pistão
volta para o ponto morto inferior
produzindo um abaixamento da pressão
interior do cilindro, o que força a abertura
da válvula de exaustão.
II.1.2. Elementos do Motor
Os motores podem ser classificados relativamente
às válvulas, ao agrupamento dos cilindros e ao
método de arrefecimento.
Quanto à disposição das válvulas, os motores de
quatro tempos podem ser: cilindros em “L”, em “I”,
em “T” ou em “F”. Os cilindros podem ser
agrupados de diferentes modos sendo os
principais os seguintes: em linha, em “V”, em
oposição horizontal e radiais.
II.1.3. Bloco do Motor, Carter e Cabeçote
Estas partes constituem a parte
predominantemente fixa do motor e servem de
suporte para as partes móveis.
O bloco do motor congrega: os cilindros no interior
dos quais se encontra o pistão; as aberturas das
válvulas; e quando arrefecidos a água, as abertura
para a passagem do fluxo de água.
O Carter fica na base do motor e comporta o eixo
de comando de válvulas, a árvore de manivelas,
os mancais e é provido de braçadeiras para fixar o
motor no chassis.
O cabeçote é o continente das câmaras de
combustão, das velas, e nos cilindros em I e F,
também das válvulas, além das passagens para o
fluxo de água do sistema de arrefecimento.
II.1.4. O Pistão
O pistão deve suportar esforços muito elevados,
devendo ser projetado para operar nas mais
diversas temperaturas e pressões.
Os pistões possuem ranhuras, em número de três
ou quatro, onde são engastados anéis, cujas
funções são indicadas pelos próprios nomes e que
são feitos de material menos duro que o do
cilindro de forma que tendam a desgastar-se pelo
atrito evitando a retificação do bloco em
conseqüência de riscos e desgastes.
II.1.5. As Válvulas
Em cada cilindro existem usualmente duas
válvulas – uma de admissão e outra de exaustão.
Pela válvula de admissão entra o combustível,
pela de exaustão escapam os gases queimados.
II.1.6. Árvore do Comando de Válvulas
A abertura das válvulas é feita pelo comando de
válvulas ou árvore de comando de válvulas, que
possui um ressalto para cada válvula que deve
operar e a abertura da válvula é determinada pela
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 625 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
dimensão deste ressalto em relação à dimensão-
base do eixo. A transmissão do movimento é feita
através de polias, correntes ou engrenagens, da
árvore de manivelas até a árvore de manivelas até
a árvore de comando das válvulas.
II.1.7. Distribuição
Como é evidente, o uso de vários cilindros em um
motor acarreta problemas de vibrações que
podem ser resolvidos com um correto
balanceamento das forças postas em jogo.
Um motor é dito “balanceado” quando possui
equilíbrio de potência e mecânico. O
balanceamento mecânico ocorre quando o projeto
prevê que as partes móveis sejam dispostas de
forma a fazer com que o movimento de umas
contrabalanceie o das outras, minimizando a
vibração. O equilíbrio de potência tem relação
direta com a distribuição do motor, isto é, a
seqüência de explosões nos diferentes cilindros.
II.2. SISTEMA DE ALIMENTAÇÃO
II.2.1. Combustível
Os motores a combustão interna têm como
combustível a gasolina ou o óleo diesel, na
maioria dos casos.
A energia necessária ao movimento do veículo é
obtida por um processo termodinâmico de queima.
O combustível é formado por hidrocarbonetos
voláteis (gasolina e óleo diesel) e o comburente é
o oxigênio.
Para ocorrer a combustão, é preciso que seja
atingido um certo ponto crítico para que ocorra a
queima. Esta condução ao ponto crítico pode ser
feita de duas formas básicas: por compressão e
centelhamento para os motores a gasolina ou
simplesmente por compressão no caso dos
motores a diesel.
As especificações básicas para o controle de
qualidade da gasolina devem ter em vista os
seguintes itens: volatilidade, custo operacional,
especificação do nível de enxofre, índice de
oxidação, octanagem e aditivos. Para o óleo
diesel, é preciso que o combustível: tenha ignição
rápida e queima constante, porém também rápida;
possua qualidades lubrificantes para permitir o
correto funcionamento das bombas e válvulas;
não possuir quantidade além da permissível de
matérias estranhas; pequena viscosidade para
permitir uma vaporização eficiente.
II.2.2. Elementos do Sistema de Alimentação
Os elementos que compõem o sistema de
alimentação são:
• Tanque de gasolina: recipiente destinado a
conter o combustível.
• Bomba de gasolina: sua função é retirar
gasolina do tanque e conduzi-la até o
carburador.
• Medidor de Gasolina: indica a quantidade
de gasolina que há no tanque.
• Filtro de gasolina: evita que impurezas
venham a misturar-se ao combustível.
Pode ser constituído por classes especiais
de telas metálicas ou ainda por camurça.
• Filtro de ar: separa o pó e elimina as
partículas mais finas que ainda
permaneceram em suspensão. Os filtros
mais comuns são o tipo de banho de óleo
e o filtro de papel.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 626 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
• Carburador: responsável pela mistura do
combustível com o ar nas proporções
convenientes para o tipo de operação a
que é submetido o motor. Os carburadores
são divididos em seis subsistemas:
sistema da cuba, sistema de marcha lenta,
sistema de velocidade, sistema de alta
velocidade, sistema da bomba de
aceleração e sistema de abafamento –
afogador. Os principais tipos de
carburadores são o gravitacional,
concêntrico, duplo e quádruplo.
II.3. SISTEMA DE ADMISSÃO E ESCAPAMENTO
II.3.1. Coletores
Os coletores de admissão são tubulações que
conduzem a mistura formada pelo carburador ou
carburadores para os cilindros.
II.3.2 Supercompressores
O supercompressor é um equipamento que tem
por finalidade aumentar o desempenho do veículo
através do incremento de pressão do ar e do
combustível no carburador, antes que a mistura
de ambos seja injetada no motor.
II.3.3. Sistema de Escapamento
O sistema de escapamento coleta os gases
resultantes da queima da mistura combustível-ar
nos cilindros do motor e os transfere para a
atmosfera evitando ao máximo a perda de
potência, ruído, vibração e transferência de calor
para a carroceria.
O sistema compõe-se principalmente de: coletores
de exaustão, flange do tubo de escapamento, tubo
de escapamento, silencioso e tubo de descarga.
II.3.4. Silencioso
A função do silencioso é precisamente reduzir a
pressão dos gases de forma a restringir o ruído da
expulsão dos gases a um mínimo.
II.4. SISTEMA DE ARREFECIMENTO
As explosões no interior dos cilindros provocam
temperaturas elevadas que exigem o
estabelecimento de um resfriamento eficiente do
motor para manter seu perfeito funcionamento.
Usualmente o processo escolhido é o de
refrigeração por meio da água.
II.4.1. Refrigeração Direta ou a Ar
No caso do arrefecimento direto os cilindros
possuem aletas pelas quais circula o ar e tem
como característica principal a simplicidade,
menor peso do motor e maior rendimento por litro
de combustível empregado pelo fato do motor
trabalhar a maiores temperaturas e melhor
lubrificação.
II.4.2. Arrefecimento Indireto ou a Água
Neste sistema a água circula pelos pontos
quentes do motor e é conduzida ao radiador onde
é resfriada pelo ar. O sistema compõe-se de:
camisas d´água, bomba d´água, radiadores,
válvulas de passo duplo, ventilador ou hélice,
termostatos e tampa do radiador.
II.5. SISTEMA DE LUBRIFICAÇÃO
A lubrificação consiste na inserção de uma
película de óleo entre as partes em contato de
modo a reduzir a um mínimo o atrito entre o eixo e
o furo.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 627 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
II.5.1. Funções do Lubrificante
Um lubrificante exerce quatro funções principais:
evitar o contato direto entre as partes metálicas
móveis (lubrificar por capilaridade); reciclar e
eliminar na medida do possível o calor no interior
do motor (refrigerar); carregar consigo as
impurezas resultantes do aquecimento e do atrito
entre as partes móveis, bem como daquelas que
tenham conseguido superar o sistema de filtragem
do ar e do próprio óleo. Pela sua capacidade de
formar películas, isto é, resistência ao derrame, é
utilizado para preencher os espaços (folgas)
indispensáveis entre os pistões, anéis e cilindros,
vedando a passagem dos gases para o cater.
II.5.2. Classificação
Os óleos são classificados de acordo com sua
viscosidade através de uma série numérica ou
escala padronizada.
II.5.3. Sistema de Lubrificação
Existem dois sistemas distintos de lubrificação:
• Sistema de Lubrificação do motor: o óleo
circula a partir de um reservatório ou
Carter para as partes móveis do motor,
como pistões, anéis e cilindros, bielas, pino
da biela, válvulas, etc. Este sistema pode
ser a pressão ou salpicamento, ou uma
combinação dos dois processos.
• Sistema de Lubrificação do Chassis: vários
pontos requerem lubrificação num chassis
de automóveis. Cada um destes pontos
exige uma lubrificação específica e ainda
não se conseguiu sintetizar um lubrificante
que atenda a cada exigência das partes,
havendo portanto muitos tipos diferentes
de elementos de lubrificação.
Um sistema de lubrificação possui ainda outros
componentes importantes, como as bombas de
óleo que impelem os óleos através de dutos, as
válvulas de descarga que aliviam a pressão do
óleo, os indicadores de nível de óleo, os filtros de
óleo e o sistema de ventilação do Carter que
arrasta para fora dele os vapores de água e
gasolina resultantes da infiltração que se verifica
quando da queima da mistura nos cilindos.
II.6. ENGRENAGENS
As engrenagens têm como objetivo principal
efetivar transformações de movimentos. Um
movimento é alterado segundo sua direção ou
velocidade. As engrenagens promovem
principalmente a mudança de velocidades.
De acordo com a aplicação, deve-se utilizar um
tipo de engrenagem mais adequada. As
engrenagens podem classificadas como:
engrenagens planas diretas, engrenagens
helicoidais, engrenagens espirais, engrenagens
de dupla espiral, engrenagens cônicas e
engrenagem hipóide.
II.7. SISTEMA DE EMBREAGEM
A embreagem tem como função específica
conectar o motor ao sistema de transmissão e
desconecta-lo segundo um comando mecânico de
pedal, permitindo que o motor gire sem provocar o
movimento do veículo. A embreagem funciona
ainda como elemento promovedor de saídas
suaves e engates de marcha mais fáceis e sem
ruído. Os tipos mais comuns são as embreagens
cônicas e as embreagens de disco duplo.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 628 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
II.8. CÂMBIO
O movimento de um veículo tem uma etapa inicial
de maior força exigida para vencer a inércia e
depois uma outra etapa de desenvolvimento de
velocidade ou aceleração. Para que a velocidade
regime seja mantida para cada relação particular,
deve-se trocar de marcha através do câmbio,
mudando com isso a relação de transmissão de
potência.
II.9. DIREÇÃO
As rodas do veículo, assim como os pneus,
básicos para qualquer projeto, são apoiadas sobre
mangas ou pontas de eixo, ficando o eixo
propriamente dito fixado à estrutura principal do
carro ou chassis. A direção tem por objetivo
alterar a angulação das rodas de modo a permitir
que este possa realizar alterações de direção em
curvas e manobras. Uma direção deve ser suave,
precisa, com folga reduzida. Um ponto importante
que deve ser ressaltado diz respeito ao
alinhamento das rodas, que é feito para garantir
uma maior estabilidade.
II.10. EIXOS DIANTEIRO E TRASEIRO
Os eixos recebem a rotação do motor
convenientemente reduzida e a transferem com
uma mudança de 90° para as rodas. A angulação
na transmissão para as rodas sofre uma redução
para um desempenho mais efetivo do carro
através do emprego de coroa e pinhão de tipo
helicoidal ou hipóide. Para que o movimento seja
executado com sucesso, são necessários alguns
componentes a mais, como juntas, árvores de
transmissão, sistema de coroa e pinhão e o
diferencial.
II.11. SUSPENSÃO
O sistema pode ser resumido nos pneumáticos,
nos amortecedores, nas molas e barras
estabilizadoras. Pequenas irregularidades são
absorvidas pelos pneumáticos que graças aos
atritos normais de rodagem e a pequenos
choques se aquecem e transmitem esse excesso
ao ar atmosférico. Quando as irregularidades se
tornam maiores, são absorvidas pelo sistema de
molas que tem importância fundamental no
sistema. Os amortecedores entram em ação para
reduzir o número e a amplitude das vibrações do
molejo.
II.12. FREIOS
O princípio fundamental da frenagem é o atrito, a
exemplo do que acontece no movimento. Um dos
recursos utilizados para a diminuição da
velocidade de um automóvel é suprimir-se o
fornecimento extra de combustível, servindo-se da
rotação forçada do motor que tende a cair em
marcha lenta como conseqüência desta ação.
Mas na verdade, nenhuma outra parte do
automóvel, em termos de operação, é mais
importante que os freios, que além de serem
capazes de desacelerar um veículo em
movimento até sua parada, devem ser capazes de
faze-lo no menor espaço possível. Dentre os
sistemas de freios existentes, pode-se destacar o
sistema de freios a tambor, cilindro mestre ou
burrinho mestre, freio de mão e freio a disco.
II.13. RODAS E PNEUMÁTICOS
A duração dos pneus, além do controle de
pressão e da forma em que são utilizados,
depende também do alinhamento de rodas,
regulagem do sistema de direção, suspensão e
freios. Os rolamentos da ponta de eixo também
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 629 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
desempenham um papel importante.O principal
desgaste irregular deve-se ao mau alinhamento
de rodas, o que deve ser resolvido com a
verificação periódica da cambagem, castagem,
convergência e divergência das rodas. As rodas
do veículo devem ser lubrificadas periodicamente
II.14. CHASSIS
O chassis do automóvel é a armação metálica que
suporta todas as partes suspensas do veículo e
que é submetida a esforços intensos, devendo
ser, portanto, a mais rígida possível. O motor é
fixado ao chassis segundo suportes em três ou
quatro pontos. Cossinetes são empregados para
evitar que a vibração produzida pelas partes
móveis seja transmitida à carroceria e aos
passageiros. Quanto mais fixamente preso o
motor, melhor deve ser o sistema em termos de
elasticidade, para absorver os esforços e
vibrações produzidos pelo motor.
II.15. SISTEMA DE IGNIÇÃO
O sistema de ignição tem como objetivo fornecer
uma centelha, dentro do cilindro, ao aproximar-se
o fim do curso de compressão, a fim de inflamar a
mistura ar-gasolina. O instante preciso em que
ocorre o centelhamento tem atuação importante
em termos da eficiência e desempenho do motor.
O sistema compreende a partida ou contato,
bobina de alta tensão, distribuidor, interruptor ou
platinado, condensador, excêntrico, mecanismo
de avanço mecânico e a vácuo e velas.
Atualmente, a ignição eletrônica é outro sistema
muito utilizado.
II.16. SISTEMA ELÉTRICO
O sistema elétrico do motor tem como função
precípua acionar o motor de arranque, manter a
centelha nas velas mediante transformação na
bobina (ignição). Quando o motor circula em
marcha lenta, é preciso retirar energia elétrica do
sistema, ou ainda, quando o veículo está parado,
é preciso retirar energia do sistema para o
acionamento do motor, o que explica a
necessidade do acumulador ou bateria. O
alternador armazena energia n bateria que a
transmite para os elementos elétricos do
automóvel. Esta distribuição é feita da bateria ao
motor de arranque e daí a todos os elementos
através de uma ligação em paralelo com a bateria.
Um único cabo isolado transporta a corrente do
borne isolado da bateria, ao passo que as partes
metálicas do motor e do chassis fazem o papel de
ligação ao terra da bateria.
O sistema elétrico pode ser dividido em 5
subsistemas, cada qual composto por diversas
partes componentes:
• Sistema de arranque;
• Sistema de ignição;
• Sistema de carga à bateria;
• Sistema de iluminação;
• Sistemas auxiliares.
II.17. ACESSÓRIOS
Os acessórios de um veículo compreendem os
condicionadores de ar, o sistema de lanternas,
farol de ré, luzes internas, indicadores de painel,
dentre outros que variam de modelo para modelo.
III. MANUTENÇÃO PREVENTIVA
A manutenção preventiva tem um papel
importante para reduzir as paradas corretivas com
conseqüente aumento da disponibilidade e
redução dos custos de manutenção, prolongando
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 630 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
com isso a vida útil do veículo. A periodicidade
será determinada pela quilometragem do veículo.
A manutenção preventiva deve compreender pelo
menos os seguintes itens:
• Lubrificante: não se deve descuidar do
óleo do Carter: o nível deve estar entre a
marca superior e a inferior. A viscosidade é
um item importante e se a lâmpada-vigia
começar a se acender, mesmo com o óleo
acima do mínimo, deve-se trocar o fluido
de lubrificação com a máxima brevidade
ou pelo menos deixar o motor esfriar antes
de prosseguir a jornada.
• Filtro de ar do carburador: deve-se limpar o
elemento filtrante e substituí-lo quando
necessário.
• Lubrificação do chassis: após lavagem, as
articulações do chassis devem ser
lubrificadas. Quando providas de pinos
devem ser lubrificadas com graxa
semifluida (graxa de chassis).
• Rolamentos das rodas dianteiras: retira-
los, limpa-los e engraxá-los com graxa
específica para rolamentos.
• Juntas universais (transmissão): quando
possuem orifícios de lubrificação –
normalmente. Quando não os têm,
desmontá-las e reengraxá-las.
• Regulagem do motor: um ciclo pode ser
completado numa seqüência lógica:
bateria, velas, compressão nos cilindros,
válvulas, distribuidor, platinados, ponto de
ignição e carburador.
• Bateria: limpeza e aperto dos bornes.
Empregar vaselina ou ainda graxa.
Verificar se o eletrólito cobre as placas de
sobrenível. Em caso de falta acrescente-se
água destilada.
• Velas de ignição: devem ser retiradas e
limpas com ar comprimido, substituindo
quando necessário.
• Válvulas no bloco: deve-se regular a folga
através de um calibre de lâminas. No caso
de desgaste excessivo, deve-se substituir
ou retificar o tucho.
• Distribuidor: limpar e numerar os bicos dos
cabos das velas. Averiguar estado da
tampa, escova e bicos dos cabos. Trocar
os itens avariados. Platinados devem ser
tratados com especial cuidado.
• Ponto de ignição: para que o motor fique
realmente afinado é preciso que se ajuste
o ponto de ignição com a maior precisão
possível.
• Carburador: após a retirada do filtro de ar,
retira-se o carburador e procede-se à
limpeza de seus componentes. Monta-se o
carburador observando o estado de
conservação das juntas. Se necessário,
substituí-las.
Outros ajustes e regulagens podem variar com o
tipo de motor usado e modelo do veículo,
devendo-se seguir as recomendações do
fabricante.
IV. MANUTENÇÃO CORRETIVA
Uma vez constatado o problema, devem ser
tomados os devidos procedimentos para a
substituição da peça ou peças defeituosas,
fazendo as devidas regulagens e ajustes
necessários.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 631 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
V. VIDA ÚTIL ECONÔMICA
De acordo com a legislação vigente, para fins de
depreciação, a vida útil econômica dos veículos é
definida como sendo de 5 anos. Portanto, a vida
útil econômica dos veículos pode ser estimada em
5 anos.
REFERÊNCIAS
[1] Pugliesi, M. “Manual completo do automóvel:
mecânica, especificações e manutenção”. São
Paulo, Hemus, 1976. Vol. 1 e 3.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 632 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
TABELA COMPARATIVA
Evolução das Taxas de Depreciação do Setor Elétrico
Resolução ANEEL
N° 002 24/12/1999
Estudo Vida Útil
Econômica
Nov./2000 Descrição dos Itens Patrimoniais ou Título das Unidades
de Cadastro Vida Útil
(Anos)
Taxa
(%)
Vida Útil
(Anos)
Taxa
(%)
Armazenagem, Manipulação, Transporte de Combustível
Líquido e Gasoso 25 4,0 35 2,9
Armazenagem, Manipulação, Transporte de Combustível
Nuclear 30 3,3 20 5,0
Armazenagem, Manipulação, Transporte de Combustível
Sólido 20 5,0 25 4,0
Armazenagem, Manipulação, Transporte de Resíduo 15 6,7 15 6,7
Armazenagem, Manipulação, Transporte de Resíduo Nuclear 30 3,3 40 2,5
Balança para Veículos de Carga 22 4,5 30 3,3
Banco de Capacitores (Sistema de Distribuição) 15 6,7 15 6,7
Banco de Capacitores (Sistema de Transmissão) 20 5,0 20 5,0
Barragem e Adutora 50 2,0 100 1,0
Barramento 40 2,5 35 2,9
Caldeira 20 5,0 25 4,0
Câmara e Galeria 25 4,0 25 4,0
Canal de Descarga 25 4,0 40 2,5
Chaminé 25 4,0 20 5,0
Chave (Sistema de Distribuição) 15 6,7 15 6,7
Chave (Sistema de Transmissão) 30 3,3 30 3,3
Compensador de Reativos 30 3,3 30 3,3
Comporta 30 3,3 30 3,3
Computador e Periféricos – – 3 33,3
Condensador de Vapor 23 4,3 25 4,0
Conduto e Canaleta 25 4,0 25 4,0
Conduto Forçado 32 3,1 30 3,3
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 633 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Resolução ANEEL
N° 002 24/12/1999
Estudo Vida Útil
Econômica
Nov./2000 Descrição dos Itens Patrimoniais ou Título das Unidades
de Cadastro Vida Útil
(Anos)
Taxa
(%)
Vida Útil
(Anos)
Taxa
(%)
Condutor (Sistema de Distribuição) 20 5,0 20 5,0
Condutor (Sistema de Transmissão) 40 2,5 30 3,3
Controlador Programável – – 10 10,0
Conversor de Corrente 25 4,0 10 10,0
Conversor de Freqüência 25 4,0 25 4,0
Disjuntor 33 3,0 30 3,3
Edificação – Casa de Força – Produção Hidráulica 50 2,0 50 2,0
Edificações – Outras 25 4,0 30 3,3
Elevador e Teleférico 25 4,0 25 4,0
Equipamento Geral 10 10,0 10 10,0
Equipamentos da Tomada D’Água 27 3,7 30 3,3
Equipamentos do Ciclo Térmico 22 4,5 25 4,0
Estradas de Acesso 25 4,0 5 20,0
Estrutura (Poste, Torre) (Sistema de Distribuição) 25 4,0 25 4,0
Estrutura (Poste, Torre) (Sistema de Transmissão) 40 2,5 50 2,0
Estrutura da Tomada D’Água 25 4,0 50 2,0
Estrutura Suporte de Equipamento e de Barramento 40 2,5 50 2,0
Fibra Óptica 22 4,5 30 3,3
Gerador 30 3,3 30 3,3
Gerador de Vapor 30 3,3 25 4,0
Instalações de Recreação e Lazer 25 4,0 30 3,3
Luminária 13 7,7 15 6,7
Medidor 25 4,0 25 4,0
Motor de Combustão Interna 15 6,7 15 6,7
Painel, Mesa de Comando e Cubículo 33 3,0 30 3,3
Pára-Raios 22 4,5 20 5,0
Ponte Rolante, Guindaste ou Pórtico 30 3,3 30 3,3
Precipitador de Resíduos 20 5,0 15 6,7
Protetor de Rede 25 4,0 20 5,0
Reator (ou Resistor) 36 2,8 20 5,0
Reator Nuclear 30 3,3 40 2,5
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 634 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Resolução ANEEL
N° 002 24/12/1999
Estudo Vida Útil
Econômica
Nov./2000 Descrição dos Itens Patrimoniais ou Título das Unidades
de Cadastro Vida Útil
(Anos)
Taxa
(%)
Vida Útil
(Anos)
Taxa
(%)
Rede Local de Computadores – – 5 20,0
Regulador de Tensão (Sistema de Distribuição) 21 4,8 21 4,8
Regulador de Tensão (Sistema de Transmissão) 28 3,5 25 4,0
Religador 23 4,3 23 4,3
Reservatório 50 2,0 100 1,0
Seccionalizador 40 2,5 40 2,5
Sistema Anti-Ruído 30 3,3 30 3,3
Sistema Auxiliar de Corrente Contínua – – 10 10,0
Sistema de Água de Circulação 21 4,9 20 5,0
Sistema de Alimentação de Energia 17 5,9 20 5,0
Sistema de Amostragem Primário 30 3,3 30 3,3
Sistema de Ar Comprimido 17 5,9 20 5,0
Sistema de Ar e Gases de Combustão 22 4,5 22 4,5
Sistema de Aterramento 40 2,5 40 2,5
Sistema de Comunicação e Proteção Carrier 20 5,0 20 5,0
Sistema de Comunicação Local 15 6,7 15 6,7
Sistema de Controle Químico e Volumétrico 30 3,3 40 2,5
Sistema de Dados Meteorológicos e Hidrológicos 12 8,3 10 10,0
Sistema de Exaustão, Ventilação e Ar Condicionado 20 5,0 15 6,7
Sistema de Lubrificação, de Óleo de Regulação e Óleo
Isolante 25 4,0 30 3,3
Sistema de Proteção Contra Incêndio 25 4,0 30 3,3
Sistema de Pulverização do Envoltório de Contençã 30 3,3 30 3,3
Sistema de Radiocomunicação 14 7,1 20 5,0
Sistema de Refrigeração de Emergência do Núcleo do Reator 30 3,3 40 2,5
Sistema de Refrigeração do Reator 30 3,3 30 3,3
Sistema de Refrigeração e Purificação do Poço de
Combustível Usado 30 3,3 30 3,3
Sistema de Resfriamento de Equipamentos 25 4,0 20 5,0
Sistema de Serviços 25 4,0 25 4,0
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 635 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação
Resolução ANEEL
N° 002 24/12/1999
Estudo Vida Útil
Econômica
Nov./2000 Descrição dos Itens Patrimoniais ou Título das Unidades
de Cadastro Vida Útil
(Anos)
Taxa
(%)
Vida Útil
(Anos)
Taxa
(%)
Sistema para Gaseificação de Carvão 15 6,7 15 6,7
Subestação SF6 50 2,0 35 2,9
Subestação Unitária 28 3,6 28 3,6
Suprimento e Tratamento D’Água 25 4,0 25 4,0
Transformador de Aterramento 50 2,0 50 2,0
Transformador de Distribuição 20 5,0 20 5,0
Transformador de Força 40 2,5 30 3,3
Transformador de Medida 33 3,0 30 3,3
Transformadores de Potencial Capacitivo e Indutivo 33 3,0 30 3,3
Transformador de Serviços Auxiliares 30 3,3 30 3,3
Turbina a Gás 20 5,0 20 5,0
Turbina Hidráulica 40 2,5 40 2,5
Turbogerador 25 4,0 25 4,0
Urbanização e Benfeitorias 25 4,0 5 20,0
Veículos 5 20,0 5 20,0