Author Archives: Adolpho Eletricista

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Learn What is Automatic Circuit Reclosers – ACRs and How It Works

The Automatic Circuit Recloser – ACR, is an automated switching equipment installed in electrical distribution networks, usually in 13.8, 27 and 36 kV primary circuits.

Automatic Recloser


Automatic Circuit Recloser in Poste

They are predominantly located in the primary distribution network, however, to re-establish power supply interruptions more efficiently and quickly, they are also found in Distribution Transformer Stations (DTSs), also known as substations, operating in coordination with an automatic disconnect switch. with a circuit breaker.


Automatic Circuit Reclosers – ACRs in DTS


The Automatic Circuit Recloser has two basic functions in the distribution system: reliability and overcurrent protection. They are often used to increase the reliability of the electrical power distribution system.

It is a cost-effective solution for disconnecting power grids, and is often used in locations where coordination with other protective and maneuvering equipment is difficult. It is suitable for use in medium voltage overhead distribution networks in coordination with automatic recloser circuit protection. Its operating principle is based on automatic detection of grid failure, interrupting the electrical circuit temporarily.

After a pre-configured period, the ACR will automatically restore power to the mains, checking if the circuit failure still persists. If it persists, it will shut down and after a certain time will restart again.

It can be programmed for two quick reclosing attempts – from 10 to 15 seconds each operation and two delayed attempts – from 20 to 30 seconds, or one quick and three delayed attempts, or according to the need of the electrical circuit where it will be installed. If the fault has been rectified after the first operation, the ACR will remain on and the electrical circuit will be restored, without the need for professional intervention; otherwise, it will shut down and after the set time will attempt to restart again. The maximum number of circuit reclosing attempts is four operations. If reclosing is unsuccessful, a team of professionals should attend the site to rectify the fault and restart the equipment.

They are usually installed in wooded areas,



Tree Branches

where the incidence of branches in the distribution network is large, which causes the circuit to be disconnected. Since the time that the branch stays on the net is usually short, probably on the first attempt of reclosing the branch has already left the network and the circuit is reestablished.


Live Online Work

Another application of the automatic recloser is to block the reclosing of the electrical circuit. When live (energized) work crews will work beyond ACRS, the lockout function is used because if an accident occurs while working, it will shut down and will not restart again.

After the services are executed, the ACR is removed from the blocking condition. It can also be used to disconnect the electrical circuit for dead line maintenance.


Dead Line Work

ACR shutdown, reclosing and blocking operations can be performed by specific equipment for maneuvering by trained professionals, or by automation (remote operation).

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Losses in the Electric Power System

The SEP – Electrical Power System consists of generation, transmission and distribution. Losses in the Electric Power System refer to the generated electric energy that passes through transmission lines and distribution networks, but which is not commercialized, either for technical or commercial reasons.


Electrical Power System

The transmission of energy, whether in transmission or distribution, inevitably results in technical losses related to the transformation of electrical energy into thermal energy in conductors (joule effect), losses in transformer cores, dielectric losses, etc.

Non-technical or commercial losses stem mainly from theft (clandestine connection, direct network diversion) or energy fraud (tampering in measurement), popularly known as “cats”, metering and billing errors.

Losses in the Electric Power System are controlled through the automation of the electric system and power factor control (PF), according to the ANEEL Ordinance, which establishes PF = 0.92. This control against the big consumers is done with great seriousness and those who escape the limit of 0.92 will bear a heavy fine.

Another way to control losses is by using peak and intermediate rush hour rates. Many customers chose to use the Generator Group that was inoperative at these times, putting it to operate, in order to reduce the consumption of electricity at these times. The amount that is spent on diesel is much lower than with electricity tariffs and fines.

End Time

This schedule is composed of a period of three consecutive hours that is adopted between 5:00 pm and 10:00 pm, including holidays, except Saturdays and Sundays. These times can vary from concessionaire to concessionaire, according to the region in which it is established.

Intermediate Hours

It is the period comprised of an hour before and an hour after the rush hour.

Off Time

It’s the remaining 19 hours of the day.

The white tariff for residential customers is in force, which is the incentive for not using high power equipment, such as shower, electric faucet and iron, during peak and intermediate hours.

The white tariff is a new tariff option that signals to consumers the variation of the energy value according to the day and time of consumption. It will be offered to consumer units that are serviced at low voltage (127, 220, 380 or 440 volts, denominated group B) and to those belonging to group A that opts for the low voltage tariff. The measure was approved in a public meeting of the Board of Directors of ANEEL.

The star system transformers projects, as mandated by ANEEL, also contribute to the reduction of losses because it is a more balanced and reliable system than the delta system. The goal is to eliminate, over time, the delta distribution system.

Inspections with thermovision to check and subsequently eliminate hot spots – current leakage – occurring in compromised connections, equipment or insulators are constant practices, as well as load balancing between primary phases.

The construction of new DTEs and new circuit designs, including changing the distribution voltage class from 5 kv to 15 kv or 25 kv, according to the region, are prime factors to reduce losses in the Electric Power System, since the higher the voltage the lower the current and, consequently, the lower the losses.

Moving to compact primary network – space cable – is also a determining factor for loss reduction. The Department of Distributed Engineering analyzes and controls all primary circuits, and when necessary intercedes for its improvement.



Technical Losses

Technical Losses in Distribution

The distribution system is divided according to the network segments (high, medium and low voltage), transformers, connection extensions and meters. Specific models are then applied for each of these segments, using simplified information of existing networks and equipment, such as length and gauge of conductors, power of transformers and power supplied to consumer units. Based on this information, it is estimated the percentage of efficient technical losses related to the energy injected into the network.

Non-technical losses

The non-technical losses are calculated by the difference between total losses and technical losses. The regulatory values ​​of non-technical losses are calculated by ANEEL by a methodology for comparing the performance of distributors, observing efficiency criteria and the socioeconomic characteristics of concession areas .

Sources: ANEEL – National Electric Energy Agency

ENEL Distribuição

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GTD – Generation, Transmission and Distribution of Electric Energy

When we are dealing with GTD – Generation, Transmission and Distribution of Electric Energy, we refer to the SEP – Electrical Power System, which is defined by “all the materials and equipment necessary for the Generation, Transmission and Distribution of Electric Energy to the final consumer, including”.

The electric power is generated in the Power Plants, which can be: Hydroelectric, Thermoelectric, Nuclear, Solar, Wind, Geothermal and Tidal Power.


Hydroelectric plant

After generation, the voltage must be raised to transmission voltage levels, which is done in an Transformer Transmission Station, located next to the Generating Plant. It is a Voltage Lifting Substation.
The voltage is raised to 138 kV, 235 kV, 440 kV, 750 kV at the 60 hertz (AC) frequency, and there are some transmission networks operating at 1 MV on an experimental basis.
Some transmission networks work in DC until certain point of the circuit, being converted back to AC.


Tidal power plant

HVDC systems are an alternative for the transmission of large blocks of energy (over 1500 MW) over long distances (over 1000 km).

In the 1950s, the transmission voltage was 50 kV, then it was changed to 69 kV and some years later to 88 kV. Today these voltage values ​​are considered subtransmission voltage.

After the Transmission, there is a Transformer Transformer Station, where the voltage is transformed into subtransmission values ​​to feed the Transformer Distribution Stations and Substations of large industries.

Transmission

The reason for increasing the value of the transmission voltage over the years was the increase in the demand for electric power, caused by the population increase, industrial and business growth and the range of consumer electronics devices that appeared in the consumer market, with increasing powers high.

As an example we have the electric shower, which migrated from 3000 W to 4500 W, 5600 W, 6800 W and 7800 W. Aluminum Cable for Transmission When we talk about increased demand, we refer to an increase in electric current, which causes overload in the Electrical System of Power and Loss, requiring the increase of the working voltage to lower the current, as they are inversely proportional in the SEP.


Aluminum Cable for Transmission

Another determining factor for raising the transmission voltage is that it is possible to reduce the gauge of the electric conductors, as the current values ​​are lowered; we can not forget that the calculation of voltage drop is also a preponderant factor for the calculation of the gauge of the conductor to be used.

Upon reaching urban centers, electricity must be lowered to levels of distribution to be delivered to customers.

The whole process of distribution network operation is found in the articles Primary Distribution Network, Distribution Transformer Station, Underground Distribution Network among others in this site.

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Know the Star System of Distribution of Electric Energy

The Star System is composed of a three-phase transformer powered by the three phases of the primary circuit of electric energy distribution.

The primary bushings H1, H2 and H3 are fed by the 3 primary phases, protected by fuse switches (Matheus) and links specified according to the power of the transformer.

In the secondary output bushings X0, X1, X2 and X3, we will obtain the output voltages, as shown below:



Star System Connection Scheme

The system is powered at 13.8 kV, since the phases are D, E and F, subject discussed in the article on Delta System.

The bushing X0 corresponds to the NEUTRAL of the star system, X1 to phase A, X2 phase B and X3 phase C.

The nominal voltages between Neutral and Phase A, Neutral and Phase B, Neutral and Phase C are equal to 127 V and nominal line voltages equal to 220 V (127/220 V system).

Phases A, B and C are better known in the industry for R, S, and T.


Schematic of a star transformer

Schematic of a star transformer In the star system 220/380 V the nominal voltage between Neutral and Phase is 220 V, and the nominal line voltage is 380 V.

The expression used for voltage calculation in the three-phase system is as follows:

Where: VFN – neutral phase voltage

VFF – phase phase voltage or line voltage

V3 = 1.73 (approximate value, since it is periodic tithe)

According to the star formed by the 3 secondary coils (figure above), we notice that the phase angle between Phases A, B and C is 120º, which keeps the voltages out of phase as shown below:



Three Phase Voltage Diffusion Chart

Three Phase Voltage Diffusion Chart Author’s Note: RMS voltage, from the English Root Mean Square or Effective Value are the line or phase voltages.

Analogy between Star System and Delta System

In the Star System, because of the balanced voltages, we have been able to load loads much higher than the Delta System, which presents unbalanced voltages.

Due to the imbalance between the secondary voltages, the Delta System generates a very large load unbalance in the SEP – Electrical Power System, damaging it, whereas in the Star System, because of the balanced voltages, we can balance the loads with greater ease, keeping the SEP more stable and generating a smaller number of maintenance in the circuits of distribution, transmission and the generation of electric energy.

Conclusion

The Star System is infinitely better than the Delta System in all respects.

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Frequently Asked Questions about the Delta Distribution System

Some frequent questions from site readers and professionals in the area.


Do three-phase equipment manufactured for the Star System work on the Delta System?
Both motors and resistors operate normally in the Delta System.  Only the motor connections must be performed by a qualified professional to avoid damaging the motor.


Is the Delta System in practice the same as the Triangle?
Delta system and triangle is the same thing. It is called a triangle because the representation of the Greek letter delta is a triangle.


One of the differences between the Delta Three Phase System is that the fourth phase (S phase) has higher voltage than the neutral?
Yes. The nominal voltage of the fourth phase (phase S) with respect to the neutral is 200V, while in the star system the phase voltages are balanced (127V between phase and neutral).


I purchased a machine for Star System 220V three phase. When I explained that the three-phase Delta System is here, the supplier did not know how to inform, because it does not know the System.
Several machines manufactured for the Star System are installed in the Delta System, however it is necessary to make the necessary conversions of connections by a qualified professional. There are some connections that differentiate the Delta System from the Star System. It is necessary to check the type of connection of the motor, which can be connected in various ways, according to the wiring diagrams stamped on the nameplate.


Can the same three-phase machine that binds to the Star System be connected to the Delta System?
If the machine came from the factory to work on star it is necessary to adapt the connections to delta system. The operating system of the machine is powered at 127 or 220 V, so it is indifferent to be delta or star to the HMI and CLP.  Who works in the three phase is only the motor and some types of resistors that can be connected in delta.


The neutral of the Delta and Star System is the same, as well as the secondary and primary distribution network. Every neutral grid is interconnected and grounded at specific points.


As more questions arise from readers, professionals and customers, will be added in this article as a review.


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Know the Delta System of Electric Energy Distribution

Category : Elétrica

Delta (Triangle) System transformers are single phase – powered by only one primary phase.
The nominal voltage between phase / neutral is 115 V.
The nominal line voltage – phase / phase – is 230 V.
The calculation for line voltage in the Delta System is:
VL = 2. VFN
Where: VL = line voltage
VFN = phase / neutral voltage
In the figure below, we have the example of a delta system transformer, powered at 13.8 kV.
How to know the supply voltage? Simple: The primary phase of the traction power supply is phase D.
Remembering
Class 5 kV – Working voltage – 3.8 kV – Phases A, B, C.
Class 15 kV – Working voltage – 13.8 kV – Phases D, E, F.
Class 25 kV – Working Voltage – 24.5 kV – Phases G, H, I.
Class 35 kV – Working voltage – 34.5 kV – Phases J, K, L.
According to the letter that defines the stage in which the equipment is connected, we know the Voltage Class and the Voltage of Power. According to the scheme below, we find that the primary bushing H1 is connected in phase D and the bushing H2 is grounded to generate potential difference (ddp) between the ends of the primary coil in order to generate magnetic field and lower the voltage across of the secondary coil.
A fuse switch (Matheus) must always be installed between the phase and the bushing H1 of the transformer.
The capacity of the fuse link will be determined according to the power





Delta Light System

The secondary coil has three tapping points, x1, x2 and x3, where x1 and x3 are the ends of the coil and x2 is the center tap, from which the neutral is generated – zero potential under ideal conditions.
It is practically impossible to keep the neutral conductor at potential ‘zero’ due to the huge unbalance of loads existing in the Electric Power System.
GRADES:
1 – All the neutral grid of the electric utilities are interconnected and grounded at certain points, including in the Transformer Distribution Stations (DTEs), also known as Substations, regardless of whether the System is Delta or Star.
2 – The Neutral of the primary distribution circuit is the same as the secondary circuit. There are no two Neutral (primary and secondary) conductors, only one, called the General Neutral.
The entire neutral grid is grounded in order to keep the neutral as close as possible to the zero potential.
The Delta Light System is efficient only for residences, businesses and small businesses that do not need the fourth phase (fourth because the neutral is considered as phase) to work. When the client needs the fourth phase, with the largest motor up to 5 CV, the Delta ‘opens’, as shown below.

Open Delta System

In order to ‘open the Delta’, another single-phase transformer – F1 – but connected in another primary phase – phase E – is added, except that x2 will remain open, and the connection scheme of x1 of the LIGHT must be obeyed the x3 of FORCE, or x3 of the LIGHT with the x1 of FORCE.

If there is an inverted connection, x1 with x1 and x3 with x3, the motors will turn upside down and will be damaged.

The neutral phase and line voltage voltages remain the same, 115/230 V, but the nominal voltage of the fourth phase with the neutral will be 190 V, and phase voltages with 4th phase will be 230 V nominal.

The 4th phase ONLY must be used to power three-phase motors and loads, NEVER to supply single- or two-phase loads, due to the difference in nominal voltage and phase angle and phase 4 voltage phase angle values.

If this happens, there will be equipment burning.


Delta Open Connection Scheme


Closed Delta System

The most frequent question is: "how do you get to the value of 200 V between neutral and 4th phase?" 
Analyzing the above scheme, we can verify that we have 1/2 coil of the LIGHT transformer (from x2 to x1) plus 1 entire coil of FORCE 1 (from x3 to x1), totaling 1 coil and 1/2, which generates 200 V between NEUTRO and phase 4.
The FORCE traction must always be of less power than the light traction, or at the maximum of the same power.
When the customer has to drive motors above 5 hp, the Delta must be 'closed', obtaining greater power from the transformer bank.



Closed Delta System
 
In order to 'close' the Delta, one more single-phase F2 is added, fed by another primary phase (F).
The nominal voltages of neutral phase, line and phase 4 do not change.
The connection diagram should be carefully observed: if x1 of F1 is connected in the 4th phase, x3 of F2 must also be connected to 4th phase, and x1 of F2 connected to x3 of LIGHT.
If the x3 of the F1 is connected in the 4th phase, the x1 of F2 must be connected to the 4th phase and the x3 of the F2 connected to the x1 of the LIGHT. If there is an error in the connections, x3 of F1 with x3 of F2 and x1 of F2 connected with x1 of the LIGHT will cause a short circuit between phases, and when it is connected the Closed Delta will burst the protective fuse links of the three phases of the bank of trafos and the three circuit protection fuses. If the circuit is protected by Auto or Sectionalizer, they will operate and disconnect the primary circuit. If there is no protection in the circuit before the traffic bank, you will turn off the primary circuit in the Transformer Distribution Station (substation).
The forces of FORCE must be of equal and inferior power or at most equal to the trafo of LIGHT.
Who will determine the power of the trafos to be installed will be the technical department of the concessionaire after analysis of the electrical design and relation of loads presented by the customer when request of connection, addition of load or modification.

Delta System transformers are connected in the same primary phase. In these cases, there are two LIGHT transformers connected in parallel and their powers add up. This procedure is used when a higher power bank is needed in the LIGHT and there are no commercially available trains at this power.

Example: A bank of 200 kVA LIGHTs is required. Two parallel 100 kVA trains are installed to achieve 200 kVA.

The Delta trafets in the distribution networks are 5, 10, 15, 25, 37.5, 50, 75 and 100 kVA, but currently only 10, 25, 50 and 100 kVA are commercially available.

According to the Ordinance of ANEEL – National Agency of Electric Energy – Brazil, from the 90’s onwards, it was prohibited to design Transformer Distribution Stations of the Delta System, allowing only maintenance in existing ones. The Transformer Distribution Stations designed as of the force of the Ordinance shall be of the Estrela System, in order to improve the load balancing of the primary distribution circuits and the transmission circuits.

Advantages of the Delta System

The only advantage of the Delta System is the cost of implementing the system, because with only one primary phase secondary voltage is obtained to serve residential, commercial and business customers that do not need a three-phase network.

At a much lower cost than the Star System, the goal is achieved. Disadvantages of the Delta System The Delta System generates a very large load unbalance in the Electric Power System – SEP, requiring constant electrical current measurements of the primary distribution and transmission phases, often being necessary to transfer transformers from one phase to another in order to balance the loads of circuits.

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Dúvidas frequentes sobre o Sistema Delta de Distribuição

Algumas dúvidas frequentes de leitores do site e profissionais da área.


Equipamentos trifásicos fabricados para o Sistema Estrela funcionam no Sistema Delta?

Tanto os motores quanto as resistências funcionam normalmente no Sistema Delta.
Apenas as ligações do motor devem ser executadas por um profissional capacitado para não danificá-lo.


O Sistema Delta na prática é igual ao Triângulo?
Sistema Delta e triângulo é a mesma coisa. Chama-se de triângulo pois a representação da letra grega delta é um triângulo.


Uma das diferenças entre o Sistema Trifásico Delta é que a quarta fase (fase S) tem tensão maior em relação ao neutro?

Sim. A tensão nominal de quarta fase (fase S) em relação ao neutro é 200V, enquanto que no Sistema Estrela as tensões de fase são equilibradas (127V entre fase e neutro).


Adquiri uma máquina para Sistema Estrela 220V trifásico. Quando expliquei que aqui o trifásico é Sistema Delta, o fornecedor não soube informar, pois desconhece o Sistema.

Diversas máquinas fabricadas para o Sistema Estrela estão instaladas no Sistema Delta, porém é necessário fazer as devidas conversões de ligações por um profissional capacitado.
Existem algumas ligações que diferenciam o Sistema Delta do Sistema Estrela.
É preciso verificar o tipo de ligação do motor, que podem ser ligados de várias formas, conforme esquemas de ligação estampado na placa de identificação.

A mesma máquina trifásica que se liga no Sistema Estrela pode ser ligado no Sistema Delta?
Se a máquina veio de fábrica para trabalhar em estrela é necessário adequar as ligações para sistema delta.
O sistema operacional da máquina é alimentado em 127 ou 220 V, logo é indiferente ser delta ou estrela para o IHM e CLP.
Quem trabalha no trifásico é somente o motor e alguns tipos de resistências que podem ser ligados em delta.

O neutro do Sistema Delta e Estrela é o mesmo, bem como da rede secundária e primária de distribuição. Toda malha de neutro é interligada e aterrada em pontos específicos.

Conforme forem surgindo maiores dúvidas de leitores, profissionais e clientes, serão acrescentadas neste artigo em forma de revisão.

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Esquemas de Aterramento TN, TT e IT

Aterramento Funcional Esquema TT

Dependendo da maneira como um sistema é aterrado e qual for o dispositivo de proteção utilizado, os esquemas de aterramento em baixa tensão são classificados pela NBR-5410 em três tipos:

  • Esquema TN
  • Esquema TT
  • Esquema IT

Onde:

1ª letra – Situação do neutro em relação à terra:

  • T = um ponto diretamente aterrado;
  • = isolação de todas as partes vivas em relação à terra ou aterramento de um ponto através de impedância;

2ª letra – Situação das massas da instalação elétrica em relação à terra:

  • = massas diretamente aterradas, independentemente do aterramento eventual de um ponto da alimentação;
  • = massas ligadas ao ponto da alimentação aterrado (em corrente alternada, o ponto aterrado é normalmente o ponto neutro);

Outras letras (eventuais) – Disposição do condutor neutro e do condutor de proteção:

  • S = funções de neutro e de proteção asseguradas por condutores distintos;
  • C = funções de neutro e de proteção combinadas em um único condutor (PEN: condutor de proteção e neutro).

Esquema TN

No esquema TN o neutro da fonte é diretamente aterrado, sendo as massas ligadas a esse ponto através de condutores de proteção.

Podem ser de três tipo:

1A – Esquema TN-S: o condutor neutro e proteção são distintos;

Esquema TN-S

1B – Esquema TN-C: os condutores neutro e de proteção são combinadas em um único condutor (PEN);

Esquema TN-C

1C – Esquema TN-C-S: o condutor neutro e proteção são combinados em uma parte da instalação e separados em outra parte.

Esquema TN-C-S

2 – Esquema TT

Possui o neutro diretamente aterrado, estando as massas da instalação ligadas a um eletrodo de aterramento independente do eletrodo de aterramento do neutro.

Esquema TT

3 – Esquema IT

O neutro é isolado da terra ou conectado através da inserção de uma impedância de valor elevado (resistência ou indutância). As massas são aterradas em eletrodos de aterramento distintos do eletrodo de aterramento da alimentação.

Esquema IT

Existe uma necessidade diferente de aterramento para cada edificação, equipamento e sistema elétrico, a qual varia conforme a finalidade, o método de construção e/ou fabricação e a presença de pessoas em contato com a massa ou no entorno.

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Saiba Se o Condutor Neutro Conduz Corrente Elétrica

Uma discussão frequente nas redes sociais, blogs de elétrica e entre profissionais de elétrica, principalmente os iniciantes, é se o condutor neutro conduz corrente elétrica ou não.

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Manual de Procedimentos de Trabalho – MPT

Todos os serviços a serem executados em uma empresa devem obedecer a Procedimentos de Trabalho, sendo que o conjunto de todos esses procedimentos compõe o Manual de Procedimentos de Trabalho – MPT.

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A Quem é Direcionado o Curso do SEP

O curso do SEP – Módulo II de NR-10  deve ser feito por todos os profissionais de eletricidade que irão atuar com Alta Tensão – AT ou no seu entorno. Todos os profissionais de elétrica que trabalham em Concessionárias de Energia Elétrica ou aqueles que atuam com Entrada Primária em indústrias são obrigados a cursar SEP – Sistema Elétrico de Potência.

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GTD – Geração, Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica

Quando tratamos de GTD – Geração, Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica, nos referimos ao SEP- Sistema Elétrico de Potência, que é definido por “todos os materiais e equipamentos necessários para a Geração, Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica até o consumidor final, inclusive”.

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Estação Transformadora de Distribuição – Subestação

Estação Transformadora de Distribuição (ETD) ou Subestação de Energia (SE) são conjuntos de equipamentos de proteção e manobra e transformadores utilizados para elevar ou rebaixar a tensão de geração ou transmissão de energia elétrica.

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Obsolescência Programada

A Obsolescência Programada é uma das grandes responsáveis pelo aumento do consumo e da geração de lixo. Impõe a logística do “comprar, quebrar, comprar, quebrar, comprar,…” 

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Tarifa branca passou a vigorar em janeiro de 2018

A partir de 1º de janeiro de 2018 a tarifa branca está disponível para consumidores com média mensal superior a 500 kWh e para novas ligações.

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Perdas no Sistema Elétrico de Potência

O SEP – Sistema Elétrico de Potência é composto por geração, transmissão e distribuição. As Perdas no Sistema Elétrico de Potência referem-se à energia elétrica gerada que passa pelas linhas de transmissão e redes de distribuição, mas que não chega a ser comercializada, seja por motivos técnicos ou comerciais.

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TPM – Manutenção Produtiva Total

Durante muito tempo as indústrias funcionaram somente com o sistema de manutenção corretiva. Com isso, ocorriam desperdícios, retrabalhos, perda de tempo e de esforços humanos, além de prejuízos financeiros. A partir de uma análise desse problema, passou-se a dar ênfase na manutenção preventiva.

Com enfoque nesse tipo de manutenção, foi desenvolvido o conceito de TPM – Manutenção Produtiva Total, conhecido pela sigla TPM (Total Productive Maintenance), que inclui programas de manutenção preventiva e preditiva.

TPM – Manutenção Produtiva Total

A origem da TPM – Manutenção Produtiva Total

A manutenção preventiva teve sua origem nos Estados Unidos e foi introduzida no Japão em 1950. Até então, a indústria japonesa trabalhava apenas com o conceito de manutenção corretiva, após a falha da máquina ou equipamento. Isso representava um custo e um obstáculo para a melhoria da qualidade.
A primeira aplicação na indústria e obtenção dos efeitos do conceito de manutenção preventiva, também chamada de PM (preventive maintenance) foi  em 1951. São dessa época as primeiras discussões a respeito da importância da manutenibilidade e suas conseqüências para o trabalho de manutenção.
Em 1960, ocorre o reconhecimento da importância da manutenibilidade e da confiabilidade como sendo pontos-chave para a melhoria da eficiência das empresas. Surgiu, assim, a manutenção preventiva, ou seja, o enfoque da manutenção passou a ser o de confiança no setor produtivo quanto à qualidade do serviço de manutenção realizado.

Na busca de maior eficiência da manutenção produtiva, por meio de um sistema compreensivo, baseado no respeito individual e na total participação dos empregados, surgiu a TPM, em 1970, no Japão.
Nessa época era comum:
· avanço na automação industrial;
· busca em termos da melhoria da qualidade;
· aumento da concorrência empresarial;
· emprego do sistema “just-in-time”;

Manutenção Preventiva

· maior consciência de preservação ambiental e conservação de energia;
· dificuldades de recrutamento de mão-de-obra para trabalhos considerados sujos, pesados ou perigosos;
· aumento da gestão participativa e surgimento do operário polivalente.

Todas essas ocorrências contribuíram para o aparecimento da TPM.

A empresa usuária da máquina se preocupava em valorizar e manter o seu patrimônio, pensando em termos de custo do ciclo de vida da máquina ou equipamento. No mesmo período, surgiram outras teorias com os mesmos objetivos.

Os cinco pilares da TPM são as bases sobre as quais construímos um programa de TPM, envolvendo toda a empresa e habilitando-a para encontrar metas, tais como defeito zero, falhas zero, aumento da disponibilidade de
equipamento e lucratividade.

Os Cinco Pilares da TPM

Os cinco pilares são representados por:
· eficiência;
· auto-reparo;
· planejamento;
· treinamento;
· ciclo de vida.

Os cinco pilares são baseados nos seguintes princípios:
· Atividades que aumentam a eficiência do equipamento.
· Estabelecimento de um sistema de manutenção autônomo pelos operadores.
· Estabelecimento de um sistema planejado de manutenção.
· Estabelecimento de um sistema de treinamento objetivando aumentar as habilidades técnicas do pessoal.
· Estabelecimento de um sistema de gerenciamento do equipamento.

Objetivos da TPM

O objetivo global da TPM é a melhoria da estrutura da empresa em termos materiais (máquinas, equipamentos, ferramentas, matéria-prima, produtos, etc.) e em termos humanos (aprimoramento das capacitações pessoais envolvendo conhecimentos, habilidades e atitudes).

A meta a ser alcançada é o rendimento operacional global.

Manutenção Voluntária

As melhorias devem ser conseguidas por meio dos seguintes passos:· Capacitar os operadores para conduzir a manutenção de forma voluntária.

· Capacitar os mantenedores a serem polivalentes, isto é, atuarem em equipamentos mecatrônicos.

· Capacitar os engenheiros a projetarem equipamentos que dispensem manutenção.

· Incentivar estudos e sugestões para modificação dos equipamentos existentes a fim de melhorar seu rendimento.

Programa 8S

· Aplicar o programa dos oito S:
1. Seiri – organização; implica eliminar o supérfluo.
2. Seiton – arrumação; implica identificar e colocar tudo em ordem .
3. Seiso – limpeza; implica limpar sempre e não sujar.
4. Seiketsu – padronização; implica manter a arrumação, limpeza e ordem
em tudo.
5. Shitsuke – disciplina; implica a autodisciplina para fazer tudo espontaneamente.
6. Shido – treinar; implica a busca constante de capacitação pessoal.
7. Seison – eliminar as perdas.
8. Shikari yaro – realizar com determinação e união.

Manutenção Preventiva

· Eliminar as seis grandes perdas:
1. Perdas por quebra.
2. Perdas por demora na troca de ferramentas e regulagem.
3. Perdas por operação em vazio (espera).
4. Perdas por redução da velocidade em relação ao padrão normal.
5. Perdas por defeitos de produção.
6. Perdas por queda de rendimento.

· Aplicar as cinco medidas para obtenção da quebra zero:
1. Estruturação das condições básicas.
2. Obediência às condições de uso.
3. Regeneração do envelhecimento.
4. Sanar as falhas do projeto (terotecnologia).

Nota: A terotecnologia é a gestão econômica de bens, ou seja, uma espécie de ciência aplicada para medir os valores operacionais de ativos fixos ou físicos. Os profissionais que estão envolvidos na terotecnologia observam os ativos tangíveis de uma empresa ou negócio, tais como edifícios, equipamentos e veículos.

Quebra Zero

A ideia da quebra zero baseia-se no conceito de que a quebra é a falha visível, que é causada por uma coleção de falhas invisíveis como um iceberg.
Logo, se os operadores e mantenedores estiverem conscientes de que devem evitar as falhas invisíveis, a quebra deixará de ocorrer.
As falhas invisíveis normalmente deixam de ser detectadas por motivos físicos e psicológicos.

Motivos físicos
As falhas não são visíveis por estarem em local de difícil acesso ou encobertas por detritos e sujeiras.

Motivos psicológicos
As falhas deixam de ser detectadas devido à falta de interesse ou de capacitação dos operadores ou mantenedores.

Manutenção autônoma

Na TPM os operadores são treinados para supervisionarem e atuarem como mantenedores em primeiro nível. Os mantenedores específicos são chamados quando os operadores de primeiro nível não conseguem solucionar o problema. Assim, cada operador assume suas atribuições de modo que tanto a manutenção preventiva como a de rotina estejam constantemente em ação.

Manutenção Autônoma

Segue uma relação de suas principais atividades:
· Operação correta de máquinas e equipamentos.
· Aplicação do Programa 8 S.
· Registro diário das ocorrências e ações.
· Inspeção autônoma.
· Monitoração com base nos seguintes sentidos humanos: visão, audição, olfato e tato.
· Lubrificação.
· Elaboração de padrões (procedimentos).
· Execução de regulagens simples.
· Execução de reparos simples.
· Execução de testes simples.
· Aplicação de manutenção preventiva simples.
· Preparação simples (set-up).
· Participação em treinamentos e em grupos de trabalho.

Efeitos da TPM na melhoria dos recursos humanos

Melhoria dos Recursos Humanos

Na forma como é proposta, a TPM oferece plenas condições para o desenvolvimento das pessoas que atuam em empresas preocupadas com manutenção. A participação de todos os envolvidos com manutenção resulta nos seguintes benefícios:
· Realização (autoconfiança).
· Aumento da atenção no trabalho.
· Aumento da satisfação pelo trabalho em si (enriquecimento de cargo).
· Melhoria do espírito de equipe.
· Melhoria nas habilidades de comunicação entre as pessoas.
· Aquisição de novas habilidades.
· Crescimento através da participação.
· Maior senso de posse das máquinas.
· Diminuição da rotatividade de pessoal.
· Satisfação pelo reconhecimento.

Conclusão

A manutenção não deve ser apenas aquela que conserta, mas, sim, aquela que elimina a necessidade de consertar.

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Solicitação de Serviços Técnicos às Concessionárias

As solicitações de serviços técnicos às concessionárias de energia elétrica devem seguir certos procedimentos por elas exigidos.

Os documentos devem ser reunidos e entregues em uma loja da concessionária pelo interessado ou por um procurador.

Em caso de procuração, deve ser reconhecido firma da assinatura do interessado em Cartório de Notas.

Padrão de Entrada Individual – Caixa tipo E

Nos casos de Ligação Nova, Modificação, Alteração de Carga ou serviços similares em padrão de entrada individual, o cliente poderá ser atendido com carga até 75 kw em baixa tensão.

Deverão ser apresentados:

  • Relação de cargas,
  • Croqui do local,
  • Cópia da capa do IPTU,
  • Projeto elétrico do padrão de entrada (quando necessário),
  • ART (quando necessário) e cópia do registro no CREA do responsável pela sua emissão,
  • Cópia do RG e CPF do interessado.
  • Caso o interessado já possua ligação, apresentar cópia da fatura de energia elétrica.
  • Em caso de ligação em coluna ou fachada, apresentar ART recolhida por Engenheiro Civil, Arquiteto, Técnico em Edificações ou profissional habilitado.
  • Em caso de procurador, apresentar a procuração, RG e CPF do procurador.
  • O prazo para análise do processo pela concessionária é de até 30 dias.

Padrão de Entrada Coletiva

Quando a solicitação técnica envolver padrão de entrada coletiva, cada unidade consumidora não poderá ultrapassar a carga de 20 kw.

Se o ramal de entrada for igual ou superior a 35 mm², deverá ser apresentado ART de profissional habilitado e cópia do registro no CREA, além de todos os documentos acima mencionados.

O prazo pra atendimento é o mesmo.

Se já houver rede secundária de distribuição no local que comporte a carga a ser instalada, o processo será liberado sem custo para o cliente.

Caso não haja rede secundária ou esta não comporte a carga a ser instalada, deverá ser executado construção ou reforma de rede secundária de distribuição pela concessionária.

O custo da construção ou reforma de rede secundária será cobrado do interessado, proporcional à carga a ser instalada, podendo até a concessionária assumir o custo total da obra dependendo da carga a ser instalada pelo cliente.

Se o futuro consumo, em kwh, estimado através da carga a ser instalada pelo cliente cobrir o investimento financeiro feito pela concessionária no prazo de cinco anos, esta assumirá o valor total dos serviços a serem executados.

Caso este consumo estimado não cubra o valor do investimento em cinco anos, será cobrado do cliente o valor proporcional à diferença do consumo x investimento.

O prazo para execução dos serviços é de até 90 dias a contar do aval do cliente.

A partir da aprovação pela concessionária para a construção do padrão de entrada para Ligação Nova, será agendado data para a ligação do padrão.

Se o cliente já possuir uma ligação, será agendada uma data para execução de Ligação Provisória, onde será desligada a instalação atual e retirado(s) o(s) medidor(es) e o cliente terá 7 dias para executar os serviços.

Os 7 dias de Ligação Provisória serão cobrados através de uma tarifa definida pela concessionária, que virá incluso na próxima fatura.

O padrão de entrada deverá ser construído de acordo com as normas e procedimentos técnicos da concessionária local, sob pena da ligação ser rejeitada e o cliente ter que executar as alterações exigidas pela concessionária.

Enquanto a construção do padrão de entrada não estiver de acordo com as normas e procedimentos técnicos da concessionária, não será ligado.

Todo e qualquer serviço deverá ser executado observando-se as Normas de Segurança no Trabalho com Eletricidade – NR10.

CURTA Adolpho Eletricista

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Estruturas Primárias Básicas – RDA

Irei tratar neste artigo de Estruturas Primárias Básicas utilizadas na Rede de Distribuição Aérea.

Em cada simbologia, a letra “X” representa o número de fases (1, 2 ou 3) existentes no circuíto primário em questão.

ESTRUTURA BECO

B4(3) – Ponto Mecânico

B1(X) – Estrutura Beco (0x3) construção em cruzeta para ângulos até 15º em cabo 50 mm² e 10º em cabo 120 mm².

B2(X) –  Estrutura Beco (0x3) construção em cruzetas para ângulos de 15º a 30º em cabo 50 mm² e 10º a 20º em cabo 120 mm².

B3(X) – Estrutura Beco (0x3) construção em cruzetas para Final de Linha.

B4(X) – Estrutura Beco (0x3) construção em cruzetas para ponto mecânico – redução de tensão mecânica dos cabos.

Notas: 1. As demais estruturas serão obtidas por composição das estruturas apresentadas.

2. 0x3 significa que as 3 fases estão para o lado da via.

 

ESTRUTURA MEIO BECO

M4(3) – Ponto Mecânico

M1(X) – Estrutura Meio Beco (1×2) construção em cruzeta para ângulos até 15º em cabo 50 mm² e 10º em cabo 120 mm².

M2(X) – Estrutura Meio Beco (1×2) construção em cruzetas para ângulos de 15º a 30º em cabo 50 mm² e 10º a 20º em cabo 120 mm².

M3(X) – Estrutura Meio Beco (1×2) construção em cruzetas para Final de Linha.

M4(X) – Estrutura Meio Beco (1×2) construção em cruzetas para ponto mecânico – redução de tensão mecânica dos cabos.

Notas: 1. As demais estruturas serão obtidas por composição das estruturas apresentadas.

2. 1×2 significa que 2 fases estão para o lado da via e uma para o lado da calçada.

 

TRAVAMENTO DE CENTRO

Travamento de Centro

N3 – Estrutura com travamento de centro – construção em cruzetas para 3 fases, para que não gire quando aplicada tensão mecânica. Utilizada somente em locais onde não houver condições para estaiamento do conjunto de cruzetas.

 

PINO DE TOPO

PINO DE TOPO

PINO DE TOPO

U1 – Construção para apenas uma fase em RETA.

U2 – Construção para apenas uma fase em ÂNGULO.

U3 – Construção para apenas uma fase em FINAL DE LINHA.

U4 – Construção para apenas uma fase em PONTO MECÂNICO.

 

REDE COMPACTA

RC1 – RETA

RC1 – Construção em rede compacta – spacer cable – RETA.

RC2 – Construção em rede compacta – spacer cable –  ÂNGULO.

RC3 –  Construção em rede compacta – spacer cable – FINAL DE LINHA.

RC4 – Construção em rede compacta – spacer cable – PONTO MECÂNICO.

RC5 – Construção em rede compacta – spacer cable – RETA com DERIVAÇÃO em 90º.

RC6 – Construção em rede compacta – spacer cable – RETA com DERIVAÇÃO em ÂNGULO.

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Rede de Distribuição Subterrânea – RDS

Tomarei nesta série de artigos um estudo sobre Rede de Distribuição Subterrânea – RDS no que concerne a distribuição de energia elétrica, uma vez que temos RDS para telecomunicação, sistema de TV a cabo, entre outros.

Sempre deveremos nos lembrar que circunvizinhos à RDS encontraremos redes de água, esgoto, tubulações de gás e precisaremos ficar atentos para não provocar acidentes.

Na RDS encontramos rede de transmissão de energia elétrica, ETD Subterrânea, distribuição primária de energia elétrica, equipamentos de proteção e manobra, câmaras transformadoras, distribuição secundária de energia elétrica, derivações no circuíto secundário para ligação dos padrões instalados pelos clientes.

Um dos primeiros passos para trabalhar com RDS é cursar CMRDS – Curso de Manutenção de Rede de Distribuição Subterrânea e CMRTS – Curso de Manutenção de Rede de Transmissão Subterrânea.

Feito isso, cursar NR-10 – módulo I e SEP – Sistema Elétrico de Potência – que é o módulo II de NR-10.

RDS trata-se de ambiente confinado, logo torna-se obrigatório a certificação em NR-33.

Por ser um assunto vasto, tratarei deste assunto em módulos, na seguinte ordem:

1 – Transmissão e ETD subterrânea.

2 – Distribuição primária, proteção e manobra e câmaras transformadoras.

3 – Distribuição secundária.

Introdução

TERMINOLOGIA DE REDE SUBTERRÂNEA

• Rede de distribuição subterrânea: rede elétrica constituída de cabos e acessórios isolados instalados sob a superfície do solo, diretamente enterrados ou em dutos.

• Circuito primário subterrâneo: parte da rede subterrânea, constituído de cabos isolados, que alimentam os transformadores de distribuição da Concessionária e/ou de consumidores.

• Circuito secundário subterrâneo: parte da rede subterrânea, constituído de cabos isolados, que a partir dos transformadores de distribuição aérea ou em pedestal conduz energia aos pontos de consumo.

• Ramal de entrada primário subterrâneo: conjunto de condutores e seus acessórios compreendidos entre o ponto de derivação da rede primária aérea / subterrânea e um ou mais pontos de entrega.

• Ramal de entrada secundário subterrâneo: conjunto de condutores e seus acessórios compreendidos entre o ponto de derivação da rede secundária e o ponto de entrega.

• Limite de propriedade: demarcações que separam a propriedade do consumidor da via pública e dos terrenos adjacentes de propriedades de terceiros no alinhamento designado pelos poderes públicos.

• Ponto de entrega: é o ponto até o qual a Concessionária se responsabiliza pelo fornecimento de energia elétrica e pela execução dos serviços de operação e manutenção. O ponto de entrega deverá situar-se no limite da via interna com o limite da propriedade (lote).

• Transformador em pedestal: transformador selado, para utilização ao tempo, fixado sobre uma base de concreto, com compartimentos blindados para conexão de cabos de média tensão e de baixa tensão.

• Poço de inspeção/ mini poço de inspeção: construção subterrânea em alvenaria, designada para instalação de cabos de média tensão, cabos de baixa tensão, emendas em geral e acessórios para rede subterrânea;

Poço de inspeção.

• Caixa de Distribuição Primária (CDP): construção em alvenaria, designada para passagem de cabos primários;

• Base em Pedestal: base em concreto para fixação do transformador do tipo em Pedestal e Quadros em Pedestal (QDP);

• Quadro de Distribuição Pedestal (Q.D.P.): conjunto de dispositivos elétricos (chaves, barramentos, isoladores e outros), montados em caixa metálica ou fibra de vidro com poliuretano injetado, destinados a operação (manobra e proteção) de circuitos secundários (entradas de serviço).

• RA (Disjuntor): equipamento de proteção com controle integrado de circuitos trifásicos, de tensões nominais acima de 1 kV e até 36,2 kV em corrente alternada, aplicados como dispositivos de manobra e proteção dos alimentadores de circuitos de distribuição. Cada proteção de alimentador de circuito de distribuição deve ser constituída de proteção de sobrecorrente nas três fases e neutro, falha de disjuntor, religamento automático (esta função será Bloqueada para esta aplicação), seqüência negativa, subfreqüência e “cold load pick-up”.

Fonte: AES Eletropaulo Eletricidade de São Paulo SA

 

 

 

 

Agradeço a todos pela confiabilidade.

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Iluminação Pública

Iluminação pública se refere à iluminação de ruas, avenidas, travessas, praças e rodovias.

Comando em Grupo

As primeiras são de responsabilidade das Prefeituras, as últimas são de responsabilidade do Estado ou Federação, se a rodovia for Estadual ou Federal.

A iluminação pública pode ser acionada por dois métodos: comando individual ou comando em grupo.

Comando Individual

O comando de acionamento individual fica alocado na parte superior da luminária, composto basicamente por um relé fotoelétrico ou fotocélula, que na presença de luz interrompe a circulação de energia elétrica, mantendo a lâmpada apagada.

Comando individual

Na figura acima podemos observar um ponto azul na parte superior da luminária. Trata-se do rele fotoelétrico do comando individual.

Quando escurece, passa a conduzir energia elétrica, acionando o comando para acender a lâmpada da luminária.

A alimentação é feita pela rede secundária de distribuição de energia elétrica das concessionárias ou por Estações Transformadoras exclusivas para iluminação pública.

Poderá ser alimentada também por energia solar.

O tipo de alimentação dependerá da conveniência técnica da região.

A tensão de alimentação geralmente é 220 V.

As lâmpadas utilizadas podem ser vapor de sódio (75, 125 e 250 W), vapor de mercúrio (250 e 400 W) e mais recentemente luminárias de led 50 W.

Comando em Grupo

O circuíto de iluminação pública controlado através de comando em grupo comporta diversas luminárias, que acendem ou apagam simultaneamente.

É alimentada por uma Estação Transformadora exclusiva para iluminação pública e com circuíto independente, em 220 V.

Junto ao transformador da Estação Transformadora fica alocado um relé fotoelétrico e uma chave magnética para acionamento do circuíto elétrico.

Reator

Na base do braço de cada luminária, junto ao poste, encontra-se um reator para acionamento da lâmpada da luminária, quando estas forem a vapor de sódio ou mercúrio; para luminárias de led não existe reator.

 

Os circuítos antigos de iluminação pública eram construídos com dois fios de cobre 6 AWG em paralelo, distanciados 20 cm um do outro.

Os circuítos projetados e construídos após a década de 80 são de cabo de alumínio duplex 4 mm², conforme podemos observar na figura acima.

Iluminação Ornamental

Além das luminárias tipo poste, existem as luminárias ornamentais, que são utilizadas em canteiros centrais de avenidas, praças, rodovias e nas regiões onde a alimentação elétrica é subterrânea.

Construção e Manutenção

A responsabilidade pela construção e manutenção dos circuítos de iluminação pública são das prefeituras.

O  custo com implantação do sistema, desde o projeto até a execução física da obra, fornecimento de materiais como transformadores, unidades de iluminação pública, lâmpadas e todos os demais materiais utilizados na construção e manutenção do sistema de iluminação pública é das prefeituras.

Transformador Sistema Delta

O custo com postes de concreto ou madeira é proporcional, tendo em vista que as concessionárias de energia elétrica, telefonia e TV a cabo também fazem uso destes. Denomina-se uso mútuo.

Iluminação Ornamental

Os postes para iluminação ornamental devem ser fornecidos pelas prefeituras.

Consumo

O consumo é calculado através da quantidade de lâmpadas que compõe um circuito multiplicado pela sua potência.

Devido a divergências no valor da fatura mensal de iluminação pública, estão sendo instalados pelas Concessionárias de Energia Elétrica medidores de watt hora nos circuítos de iluminação pública, a fim de obter-se o valor efetivamente consumido.

A responsabilidade pelo pagamento das faturas de energia elétrica relativas a iluminação pública são de responsabilidade das prefeituras, porém esse valor é repassado para os munícipes através de uma taxa cobrada na fatura de energia elétrica mensal sob nome de COSIP – Consumo de Iluminação Pública.

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Sistema Elétrico de Potência – SEP

SEP – Sistema Elétrico de Potência é o conjunto de todas as instalações e equipamentos destinados à geração, transmissão e distribuição de energia elétrica até a medição, inclusive.

Sistema Elétrico de Potência

A Geração é responsável por produzir a tensão elétrica.

As Usinas Geradoras de Energia Elétrica podem ser:

  • Hidroelétrica
  • Termoelétrica
  • Nuclear
  • Solar
  • Geotérmica
  • Maremotriz
  • Eólica
  • Biomassa

Após a geração, em CA, a tensão passa por um processo de elevação para poder ser transmitida em níveis de alta tensão, devido apresentar menores perdas e menor custo de implantação do sistema de transmissão, pois quanto maior a tensão, menor a corrente elétrica.

Como quem determina a bitola dos cabos são a corrente elétrica e a queda de tensão, quanto maior for a tensão de transmissão menor será a bitola dos cabos.

Linhas de Transmissão de Energia Elétrica

Valores de tensão de transmissão e subtransmissão: 750; 500; 230; 138; 88; 69 kV.

As tensões de 69 e 88 kV são consideradas subtransmissão, ou seja, são rebaixados os valores de tensão em uma
ETT – Estação Transformadora de Transmissão, para alimentar clientes em tensão de subtransmissão.

Ao chegar nas ETD’s – Estações Transformadoras de Distribuição, também conhecidas como subestações, a tensão de transmissão ou subtransmissão, dependendo da tensão de alimentação da ETD, é rebaixada a valores de tensão de distribuição primária ( 34,5, 24,5  e 13,8 kV). Em algumas regiões ainda existe a tensão de distribuição primária no valor de 3,8 kV, porém encontra-se em fase de extinção.

Estação Transformadora de Distribuição – ETD

Os circuítos de distribuição primários no Sistema Elétrico de Potência são identificados de acordo com a classe de tensão e tensão de trabalho, sendo:

Classe  5 kV – Tensão de Trabalho – 3.8 kV – Identificação do circuíto começa por “0”

Exemplo: Circuito 03, 04, 05.

Classe 15 kV – Tensão de Trabalho – 13.8 kV – Identificação do circuíto começa por “1”

Exemplo: Circuito 103, 104, 105.

Classe 25 kV – Tensão de Trabalho – 24.5 kV – Identificação do circuíto começa por “2”

Exemplo: Circuito 203, 204, 205.

Classe 35 kV – Tensão de Trabalho – 34.5 kV – Identificação do circuíto começa por “3”

Exemplo: Circuito: 303, 304, 305.

Todas as ETD’s possuem um nome e uma sigla. No caso da ETD Capuava, sigla CAP. ETD Santo André, sigla SND, e a nomenclatura dos circuítos primários ficarão:

  • SND – 03 – SND – 04 – SND – 05, pois a tensão de distribuição primária dessa ETD é 3,8 kV.
  • CAP – 103 – CAP – 104 – CAP – 105, pois a tensão de distribuição primária dessa ETD é 13,8 kV, e assim por diante.

Os circuitos de distribuição primários com final ’00’ e ’01’ são circuítos socorro e não são utilizados para distribuir tensão aos centros urbanos, como os demais. Eles ficam apenas em ‘tensão’, sem carga. Caso ocorra algum problema em algum outro circuíto, como falha em transformador, por exemplo, o circuíto socorro assumirá, através de manobras de chaves de faca, a carga do circuíto com falha.

Circuíto Primário de Distribuição

Ao chegar aos centros consumidores de energia elétrica, a tensão de distribuição primária poderá atender a clientes industriais e grandes clientes em Média Tensão através de cabine primária, contrato que deverá ser celebrado junto à concessionária de energia elétrica através de projetos elétricos e demais documentações.

Cabine Primária

Para atender os clientes em baixa tensão – BT, os valores de tensão de distribuição primária deverão ser rebaixados para valores de tensão de distribuição secundária, e entregues no padrão de entrada do cliente.

Padrão de entrada

A concessionária é responsável em fornecer o valor de tensão de acordo com as Normas e Padrões da ANEEL até o disjuntor do padrão de entrada do cliente.

A responsabilidade pela construção e manutenção do padrão de entrada é do cliente, bem como a conservação do medidor de watt hora que ficará sob sua responsabilidade. Em caso de mau uso ou vandalismo, o cliente responderá pelas consequências.

A responsabilidade pela manutenção periódica do medidor de watt hora e reparo em caso de avaria causada pelo desgaste do equipamento é da concessionária.

Os valores de tensão de fornecimento no sistema delta e estrela poderão ser verificados nos artigos Sistema Delta e Sistema Estrela.

CURTA Adolpho Eletricista

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Conheça o Sistema Estrela de Distribuição de Energia Elétrica


O Sistema Estrela é composto por
 um transformador (trafo) trifásico alimentado pelas 3 fases do circuíto primário de distribuição de energia elétrica.

As buchas primárias H1, H2 e H3 são alimentadas pelas 3 fases primárias, protegidas por chaves fusíveis (Matheus) e elos especificados de acordo com a potência do trafo.

Nas buchas de saída secundária X0, X1, X2 e X3 obteremos as tensões de saída, conforme esquema abaixo:

Esquema de Ligação Sistema Estrela

O sistema está alimentado em 13.8 kV, pois as fases são D, E e F, assunto abordado no artigo sobre Sistema Delta.

A bucha X0 corresponde ao NEUTRO do sistema estrela, X1 à fase A, X2 fase B e X3 fase C.

As tensões nominais entre Neutro e Fase A, Neutro e Fase B, Neutro e Fase C são iguais a 127 V e as tensões nominais de linha iguais a 220 V (sistema 127/220 V).

As fases A, B e C são mais conhecidas na indústria por R, S e T.

Esquema de um Transformador Estrela

No sistema estrela 220/380 V a tensão nominal entre Neutro e Fase é de 220 V, e a tensão nominal de linha é 380 V.

A expressão utilizada para cálculo de tensão no sistema trifásico é a seguinte:

onde: VFN – tensão de fase neutro

VFF – tensão de fase fase ou tensão de linha

V3 = 1.73 (valor aproximado, pois trata-se de dízima periódica)

De acordo com a estrela formada pelas 3 bobinas secundárias (figura acima), notamos que o ângulo de defasagem entre as Fases A, B e C é de 120º, o que mantem as tensões defasadas conforme figura abaixo:

Gráfico de Defasagem de Tensão Trifásica

Nota do Autor: Tensão RMS, do inglês Root Mean Square (Raiz Média Quadrática) ou Valor Eficaz são as tensões de linha ou de fase.

Analogia entre Sistema Estrela e Sistema Delta

No Sistema Estrela, por apresentar tensões equilibradas, conseguimos fazer um balanceamento de cargas muito superior ao Sistema Delta, que apresenta tensões desequilibradas.

Devido ao desequilíbrio entre as tensões secundária, o Sistema Delta gera um desbalanceamento de cargas muito grande no SEP – Sistema Elétrico de Potência, prejudicando-o, enquanto que no Sistema Estrela, por apresentar tensões equilibradas, conseguimos balancear as cargas com maior facilidade, mantendo o SEP mais estável e gerando um número menor de manutenções nos circuítos de distribuição, transmissão e na geração de energia elétrica.

Conclusão

O Sistema Estrela é infinitamente melhor que o Sistema Delta em todos os aspectos.

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Conheça o Sistema Delta de Distribuição de Energia Elétrica

Os transformadores do Sistema Delta (Triângulo) são monofásicos – alimentados por apenas uma fase primária.

A tensão nominal entre fase/neutro é 115 V.

A tensão de linha – fase/fase – nominal é 230 V.

O cálculo para tensão de linha no Sistema Delta é:

VL = 2 . VFN

Onde: VL = tensão de linha

VFN = tensão de fase/neutro

Na figura abaixo, temos o exemplo de um transformador (trafo) do sistema delta, alimentado em 13.8 kV.

Como saber qual a tensão de alimentação? Simples: A fase primária de alimentação do trafo é a fase D.

Recordando

Classe  5 kV – Tensão de Trabalho – 3.8 kV – Fases A, B, C.

Classe 15 kV – Tensão de Trabalho – 13.8 kV – Fases D, E, F.

Classe 25 kV – Tensão de Trabalho – 24.5 kV – Fases G, H, I.

Classe 35 kV – Tensão de Trabalho – 34.5 kV – Fases J, K, L.

De acordo com a letra que define a fase em que o equipamento está ligado, sabemos a Classe de Tensão e a Tensão de Alimentação.

De acordo com o esquema abaixo, verificamos que a bucha primária H1 é ligada na fase D e o bucha H2 é aterrada para gerar diferença de potencial (ddp) entre as extremidades da bobina primária, a fim de gerar campo magnético e rebaixar a tensão através da bobina secundária.

Sempre deverá ser instalada chave fusível (Matheus) entre a fase e a bucha H1 do trafo.

A capacidade do elo fusível será determinada de acordo com a potência do trafo.

Sistema Delta LUZ

DELTA LUZ

A bobina secundária tem três pontos de derivação, x1, x2 e x3, sendo x1 e x3 as extremidades da bobina e x2 o ‘center tap’, de onde é gerado o neutro – potencial zero em condições ideais.

É praticamente impossível manter o condutor neutro em potencial ‘zero’ devido ao enorme desbalanceamento de cargas existente no Sistema Elétrico de Potencia.

NOTAS: 

1 -Toda a malha de neutro das concessionárias de energia elétrica são interligadas e aterradas em pontos determinados, inclusive nas ETD’s (Estações Transformadoras de Distribuição), também conhecidas por Subestações, independentemente se o Sistema é Delta ou Estrela.

2 – O Neutro do circuíto primário de distribuição é o mesmo do circuíto secundário. Não existem dois condutores Neutro (primário e secundário), somente um, chamado de Neutro Geral.

Veja mais sobre balanceamento de cargas , artigo redigido por mim, Adolpho Eletricista, para o blog Saber Elétrica.

Toda a malha de neutro é aterrada, a fim de manter o neutro o mais próximo possível do potencial zero.

O Sistema Delta Luz é eficiente apenas para residências, comércios e pequenas empresas que não necessitam da quarta fase (quarta, pois o neutro é considerado como fase) para trabalhar. Quando o cliente necessita da quarta fase, com o maior motor até 5 CV, ‘abre-se’ o delta, conforme figura abaixo.

Sistema Delta Aberto

DELTA ABERTO

Para ‘abrir o Delta’, adiciona-se outro trafo monofásico – F1 – porém ligado em outra fase primária – fase E – com a diferença de que o x2 ficará em aberto, e deverá ser obedecido o esquema de ligação de x1 do LUZ com o x3 do FORÇA, ou x3 do LUZ com o x1 do FORÇA.

Caso haja inversão na ligação, x1 com x1 e x3 com x3, os motores irão girar ao contrário e sofrerão danos.

As tensões de fase neutro e tensão de linha permanecem as mesmas, 115/230 V, porém a tensão nominal da quarta fase com o neutro será 190 V, e tensões de fase com 4ª fase será de 230 V nominal.

A 4ª fase SOMENTE deverá ser utilizada para alimentar motores e cargas trifásicas, NUNCA para alimentar cargas mono ou bifásicas, devido a diferença nos valores de tensão nominal e do ângulo de defasagem das tensões de fase e 4ª fase.

Caso isso aconteça, haverá queima de equipamentos.

 

 

Esquema de Ligação Delta Aberto

A pergunta mais frequente é: “como se chega ao valor de 200 V entre neutro e 4ª fase?”

Analisando o esquema acima, podemos verificar que temos 1/2 bobina do trafo de LUZ (de x2 até x1 ) mais 1 bobina inteira do FORÇA 1 (de x3 até x1), totalizando 1 bobina e 1/2, o que gera 200 V entre NEUTRO e 4ª fase.

O trafo de FORÇA sempre deverá ser de potência inferior ao trafo de LUZ, ou no máximo de mesma potência.

Quando o cliente tem a necessidade de acionar motores acima de 5 CV, o Delta deverá ser ‘fechado”, obtendo-se maior potência do banco de transformadores.

Sistema Delta Fechado

DELTA FECHADO

Para ‘fechar’ o Delta, acrescenta-se mais um trafo monofásico – F2, alimentado por outra fase primária (F).

As tensões nominais de fase neutro, linha e 4ª fase não se alteram.

Deve ser observado atentamente o esquema de ligações: caso o x1 do F1 esteja ligado na 4ª fase, o x3 do F2 também deverá ser ligado à 4ª fase, e o x1 do F2 ligado ao x3 do LUZ.

Se o x3 do F1 estiver ligado na 4ª fase, o x1 do F2 deverá ser ligado à 4ª fase e o x3 do F2 ligado ao x1 do LUZ.

Caso houver erro nas ligações, x3  do F1 com x3 do F2 e x1 do F2 ligado com x1 do LUZ, provocará curto circuito entre fases, e quando for ligar o Delta Fechado irá estourar os elos fusíveis de proteção das três fases do banco de trafos e os três elos fusíveis da proteção do circuíto. Caso o circuíto seja protegido por Religadora Automática ou Seccionalizadora, elas irão operar e desligar o circuíto primário. Caso não haja proteção no circuíto antes do banco de trafos, irá desligar o circuíto primário na ETD – Estação Transformadora de Distribuição (subestação).

Os trafos de FORÇA deverão ser de potências iguais e inferiores ou no máximo iguais ao trafo de LUZ.

Quem determinará a potência dos trafos a serem instalados será o departamento técnico da concessionária após análise do projeto elétrico e relação de cargas apresentado pelo cliente quando do pedido de ligação, acréscimo de carga ou modificação.

Sistema Delta Fechado

São encontrados transformadores do Sistema Delta ligados na mesma fase primária. Nesses casos, são dois transformadores de LUZ ligados em paralelo e suas potências se somam. Esse procedimento é utilizado quando necessita-se de um banco de maior potência na LUZ e não existe trafos comercializados nessa potência.

Exemplo: Necessita-se de um banco de trafos de LUZ de 200 kVA. Instala- se dois trafos de 100 kVA em paralelo para obter-se 200 kVA.

Os trafos Delta existentes nas redes de distribuição são de 5, 10, 15, 25, 37.5, 50, 75 e 100 kVA, porém os comercializados atualmente são apenas os de 10, 25, 50 e 100 kVA.

De acordo com Portaria da ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica, a partir da década de 90 ficou proibido o projeto de Estações Transformadoras de Distribuição do Sistema Delta, permitindo-se apenas manutenções nas existentes. As Estações Transformadoras de Distribuição projetadas a partir do vigor da Portaria deverão ser do Sistema Estrela, com o propósito de melhorar o balanceamento de carga dos circuítos primários de distribuição e dos circuítos de transmissão.

Vantagens do Sistema Delta

A única vantagem do Sistema Delta é o custo de implantação do sistema, pois com apenas uma fase primária obtém-se tensão secundária para atender aos clientes residenciais, comerciais e empresariais que não necessitam de rede trifásica. Com um custo muito menor que o Sistema Estrela atinge-se o objetivo.

Desvantagens do Sistema Delta

O Sistema Delta gera um desbalanceamento de cargas muito grande no Sistema Elétrico de Potência – SEP, exigindo medições constantes de corrente elétrica das fases primárias de distribuição e de transmissão, muitas vezes sendo necessário baldear transformadores de uma fase para outra a fim de balancear as cargas dos circuítos.

Leia também Sistema Estrela

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Redes de Distribuição Aérea – RDA

As Redes de Distribuição Aérea – RDA são classificadas em dois tipos: Primária e Secundária. São responsáveis por transportar e distribuir a eletricidade até os centros urbanos e rurais.

Rede de Distribuição Primária

Rede de Distribuição Secundária

 

 

 

 

 

 

 

 

As RDA’s Primárias transportam das Estações Transformadoras de Distribuição – ETD’s, também conhecidas como Subestações, até os grandes centros consumidores, energia elétrica em Média Tensão – MT – entre 1 kV e 36.2 kV, de acordo com a Norma ABNT NBR 14039 – Instalações Elétricas em Média Tensão.

As classes de tensão usuais são: 5 kV, 15 kV, 25 kV e 34,5 kV, com tensões nominais de operação de 3.8 kV, 13.8 kV, 24,5 kV e 34.5 kV. Em algumas regiões as tensões nominais de operação podem sofrer alteração nos valores de acordo com o sistema de distribuição da concessionária local.

A classe de tensão de 5 kV – tensão nominal de 3.8 kV encontra-se em fase de extinção, pois a corrente elétrica de trabalho é muito alta devido a tensão ser baixa, comprometendo a confiabilidade do sistema de distribuição de energia elétrica.

Nos grandes centros de consumo a tensão deve ser rebaixada para valores de tensão de distribuição secundária, conforme podemos verificar no artigo https://www.sabereletrica.com.br/transformadores-de-distribuicao/, redigido por mim, Adolpho Eletricista, para o Blog https://www.sabereletrica.com.br/

Transformador de Distribuição Sistema Estrela

Os consumidores atendidos em Baixa Tensão – BT poderão ser alimentados tanto pelo Sistema Delta (Triângulo) ou Sistema Estrela.

São atendidos em BT os consumidores residenciais, comerciais e industriais com carga instalada até 69 kW. Acima deste valor o atendimento será feito em MT.

As tensões usuais em BT para o Sistema Delta são 115/230 V e 220/440 V.

Para o Sistema Estrela teremos 127/220 V e 220/380 V.

Nota: A tensão 380/440 V, Sistema Estrela, só será encontrada em consumidores atendidos em Média ou Alta Tensão, pois quem determina o tipo de transformador que será utilizado é o projeto elétrico elaborado pelo cliente, de acordo com suas necessidades.

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Saiba o Que é Religadora Automática e como Funciona

A Religadora Automática – RA,  é um equipamento automatizado de manobra instalado nas redes de distribuição de energia elétrica, normalmente em circuitos primários de 13.8, 27 e 36 kV.

Religadora Automática em Poste

 

Estão predominantemente localizadas na rede de distribuição primária, entretanto, para restabelecer as interrupções no fornecimento de tensão com maior eficácia e rapidez, elas também são encontrados em Estações Transformadoras de Distribuição – ETD, também conhecidas como subestações, operando em coordenação com uma seccionadora automática ou com um disjuntor.

Religadora Automática em ETD

A RA possui duas funções básicas no sistema de distribuição: confiabilidade e proteção de sobrecorrentes. Elas são frequentemente utilizadas para aumentar a confiabilidade do sistema elétrico de distribuição de energia.

É uma solução econômica para seccionamento das redes de energia elétrica de distribuição, e muitas vezes é utilizada em locais onde a coordenação com outros equipamentos de proteção e manobra é difícil. É adequada para utilização em redes de distribuição aérea de média tensão, em coordenação com a proteção automática do circuito religador.

Seu princípio de funcionamento se baseia na detecção automática de falha na rede elétrica, interrompendo o circuito elétrico temporariamente. Após um período pré-configurado, a RA restabelecerá automaticamente a energia na rede elétrica, verificando se a falha no circuíto ainda persiste. Caso persista, ela desligará e após determinado tempo religará novamente.

Pode ser programada para duas tentativas de religamento rápidas – de 10 a 15 segundos cada operação e duas tentativas retardadas – de 20 a 30 segundos, ou uma tentativa rápida e três retardadas, ou de acordo com a necessidade do circuíto elétrico onde será instalada.

Caso a falha tenha sido regularizada após a primeira operação, a RA se manterá ligada e o circuíto elétrico será restabelecido, sem a necessidade de intervenção de profissionais; caso contrário, ela desligará e após o tempo programado, tentará religar novamente. O número máximo de tentativas de religamento do circuíto é quatro operações. Caso o religamento não tenha sucesso, uma equipe de profissionais deverá comparecer ao local a fim de regularizar a falha e religar o equipamento.

São instaladas geralmente em zonas arborizadas,

Galhos de Árvores

onde a incidência de galhos na rede de distribuição é grande, o que provoca o desligamento do circuíto. Como o tempo que o galho fica sobre a rede geralmente é curto, provavelmente na primeira tentativa de religamento o galho já saiu da rede e o circuíto é restabelecido.

Trabalho em Linha Viva

Uma outra aplicação da Religadora Automática é bloquear o religamento do circuíto elétrico. Quando equipes de trabalho em linha viva (energizada) irão trabalhar além RA, utiliza-se a função de bloqueio, pois caso aconteça algum acidente durante o trabalho, ela irá desligar e não religará novamente. Após executados os serviços, retira-se a RA da condição de bloqueio.

Pode ser utilizada também para seccionar o circuíto elétrico para manutenções em linha morta (desenergizada).

Trabalho em Linha Morta

As operações de desligamento, religamento e bloqueio da RA podem ser executadas através de equipamentos específicos para manobra por profissionais capacitados, ou por automação (operação à distância).

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Regulador de Tensão Tipo Poste – Média Tensão

Reguladores de tensão tipo poste são equipamentos instalados em ramais longos de circuítos primários que alimentam regiões de baixa densidade de carga, principalmente em zonas suburbanas e rurais onde a regulação de tensão natural do circuíto é prejudicada.

Os reguladores são monofásicos ou trifásicos, o que permite a sua utilização em ramais de circuítos primários mono, bi ou trifásicos.

Regulador de Tensão Monofásico

É programado para entrar em funcionamento quando a tensão primária estiver abaixo ou acima dos limites de tensão primária preestabelecidos (+10% ou -10%).

Os reguladores de tensão monofásicos podem ser instalados em linhas monofásicas ou formando bancos em montagem bi ou trifásicas nas redes primárias. Sua montagem requer em sua ligação a identificação dos lados fonte/carga (source/load).

O comando do regulador de tensão é feito por um sensor de nível de tensão e de compensação de queda de tensão do trecho do circuíto considerado que possibilita o ajuste automático da posição do regulador, elevando ou abaixando, na saída do

Banco de Religadores Monofásicos

regulador de tensão, a tensão que recebe na entrada, de tal forma que, teoricamente, em um determinado ponto do circuíto primário a tensão é constante.

Calcula-se a compensação do regulador de tensão de forma que a tensão máxima de saída do primeiro transformador instalado a jusante não ultrapasse a tensão máxima de serviço, e que a tensão de saída do último transformador não fique abaixo da mínima tensão de serviço.

Definições

Tensão nominal de um sistema ou circuíto

É o valor nominal atribuído ao sistema ou circuíto de determinada classe de tensão, com a finalidade de sua conveniente designação.

Tensão nominal refere-se à tensão de linha (tensão de fase-fase) e não a tensão de fase para neutro, e aplica-se a todas as partes do sistema ou circuíto.

Tensão de serviço

É a tensão á qual são referidas as características de operação e desempenho do equipamento.

Circuíto regulado

É o circuíto conectado à saída  do regulador de tensão e no qual se deseja controlar a tensão, a relação de fases ou ambos. A tensão pode ser mantida constante em qualquer ponto do circuíto regulado.

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Dispositivo de Proteção Contra Surto – DPS

Os surtos são dificilmente observáveis e têm múltiplas consequências sobre equipamentos e processos. Alguns são sérios, com riscos de lesões às pessoas, enquanto que outros afetam apenas os equipamentos.

Os Dispositivos de Proteção contra Surtos – DPS são destinados a proteção dos equipamentos eletroeletrônicos contra os efeitos diretos e indiretos causados pelas descargas atmosféricas.

O DPS é projetado para limitar sobretensões transitórias de origem atmosférica e desviar correntes de surto à terra, de modo a limitar a amplitude dessa sobretensão a um valor que não seja perigoso para a instalação elétrica e equipamentos.

Devem ser instalados conforme esquema de ligação abaixo:

Esquema de Ligação para DPS

Classes de DPS

Classe I – Proteção contra sobretensões causadas por descargas atmosféricas diretas, grande capacidade de escoamento, recomendados para instalações em locais de alta exposição à descargas atmosféricas,  na entrada da distribuição elétrica das edificações com SPDA – Sistema de Proteção Contra Descargas Atmosféricas.

Classe II – Tem capacidade de escoamento menor que o do Classe I, recomendados para proteção das instalações elétricas e equipamentos eletroeletrônicos em edificações sem SPDA, mas que podem sofrer os efeitos indiretos das descargas atmosféricas.

Classe III – eles são destinados a proteção fina dos receptores sensíveis (computadores), possuem  uma capacidade baixa de escoamento, devem ser instalados a jusante de um DPS Classe II.

– Classe I – 25  kA e 50 kA, com contato de sinalização remota.

– Classe I+II – 12,5 kA e 25 kA, com contato de sinalização remota.

– Classe II – 8 kA, 20 kA, 40 kA e 65 kA.

DPS mono, bi e tetrapolares

Proteção para os DPS’s

Um disjuntor é necessário para garantir a segurança da instalação.

Cada DPS deve obrigatoriamente ser associado a um disjuntor a montante em série.

Este disjuntor assegura:

  • continuidade de serviço quando o DPS chegar ao fim de sua vida,
  •  também permite isolar facilmente o DPS, quando  for substituído preventivamente.

Após ter determinado o tipo de DPS adaptado à instalação, é necessário escolher um disjuntor apropriado. A capacidade de interrupção deve ser compatível com a capacidade de interrupção no ponto da instalação e também totalmente coordenado com o DPS.

O fabricante deve garantir esta coordenação e fornecer uma lista de escolha para os quais os testes foram realizados.

Encontramos também no mercado DPS’s para serem inseridos nos pontos de tomada de energia elétrica, para proteção de equipamentos como computadores, televisores, entre outros.

DPS para ponto de tomada elétrica

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Mau Contato Gera Principio de Incêndio

Mau contato continua sendo um grande vilão em instalações de energia elétrica.

Acionado para atender um chamado emergencial de chave pegando fogo no quadro de energia elétrica de uma industria, deparei-me com a seguinte situação:

Mau contato no contato inferior da fase B

Por sorte estava perto do cliente, e deparei-me com uma chave NH 125A com a fase B – lado direito da chave – em ponto de fusão.

Primeiro passo a ser tomado antes de iniciar todo e qualquer atendimento é fazer a Análise Preliminar de Riscos – APR a fim de analisar o que e como fazer e os procedimentos de segurança a serem seguidos.

Após equipar-me com os devidos EPI’s e isolar a área com os EPC’s necessários à tarefa, foram desarmados todos os disjuntores além chave NH para posterior abertura da chave sem carga.

Nunca abra ou feche uma chave de proteção e manobra sem antes aliviar a carga nela incidente, sob pena de abrir arco voltaico e provocar graves acidentes. 

Efetuada a abertura da chave NH, foi constatada a causa do aquecimento que levou ao derretimento do conjunto da chave.

Mau contato entre contato da chave e fusível

O contato inferior do fusível NH não encaixou corretamente no contato inferior da chave, gerando mau contato. A corrente elétrica na fase era da ordem de 60 ampères, o que ocasionou sobreaquecimento no ponto de mau contato.

Antes de substituir chaves e disjuntores, é de fundamental importância identificar os cabos com fitas coloridas. Procure adotar um padrão de sequência de cores para não se confundir na hora de ligar a nova chave.

Identificação com fitas coloridas.

 

Caso não tenha fita colorida no momento, material que não deveria faltar na mala de um eletricista, não se desespere! Identifique a fase A com uma volta de fita isolante preta, a fase C (central) com duas voltas de fita. A fase B não precisa identificar com fita, será identificada por não ter fita.

Identificação com fita isolante preta.

Essa identificação é necessária para evitar que motores girem ao contrário quando religar o sistema elétrico, ocasionando avaria nos equipamentos. Outro motivo para identificação é quando o sistema de fornecimento da concessionária é delta (triângulo), que possui a tensão da fase C diferenciada e só pode ser utilizada para cargas trifásicas.

Por Norma Técnica a fase C deve ser instalada no borne central da chave.

Retirada a chave defeituosa, instalou-se nova chave obedecendo à sequência de cores de identificação das fases.

Chave NH substituída

Chave substituída e porta fusíveis instalados para posterior manobra do circuíto.

 

Chave pronta para manobra

Após religação do sistema, procedeu-se ao rearmamento dos disjuntores além chave e conferência do funcionamento dos equipamentos e devidas medições de tensões e correntes elétrica para controle.

Cabe-se ressaltar que todo o serviço foi executado em linha viva (energizado), tomando-se os devidos cuidados para esse tipo de trabalho e obedecendo-se às normas de segurança no trabalho com eletricidade NR10, SEP, NR33 e Treinamento e Capacitação para Trabalhos em Rede Energizada.

Artigos relacionados poderão ser encontrados no blog Saber Elétrica.

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ICMS – Cálculo sobre a Fatura de Energia Elétrica

ICMS sobre Fatura de Energia Elétrica

ICMS sobre Fatura de Energia Elétrica

O ICMS – Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços – incidente sobre o fornecimento de energia elétrica foi instituído, no âmbito do Estado de São Paulo, pela Lei Estadual nº 6.374, de 1/3/89.

À Concessionária de Energia Elétrica, na qualidade de contribuinte legal e substituto tributário do referido imposto, dentro de sua área de concessão, cabe apenas a tarefa de recolher ao erário Estadual as quantias cobradas nas Faturas de Energia Elétrica dos consumidores.

Conta de Luz

Fatura de Energia Elétrica

O ICMS é um imposto calculado “por dentro”, conforme prevê o artigo 33 do Conv. ICM66/88: o montante do
imposto integra sua própria base de cálculo, constituindo o destaque mera indicação para fins de controle.
Tal dispositivo refletido na lei estadual não é inovação, pois o próprio CTN – Código Tributário Nacional, na redação dada pelo artigo 1º do Ato Complementar nº 27, de 08.12.66, já definia dessa forma o cálculo do ICM, em seu artigo 53, parágrafo 4º. Para operacionalizar o cálculo conforme disposto no artigo nº 33, é adotada a fórmula a seguir fornecida pelo DNAEE – Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica, definida pelo CONFAZ – Conselho de Política Fazendária.

Fórmula: ICMS = Fornecimento x { [1/(1 – Alíquota)] – 1}

Cálculo do ICMS

Cálculo do ICMS

Portanto, no cálculo da energia, como no de qualquer produto, o valor do ICMS faz parte do valor da operação, que é a base de cálculo.

Fonte: Site da AES Eletropaulo

Tabela com os percentuais de cobrança do ICMS por faixa de consumo em kW/h, conforme a classe da unidade consumidora

Classes Faixa de consumo (kWh) Alíquota
Residencial 0 a 90 Isenta
91 a 200 12%
Acima de 200 25%
Poder Público e Autarquias Estaduais Isento
Poder Público e Autarquias Municipais (*) MG(18%)
PR(29%)
RS(30%)
SP(18%)
Demais classes Qualquer consumo 18%
(*) Para demais localidades, consulte a Concessionária local.

Fonte: Site da CPFL.

 Exemplo de Cálculo do ICMS

Cálculo do ICMS

Cálculo do ICMS

Tomemos como exemplo um cliente com consumo mensal de 190 kwh .  Supondo-se que o valor do kwh  seja        R$ 0,30, teremos:
Fornecimento = 190 x 0,30 = R$ 57,00
ICMS = 57,00 x { [1/(1-12/100)] – 1}
ICMS = 57,00 x { [1/(1-0,12)] – 1}
ICMS = 57,00 x {[1/0,88] – 1}
ICMS = 57,00 x { 1,1363 – 1}
ICMS = 57,00 x 0,1363
ICMS = R$ 7,76

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Indicadores de continuidade de Energia Elétrica

A continuidade do fornecimento é avaliada através de indicadores que mensuram a freqüência e a duração das interrupções ocorridas nas unidades consumidoras.

Ressalta-se que, similarmente a outros indicadores no mundo, os indicadores são apurados para as interrupções maiores que 3 minutos, sendo admitidos alguns expurgos na sua apuração.

Os indicadores de continuidade são os seguintes:

Duração equivalente de interrupção por unidade consumidora (DEC): Intervalo de tempo que, em média, no período de apuração, em cada unidade consumidora do conjunto considerado ocorreu descontinuidade da distribuição de energia elétrica.

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Indicadores de Contibuidade

Freqüência equivalente de interrupção por unidade consumidora (FEC): Número de interrupções ocorridas, em média, no período de apuração, em cada unidade consumidora do conjunto considerado.

Duração de interrupção individual por unidade consumidora (DIC): Intervalo de tempo que, no período de apuração, em cada unidade consumidora ou ponto de conexão ocorreu descontinuidade da distribuição de energia elétrica

Freqüência de interrupção individual por unidade consumidora (FIC): Número de interrupções ocorridas, no período de apuração, em cada unidade consumidora ou ponto de conexão.

Duração máxima de interrupção contínua por unidade consumidora ou ponto de conexão (DMIC): Tempo máximo de interrupção contínua de energia elétrica, em uma unidade consumidora ou ponto de conexão.

Duração da interrupção individual ocorrida em dia crítico por unidade consumidora ou ponto de conexão (DICRI): Corresponde à duração de cada interrupção ocorrida em dia crítico, para cada unidade consumidora ou ponto de conexão.

A continuidade do fornecimento é avaliada pela ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica

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através de subdivisões das distribuidoras, denominadas Conjuntos Elétricos.

Existem limites para indicadores associados a cada conjunto. Ressalta-se que o conjunto elétrico pode ter abrangência variada. Conjuntos grandes podem abranger mais de um município, ao mesmo tempo que alguns municípios podem possuir mais de um conjunto.

Os limites dos indicadores DIC e FIC são definidos para períodos mensais, trimestrais e anuais.

O limite do indicador DMIC é definido para períodos mensais.

O limite do indicador DICRI é definido para cada interrupção em dia crítico.

O assunto está regulamentado no Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição – PRODIST.

As informações referentes aos indicadores de continuidade estão disponíveis na fatura de energia elétrica.

Informações adicionais devem ser obtidas com a distribuidora.

Fonte: ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica

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Energia Elétrica – Direitos e Deveres dos Consumidores

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Energia Elétrica

1. Fornecimento de energia elétrica a todos os consumidores com qualidade e continuidade asseguradas;

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2. Executar, por sua opção, as obras necessárias ao seu fornecimento, com a devida participação financeira do concessionário;

3. Rever o contrato de fornecimento (consumidores em alta tensão), após implantar medidas de conservação de energia;

4. Ter os equipamentos de medição vistoriados periodicamente pelo concessionário, segundo critérios estabelecidos na legislação metrológica. O consumidor poderá exigir a qualquer tempo uma aferição dos medidores;

Na desconfiança do funcionamento irregular do medidor de kwh, solicite a aferição do mesmo. Caso seja constatado irregularidade em seu funcionamento, deverá ser substituído sem ônus para o consumidor.

5. No caso de inexistência de medidores, o faturamento deverá ser feito com base nos valores mínimos faturáveis;

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Medidor Digital de kwh

6. No caso de defeito no medidor, o período máximo de retroação para cobrança dos valores não medidos é de 1 (um) mês.

7. Ser informado, quando da efetivação do pedido de fornecimento, as opções de faturamento que podem ser exercidas pela unidade consumidora;

8. As faturas devem conter informações sobre a qualidade do fornecimento, além de ser possível incluir a cobrança de outros serviços, desde que previamente autorizado pelo consumidor;

Deverão ser informados os índices: Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC, bem como Duração de interrupção individual por unidade consumidora (DIC) e Freqüência de interrupção individual por unidade consumidora (FIC).

Saiba mais

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Fatura de Energia Elétrica

9. Solicitar a entrega da fatura em outro local que não a unidade consumidora, devendo arcar com eventuais custos adicionais;

10. Disponibilização de 6 (seis) datas de vencimento da fatura, para a escolha do consumidor;

11. Quando houver pagamento em duplicidade da fatura, o concessionário deverá fazer a devolução até o próximo vencimento;

Ressarcimeto

Ressarcimento

O ressarcimento será feito na próxima fatura de energia elétrica.

12. A multa por atraso está limitada a 2% do valor total da fatura;

13. No caso de suspensão de fornecimento indevida, o concessionário deverá providenciar a religação, sem qualquer ônus, no prazo máximo de 4 (quatro) horas após o pedido;

Em caso de corte indevido, entre em contato com o SAC de sua concessionária. A religação não deverá ultrapassar de 4 horas.

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Segurança com Energia Elétrica

14. Deverá ser informado permanentemente sobre os cuidados especiais para a utilização da energia elétrica, bem como ser cientificado de seus direitos e deveres;

15. Esta assegurado o ressarcimento por danos ocasionados em virtude do fornecimento de energia elétrica.

16. Ser avisado com 15 dias de antecedência, no caso de suspensão do fornecimento por falta de pagamento;

O aviso é feito na fatura do mês anterior no campo ‘observações’.

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Sobrevida

17. Os consumidores que façam uso de equipamentos vitais à preservação da vida humana, que dependem de eletricidade, deverão ser avisados sobre interrupções programadas, com antecedência mínima de 5 dias úteis.

O consumidor que depende de energia elétrica para sobreviver, deverá procurar uma unidade da Concessionária e fazer cadastro de sobrevida.

Deveres

1. Observar as normas técnicas dos órgãos oficiais, do concessionário, da ABNT; com especial atenção aos aspectos

de segurança;

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2. Instalar em local adequado e de fácil acesso, os dispositivos necessários para a colocação do medidor e equipamentos de proteção;

É de responsabilidade do consumidor a construção do padrão de medição, bem como de sua manutenção. A Concessionária não tem responsabilidade na construção e manutenção do padrão.

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Padrão de Entrada de Energia Elétrica

3. Manter sob sua guarda, na condição depositário fiel e gratuito, os equipamentos de medição do concessionário;

Os consumidores são responsáveis pela guarda dos equipamentos da Concessionária e responderão legalmente em caso de avaria por vandalismo ou maus cuidados, bem como por fraude na medição. Em caso de avaria devido à utilização ou tempo de uso, a responsabilidade pela manutenção do equipamento de medição é da Concessionária.

4. As instalações elétrica internas da unidade consumidora que estiverem em desacordo com as normas deverão ser reformadas ou substituídas;

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Adolpho Eletricista

Procure um eletricista de confiança.

5. Declarar toda a carga elétrica que será utilizada na unidade consumidora;

Inclusive quando houver acréscimo de cargas e/ou mudança do ramo de atividade.

6. Celebrar contrato de fornecimento ou de adesão com o concessionário;

Será feito no ato do pedido de ligação de energia elétrica.

7. Informar ao concessionário a atividade que será desenvolvida na unidade consumidora;

Residencial, comercial ou industrial. Se comercial ou industrial, deverá ser informado o ramo de atividade.

conta-de-luz

Fatura de Energia Elétrica

8. Fazer os pagamentos correspondentes aos serviços prestados pelo fornecimento da energia.

 

 

 

 

Fonte: ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica.

Os comentários destacados em azul itálico e figuras são de autoria de Adolpho Eletricista.

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  • 2

Instalação Elétrica Trifásica – Documentação e Procedimentos

Para construir ou modificar uma Instalação Elétrica de mono para trifásico serão necessários alguns documentos, que serão informados em uma unidade da concessionária local.

Padrão Caixa Tipo E

Para ligação nova serão necessários endereço completo do imóvel, RG e CPF do proprietário ou responsável pela empresa, CNPJ, razão social, Inscrição Estadual, projeto elétrico – se necessário, relação de carga, ART, boleto da ART quitado, cópia do CREA do profissional responsável, procuração. Se for modificação deverá ser apresentada uma fatura de energia elétrica recente.

Concessionária

Apresentar a documentação em uma unidade da concessionária local a fim de dar entrada no processo para Ligação Nova ou Modificação de Instalação Elétrica Trifásica e gerar número de protocolo, que irá ser utilizado durante todo o tramite do processo.

A concessionária terá o prazo de 30 dias para responder ao cliente se o processo foi aprovado sem ressalvas, se será necessário alguma alteração e se para atender a ligação irá depender de serviços na rede de energia elétrica da concessionária ou se será liberado sem serviços na rede.

Serviços na rede elétrica

No caso de houver necessidade de serviços na rede de energia da concessionária, essa terá mais 90 (noventa) dias de prazo para a execução dos serviços. Caso haja custo ao cliente para esse fim, será apresentada a fatura ao cliente e a execução dos serviços só será providenciada após a quitação da fatura.

Caixa Tipo E

Recentemente executei uma modificação de mono para trifásico utilizando, de acordo com a carga declarada, caixa tipo E com cabo 35 mm².

Na proteção do circuíto trifásico que alimenta a área industrial foi utilizado disjuntor tripolar classe C de 63A

Proteção

e na proteção do circuíto que alimenta o escritório foi utilizado um disjuntor bipolar classe C de 80A provisoriamente, sendo substituído por um bipolar classe B de 50A definitivamente.

Nota-se que a fase central do circuíto trifásico está identificada com fita vermelha, pois o sistema de alimentação da concessionária na região é delta (triângulo), onde a terceira fase tem valor diferenciado das demais em relação ao neutro e só pode ser utilizada para cargas trifásicas. A tensão nominal entre fase A e neutro, bem como a fase B e neutro é   115V enquanto que o valor da tensão nominal entre a terceira fase e neutro é 200V (115 * 1.73). O valor de tensão nominal entre fases é 220V.

Veja transformadores de distribuição.

O neutro (azul) não pode em hipótese alguma sofrer interrupção, ou seja, é ligado direto sem proteção e, dependendo das normas técnicas da concessionário, o neutro deverá ser aterrado.

Área Industrial

A construção de instalação elétrica trifásica foi executada em condulete, com cabo de 50 mm² a fim de evitar aquecimento dos condutores e queda de tensão.

Instalação Elétrica em condulete

Derivações para os disjuntores

Foram instalados disjuntores classe C para proteção de cada equipamento, sendo as conexões  nas derivações para cada disjuntor executada com conectores split bolt isolados por fita auto fusão recoberta por fita isolante de boa qualidade.

Proteção para equipamentos

As derivações foram executadas com condutores 6 mm² azul e amarelo, devidamente identificados por fitas coloridas, lembrando que no lado superior dos disjuntores conecta-se a fonte de energia, e no inferior a carga.

 

Construída também uma rede de tomadas no sistema X para ligação de máquinas e acessórios, lembrando que toda conexão deve ser estanhada.

 

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  • 6

Aterramento do neutro no padrão

Algumas concessionárias de energia elétrica adotam o aterramento do neutro no padrão de medição a fim de que correntes elétricas que retornam pelo neutro, devido a desbalanceamento de cargas, fluam pelo aterramento e não retornem para a rede de energia elétrica da concessionária.

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Aterramento do neutro no padrão

As correntes elétricas que retornam pelo neutro comprometem o balanceamento de cargas do Sistema Elétrico de Potência – SEP, ocasionando sérios problemas tanto na Distribuição quanto na Transmissão de energia elétrica.

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Balanceamento de Cargas

Saiba mais a respeito de aterramento do neutro no padrão.

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A Importância da Análise Preliminar de Risco – APR

Sempre deveremos antes de executar qualquer tarefa elaborar a Análise Preliminar de Risco – APR, a fim de identificar os riscos inerentes à tarefa e providenciar medidas de controle de riscos, sejam elas individuais ou coletivas, assegurando a saúde e integridade física dos trabalhadores.

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Análise Preliminar de Risco

Ao elaborar a Análise Preliminar de Risco deveremos também planejar como o serviço deverá ser executado, quanto tempo a rede elétrica deverá ficar desenergizada, respeitar programação de dia e horário para execução, avisar com antecedência os setores envolvidos, quantas equipes e colaboradores serão necessários para execução da tarefa.

Por se tratar de uma técnica aplicável à todas as atividades, a técnica de Análise Preliminar de Risco é o fato de promover e estimular o trabalho em equipe e a responsabilidade solidária.

Análise de Riscos

Análise de Riscos

O objetivo da Análise Preliminar de Risco – APR é criar o hábito de verificar os itens de segurança antes de iniciar as atividades, auxiliando na prevenção dos acidentes e no planejamento das tarefas, enfocando os aspectos de segurança no trabalho.

 

 

 

 

Será preenchida de acordo com as regras de Segurança do Trabalho. “A Equipe somente iniciará a atividade, após realizar a identificação de todos os riscos, medidas de controle e após concluir o respectivo planejamento da atividade”.

Exemplo de Análise Preliminar de Risco - APR

Exemplo de Análise Preliminar de Risco – APR

A Análise Preliminar de Risco – APR é um documento que deve ser preenchido na presença de todos os colaboradores da equipe e por eles assinados, a fim de comprovar que estão cientes dos riscos que correm, das medidas de controle a serem tomadas e do planejamento de execução dos serviços, conforme dita a NR10.

Assista a esse vídeo muito instrutivo a respeito e faça uma reflexão sobre ele.

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NR-10 – Segurança no Trabalho com Eletricidade

NR-10

NR-10

Todos os profissionais que atuam com eletricidade ou em seu entorno devem obter certificação NR-10, que se trata de um treinamento voltado para segurança no trabalho com eletricidade.

O treinamento de NR-10 é dividido em duas partes:

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Choque Elétrico

Riscos Elétricos

 

Primeiros Socorros

Primeiros Socorros

 Primeiros Socorros

 

A primeira deve ser ministrada por profissional habilitado na área elétrica, já o segundo por profissional habilitado em medicina no trabalho ou bombeiro.

Para o profissional que participa do treinamento básico pela primeira vez, terá duração de 40 horas, sendo dividido em 20 horas para Riscos Elétricos e 20 horas para Primeiros Socorros, e o certificado terá validade de 2 anos.

A cada 2 anos deverá participar de treinamento de reciclagem de 20 horas.

Em NR-10 você obterá mais informações sobre esse treinamento.

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NBR-5410 – Instalações elétricas em baixa tensão

NBR 5410

NBR 5410

A Norma Brasileira Regulamentadora NBR-5410 é a que rege os serviços em instalações elétricas em baixa tensão.

Engenheiros, Tecnólogos, Técnicos, Administrativos, Operacionais e profissionais que atuam nessa área tem por dever conhecer e aplicá-la no seu dia a dia.

Tanto instalações elétricas novas quanto reformas elétricas em edificações devem obedecê-la.

A NBR-5410 responde à ABNT,  associação-brasileira-normas-tecnicasAssociação Brasileira de Normas Técnicas que é o órgão responsável pela normatização técnica no Brasil, fornecendo a base necessária ao desenvolvimento tecnológico brasileiro. Trata-se de uma entidade privada e sem fins lucrativos e de utilidade pública, fundada em 1940.

Saiba mais em NBR-5410.

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Indenização por danos elétricos

Danos Elétricos

Danos Elétricos

O consumidor tem o prazo de até 90 (noventa) dias corridos, a contar da data da ocorrência de danos elétricos nos equipamentos, para solicitar indenização à concessionária de energia elétrica devendo fornecer, no mínimo, os seguintes elementos:

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Danos Elétricos

I. Data e horário da ocorrência do dano elétrico.
Quando ocorrer um problema ocasionado por danos elétricos pela rede de energia elétrica da concessionaria, solicite atendimento da mesma, anote e guarde o número de protocolo de atendimento, pois será de grande utilidade.
Anote o código do veículo (na lateral) e placas, número da equipe – solicite ao encarregado da equipe – bem como a data e horário de inicio e término do atendimento.
Se possível, descubra e anote o nome do encarregado da equipe de atendimento (crachá).

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Riscos Elétricos

II. Relato do problema apresentado pelo equipamento elétrico;

III. Descrição e características gerais do equipamento danificado, como: marca, modelo, etc.

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Fatura de Energia Elétrica

IV. Informações que demonstrem que o solicitante é o titular na unidade consumidora ou seu representante legal.
Nota: A concessionária também é responsável por danos elétricos a equipamentos no caso de descarga atmosférica.

Documentos Necessários:
Pessoa Física: Cadastro de Pessoa Física – CPF, Carteira de Identidade – RG ou, na inexistência desta, de outro documento de identificação oficial com foto, e apenas o Registro Administrativo de Nascimento Indígena – RANI no caso de indígenas.

Pessoa Jurídica: apresentação dos documentos relativos à sua constituição e ao seu registro e do(s) representantes legais(s), sejam eles: Contrato Social, Estatuto Social, Atas de Assembleia e Eleição, RG, CPF ou outro documento emitido por órgão oficial com foto.
Procurador: apresentar procuração com data de validade, instituindo plenos poderes para solicitar a abertura do Pedido de Ressarcimento pela pessoa física ou jurídica solicitante, bem como RG e CPF do procurador. O procurador também deve apresentar a documentação relativa à pessoa física ou jurídica solicitante. Não será obrigatório o reconhecimento de firma na procuração para a abertura da solicitação.

A obrigação de ressarcimento se restringe aos danos elétricos informados quando da abertura da solicitação, podendo o consumidor requerer a abertura de novas solicitações de ressarcimento de danos elétricos oriundos de uma mesma perturbação, desde que observado o prazo de até 90 dias da data da ocorrência do dano reclamado.
Esta solicitação não se aplica a pedidos de ressarcimento por danos morais, lucros cessantes ou outros danos emergentes.

Serão indeferidos os pedidos de ressarcimento quando o consumidor providenciar, por sua conta e risco, a alteração das características ou a reparação do equipamento sem aguardar o término do prazo para possível verificação ou autorização prévia da concessionária.

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Análise de Danos Elétricos

O consumidor tem a obrigação de fornecer à distribuidora todas as informações requeridas para análise sempre que solicitado, podendo o pedido ser indeferido, caso haja pendência injustificada de sua responsabilidade por mais de 90 (noventa) dias consecutivos.

A indenização por danos elétricos ocorrerá após a análise técnica e comprovação do nexo causal, para tanto, o consumidor deverá permitir o acesso aos equipamentos objeto da solicitação e à unidade consumidora de sua responsabilidade quando devidamente requisitado pela distribuidora, sendo o impedimento de acesso devidamente comprovado, motivo para a distribuidora indeferir o ressarcimento.

No processamento do pedido de indenização por danos elétricos a concessionária observará os seguintes procedimentos e prazos:

I. A realização da verificação do equipamento fica a critério da distribuidora, a qual terá o prazo de até 10 (dez) dias, contados a partir da data da abertura do pedido de indenização ou 01 (um) dia útil, se o equipamento objeto da solicitação de ressarcimento de danos elétricos for utilizado para o acondicionamento de alimentos perecíveis ou de medicamentos;

II. Informará ao consumidor a data e o período (matutino ou vespertino) para inspeção ou disponibilização do equipamento danificado; deverá informar ao consumidor, por escrito, no prazo máximo de 15 (quinze) dias, contados a partir da data da verificação ou na falta desta, a partir da data de abertura do pedido de indenização por danos elétricos, sobre o resultado do pedido;

III. No caso de deferimento, a concessionária poderá efetuar a indenização por meio de pagamento em moeda corrente ou ainda, providenciar o conserto ou a substituição do equipamento danificado em até 20 (vinte) dias após o vencimento do prazo para apresentação de resultado do pedido de ressarcimento ou do vencimento do prazo para este, o que ocorrer primeiro. No caso de indenização em moeda corrente, ficando ao consumidor a opção entre depósito em conta corrente, cheque nominal, ordem de pagamento bancária ou crédito na próxima fatura;

IV. No caso de indeferimento, a concessionária apresentará, por escrito, um dos motivos de indeferimento listados no Módulo 9 do PRODIST, a transcrição do dispositivo normativo que embasou o indeferimento, o número do processo e informações sobre o direito do consumidor de formular reclamação à Ouvidoria da concessionária. No caso de conserto ou substituição do equipamento danificado, a distribuidora pode exigir do consumidor a entrega das peças danificadas ou do equipamento substituído, na unidade consumidora ou nas oficinas credenciadas.
Nota: Caso o conserto seja efetivado em assistência técnica por conta do cliente, este deverá solicitar ao prestador de serviços a nota fiscal de serviços, Laudo Técnico sobre a causa dos danos elétricos ao equipamento e a relação de peças substituídas, pois a concessionária irá exigir esses documentos do cliente.

Maiores informações junto à ANEEL.

Fonte: Site da AES Eletropaulo.

Nota: Os comentários destacados em itálico são de autoria de Adolpho Eletricista.

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  • 2

Segunda Profissão

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Segunda Profissão

Devemos sempre ter uma segunda profissão ou ainda uma terceira opção de trabalho, pois quando os serviços da profissão principal que exercemos fraquejar, teremos aonde nos apegar.

Minha ocupação principal é eletricista, porém sou qualificado e capacitado em pintura, hidráulica e pequenos reparos de alvenaria.

Atuo também como Técnico Eletrotécnico, Técnico em Eletrônica, Professor de Exatas e Instrutor de Treinamentos Profissionalizantes.

 

Instrutor de Treinamento

Quando uma área está em baixa, uma outra está em alta, quando não atuo em mais de uma área simultaneamente.

O eletricista precisa cortar paredes para embutir conduítes e caixas de passagem ou quadros de distribuição, e consertá-las após a execução dos serviços, ou mesmo instalar ou substituir padrões de medição em alvenaria.

Sabendo executar pequenos reparos não dependerá de um pedreiro para os serviços de alvenaria e, logicamente, terá um lucro maior.

Na minha fanpage Adolpho Eletricista, certa vez fui avaliado com nota mínima por um leitor, sob o pretexto de que um profissional que exerce duas funções não é confiável, alegando que ou o profissional faz isso ou faz aquilo; não pode exercer duas funções.

Visão errônea e muito limitada acerca de campo de trabalho.

Uma coisa são os profissionais que fazem de tudo e não tem qualificação e capacitação para nada.

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Pintura

Outra coisa, são os profissionais que se qualificam e capacitam em duas ou mais funções e, quando forem exercer qualquer uma das atividades, saber o que está fazendo e fazê-lo com profissionalismo, responsabilidade e qualidade, sem comprometer a classe profissional em que atua e garantindo os serviços executados.

Ao executar manutenção elétrica num imóvel de um cliente comercial, fui indagado se conhecia um encanador para instalar uma pia de cozinha – torneira e esgoto. Emendei um serviço no outro. Logo a seguir perguntou-me sobre pintor.

Resumo: Fechamos contrato de manutenção predial preventiva e corretiva para duas unidades comerciais da rede.

Manutenção Predial Preventiva e Corretiva

Na figura “Pintura” pode-se observar a pintura da parede em branco, drywall em preto e parte da parede em lilás, bem como na primeira figura a pintura de drywall em amarelo.

Um leigo que vê um trabalho final de uma pintura, não tem noção do trabalho que dá para fazê-la.

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Preparação para Pintura

Antes de se pintar uma parede ou divisória na cor final, devemos trabalhar a parede/divisória com massa corrida ou gesso, aguardar a secagem e lixar a área, a fim de eliminar imperfeições. Como a parede será colorida, sempre aplicar fundo branco para não dar diferença de cor, entre outros ‘macetes’ da profissão.

As empresas e indústrias interessam-se mais pelos profissionais que exercem mais de uma função – polivalentes – e não somente que exerce a função para a qual foi contratado.

O profissional da atualidade deve ser multifuncional, caso contrário seu campo de trabalho será muito restrito.

Procurem qualificarem e capacitarem-se nas mais diversas funções ligadas à sua profissão que com certeza nunca faltará serviço, principalmente para quem executa o trabalho com seriedade e comprometimento com o cliente.

Conselho Regional de Engenharia e Agronomia

Profissionais eletricistas, procurem cursar Técnico em Eletrotécnica e adquirir registro no CREA – Conselho Regional de Engenharia e Agronomia, a fim de tornarem-se profissionais habilitados, o que proporcionará maior confiabilidade perante os clientes.

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  • 0

Saiba Mais Sobre A Utilização do Contator

 

Contator é um dispositivo para acionamento de motores, iluminação, máquinas, entre outros.

Contator de carga

Contator de carga

Devido à sua construção, a vida útil do contator e quantidade de manobras em relação aos disjuntores é muito maior, sendo utilizado em larga escala pelas indústrias e empresas.

Você aprenderá isso e muito mais em www.sabereletrica.com.br/contatores

 

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  • 4

Aterramento Temporário Para o Trabalho

Aterramento Temporário para o Trabalho.

Equipotencialização entre fases e neutro, para proteção contra eventual energização acidental.

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Aterramento na chave geral

Este procedimento deve ser precedido da abertura da chave, bloqueio de religamento (a tampa da chave NH com os fusíveis foi removida) e constatação de ausência de tensão.

Deverão ser instalados pelo menos dois conjuntos de aterramento temporário, um antes do ponto de trabalho e outro após. Caso houver derivação de circuíto, esta também deverá ser aterrada.

Os pontos aterrados deverão ser sinalizados para

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Aterramento de rede de distribuição secundária

fácil visualização, bem como o canteiro de trabalho.

Saiba mais sobre aterramento temporário e desenergização para o trabalho em desenergização.

 

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Limpeza de Caixas d’água

A limpeza de caixas d’água devem ser realizadas a cada seis meses, pois podem acumular sujeiras, contaminar a água, além de ser criadouro de diversos insetos, por isso sua manutenção e limpeza correta é muito importante.

Entre os benefícios de uma boa limpeza, pode-se destacar o consumo mais saudável e seguro e o controle da proliferação do mosquito da dengue.

Devemos ficar atentos quanto à integridade e posicionamento da tampa da caixa d’água para evitarmos a contaminação e o criadouro de insetos.

O serviço é indicado para residências, condomínios, comércios e empresas em geral.

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Não Improvise! Contrate um Eletricista de Confiança.

Confie o trabal2c8035047d5af9a229ea2e5453138d24ho de eletricidade de sua edificação a um  profissional eletricista! Assim você terá certeza e segurança de que os condutores, disjuntores e demais acessórios foram projetados e instalados da forma adequada e segura, conforme Normas e procedimentos de trabalho.
“Read More”

  • 2

Poda de galhos de árvore.

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Tenha muita atenção ao podar galhos de árvores.
Primeiro, porque trata-se de trabalho em altura e faz-se necessário estar capacitado para esse fim.
Segundo, pode haver fios de energia elétrica envoltos pelos galhos de árvore, o que poderá ocasionar acidentes de graves proporções.
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Quando houver necessidade de podar galhos de árvore em área particular, contrate uma empresa especializada a fim de não correr riscos desnecessários como quedas, cortes, acidentes com terceiros, danificações ao patrimônio, entre outros.
Os serviços de poda de galhos de árvores localizadas em calçadas e praças públicas somente poderão ser executados pela Prefeitura ou Concessionária de Energia Elétrica, sendo que esta última só tem permissão da Secretária do Meio Ambiente para podar os galhos de árvores que estiverem interferindo na rede de energia elétrica. Os demais galhos, se necessário, deverão ser podados pela Prefeitura.
A poda de galhos de árvore não autorizada pela Prefeitura será passível de multa.

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Consumo dos aparelhos alimentados em 127 V e 220 V.

Quem define o consumo de energia elétrica é a potência do equipamento, não a tensão em que está ligado.

A fórmula para cálculo de potência elétrica é dada por:

P = E . I

onde: P é Potência, E é a Tensão elétrica de trabalho e I é a Corrente elétrica gerada pelo equipamento.

Um equipamento de 5600 W alimentado em 127 V, gerará corrente elétrica calculada pela fórmula dada:

5600 = 127 . I        I = 44 A

Se for alimentado em 220V, a corrente elétrica será:

5600 = 220 . I       I = 25,5 A

A potência de 5600W corresponde à grande parte dos chuveiros instalados nas unidades consumidoras. 

Podemos observar uma grande variação dos valores de corrente elétrica se ligado em 127V (44 A) ou 220V (25,5 A).

Como quem define a bitola do fio ou cabo e da proteção a ser utilizado é a corrente elétrica, observamos que se alimentarmos o equipamento em 220 V usaremos fios ou cabos de menor bitola e proteção de menor valor de interrupção de corrente elétrica, o que gera uma redução no custo de implantação do sistema elétrico na unidade consumidora, mas nunca gerará redução no consumo de energia elétrica, pois a potência não se altera, e o medidor de watt hora instalado nas unidades consumidoras registram potência consumida por hora (kWh).

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Medidor de Watt Hora

 

Como o medidor de watt hora é um wattímetro e registra potência consumida, o consumo a ser registrado neste caso será:

para 127 V:    P = E . I          P = 127 . 44              P = 5600W = 5,6 kw

para 220 V:   P = E . I           P = 220 . 25,5          P = 5600W = 5,6 kw

 

Conclusão

 Em uma hora de equipamento ligado, o medidor irá registrar 5,6 kwh, independentemente da tensão elétrica em que o equipamento for alimentado.

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Choque Elétrico – Como Proceder

Todos os anos acontecem milhares de acidentes e muitas pessoas morrem ou ficam gravemente feridas por causa de choques elétricos. Quando ocorrer um acidente, um atendimento rápido pode salvar a vítima, mas é preciso saber como agir. Os primeiros três minutos após o choque são vitais para o atendimento do acidownloaddentado. Mas tome cuidado:

O choque elétrico é a passagem de uma corrente elétrica pelo corpo tornando-o um condutor elétrico.

Essa condução de corrente varia de acordo com a intensidade da tensão elétrica à qual a pessoa é submetida no choque elétrico,  podendo gerar desde um pequeno susto até a uma fibrilação cardíaca ou mesmo à morte.

O choque elétrico pode ser causado por fenômenos naturais como um raio, por exemplo, ou acidentes como o contato direto com fiações elétricas domésticas ou públicas, áreas energizadas em decorrência de alguma fonte de energia mal isoladas, ou até mesmo o contato direto com uma pessoa que está recebendo uma descarga elétrica.

O que fazer nos casos de choque elétrico?

– Não toque na pessoa acidentada se ela estiver em contato com instalações elétricas energizadas.
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– Caso o acidente ocorra na rede elétrica da concessionária de energia, acione imediatamente a equipe de resgate e depois comunique a concessionária.

 

 

– Não sendo possível desligar a energia, afaste a pessoa da instalação com um material isolante (que não permite que a eletricidade passe através dele) e seco, cchoque_eltricoomo um cabo de vassoura, um jornal dobrado, cano plástico ou corda. Suba em algum material isolante, como tapete de borracha ou pilha de jornais secos.

– Caso seja necessário e se você souber, aplique as técnicas de primeiros socorros.

-No caso de estar presenciando o acidente, procure imediatamente afastar a vítima da fonte da energia elétrica, desligando a chave próxima. Sendo ela um fio afastá-lo da pessoa com um instrumento de material não condutor que esteja seco (madeira, plástico,cano de PVC,  pano grosso, borracha, NUNCA com materiais de metal).choques-eletricos-12 Procure afastar a vítima também com algum desses instrumentos, uma vez que ela estará energizada e poderá transmitir o choque para você.

-Aguarde alguns segundos e inicie os procedimentos de socorro, já tendo acionado o serviço especializado antes. Observe os sinais e se a vítima estiver inconsciente, sem pulso ou respiração, aplique as técnicas de primeiros socorros, se estiver capacitado para isso.

-Deve-se desapertar as roupas e ficar atento aos sinais vitais, ainda que a vítima tenha recuperado a pulsação e a respiração. Em casos de choques, essas variações de quadro são comuns, e pode ser necessária nova intervenção de reanimação.

-Se a vítima apresentar inconsciência, porém estiver respirando e com pulsação, deve-se colocá-la na5d2390d646d66fa2590c861737d1290b Posição Lateral de Segurança e aguardar a chegada do socorro especializado.

– Chame o resgate ou leve a vítima, se possível, para o pronto socorro , com o cuidado de não agravar eventuais lesões.

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Fontes: Primeiros Socorros

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