ELETRICISTA EM SÃO PAULO 11 968984344 ELETRICISTA EM SANTO AMARO. Residencial, Industrial e Predial. Câmeras, Infraestrutura, Cerca Elétrica. Construção e Reforma de Padrão de Entrada, Reformas Industriais e Empresariais, ENTRADA PRIMÁRIA.
Um parceiro de trabalho se deparou com uma fuga de corrente em um torno CNC.
Foi acionado por um cliente pois a máquina estava “dando choque” na carcaça.
A princípio a suspeita era de Eletricidade Estática. Depois de algumas medições descartou-se essa hipótese e verificou se o problema não estava com o motor – talvez uma bobina danificada.
Todos os testes possíveis e imagináveis foram feitos, sem sucesso.
Após isso, ao medir a corrente do condutor de aterramento, verificou-se que estava em 49.2 A.
Isso mesmo! 49,2 A de fuga de corrente ! Você não leu errado.
Conversando, chegamos à conclusão que uma corrente de fuga desse porte jamais poderia ser Eletricidade Estática. Isso é corrente de fase! Deve haver uma fase encostando na carcaça da máquina ou o eletricista anterior, quando fincou a haste no chão, acertou algum condutor subterrâneo, hipótese improvável pois 100% da rede elétrica do imóvel é aérea, em isolador roldana e eletrocalha.
Ponto de terra centelhando
Encontrou-se um ponto de aterramento que centelhava devido à alta corrente de fuga.
Decorrido algum tempo, encontramos um transformador 220/380V trifásico, onde alguém encontrou um ponto para derivar o neutro e o aterramento.
Aterramento Conectado ao Trafo
Achou! Quem mexeu anteriormente (a 2 ou 3 anos) na instalação, aterrou uma fase.
Haviam pelo menos cinco tornos CNC aterrados nesse circuito, construído com fio 2.5 mm². Ao ser percorrido pela corrente de 49.2 A começou a deteriorar, sendo que apenas o torno em evidência estava aterrado no circuito, os demais ficaram isolados. Devido a isso somente este torno dava choque na carcaça.
Após desenergizar o QDG, desligou-se a conexão de neutro e terra do terminal do transformador e a corrente de fuga sumiu.
Se considerarmos que a indústria trabalhe 8 horas por dia e 22 dias por mês, teremos uma economia estimada de 1905 kW/h por mês.
Fica o alerta de que nossa responsabilidade ao executar serviços em Eletricidade é muito grande. Um erro nosso em uma instalação elétrica pode custar a vida de uma pessoa.
Ação proposta ao cliente: refazer o circuito de aterramento com condutores elétricos apropriados bem como a malha de aterramento, fincando maior número de hastes e medição do valor ôhmico até chegar ao ideal.
Usina Hidrelétrica Henry Borden, localizada no sopé da Serra do Mar, na Vila Light, em Cubatão – SP.
Usina Henry Borden
Desde o fim do Século XIX, a canadense Light cuidava da iluminação e fornecimento de energia dos Estados de São Paulo e Rio de Janeiro.
Tudo transcorria às mil maravilhas para a empresa quando em 1924 ocorreu uma grande seca em todo o Estado de São Paulo, causando a diminuição do nível dos rios e reservatórios que alimentavam as pequenas usinas da empresa e obrigando-a a realizar longos e significativos cortes no abastecimento de energia. A situação rapidamente se encaminhava para o caos e toda a sociedade exigia uma resposta da light.
Foi aí que surgiu o “Projeto da Serra” e entrou em cena o genial engenheiro americano Asa White Kenney Billings, para construir uma nova Usina Hidrelétrica super poderosa, capaz de fornecer energia para praticamente todo o Estado. O primeiro passo era achar o local ideal para a construção, e após algumas pesquisas Billings decidiu pela cidade de Cubatão, por 3 motivos:
1 – Ficava entre as duas mais importantes cidades do Estado (São Paulo e Santos)
2 – Estava próxima ao complexo ferroviário que viabilizaria um transporte mais rápido e eficiente dos materiais para as obras,
3 – Desnível de 720 metros entre o topo da serra e o nível do mar.
Numa sacada genial, Billings propôs alterar o curso do Rio Pinheiros (que corria rumo ao interior) para desviá-lo até um enorme reservatório artificial que viria a ser construído próximo da foz do Rio das Pedras. Desse reservatório, a água desceria por enormes tubos até as turbinas que gerariam a energia. É nesse ponto que a grande altura de 720 metros faria toda a diferença. A água desceria com tamanha velocidade e pressão que geraria muita energia com bastante eficiência e pouco gasto.
É esse Sistema que você enxerga quando olha para a Serra do Mar e vê aqueles enormes tubos paralelos que a cortam de cima abaixo (dutos forçados).
Dutos Forçados
Assim, Asa Billings deu início às obras daquela que por muitos anos foi a principal geradora de energia do Estado de São Paulo. As atividades começaram oficialmente em 10 de outubro de 1926, com a inauguração do 1º gerador com 2 turbinas.
A partir daí, até 1950 foram inaugurados mais 7 geradores, cada um também com 2 turbinas, perfazendo uma capacidade total de 469 mega watts. Porém, a usina possui um sistema coringa, pensado para evitar a paralisação do fornecimento em caso de grandes calamidades, inclusive bombardeios. Trata-se de uma segunda usina subterrânea com 6 geradores, construída num enorme túnel de 120 metros de comprimento, 21 metros de largura e 39 metros de altura, escavado no maciço rochoso da Serra do Mar. Essa “usina reserva” possui capacidade operacional de 420 mega watts.
Represa Billings
Essa capacidade de geração de 889 mega watts é suficiente para abastecer toda a Baixada, Litoral Norte e praticamente toda a Grande São Paulo. Porém, nem tudo são flores; com o crescimento da Capital, seus rios foram se tornando cada vez mais poluídos, o que teve um efeito negativo muito especial em relação ao Rio Pinheiros, uma vez que o reservatório da Usina também servia para o abastecimento de água de consumo da Grande São Paulo.
Diante disso, numa não muito bem sucedida tentativa de conter o avanço da poluição, a captação de água para funcionamento da usina foi drasticamente limitada por lei a partir de 1992, passando a operar com apenas 25% de sua capacidade total, exceto no verão, onde o bombeamento de água é retomado e a Usina pode operar com capacidade plena.
Henry Borden foi presidente da Light a partir de 1946 e realizou importantes obras e investimentos na geração de energia no Estado. Seu nome foi dado à Usina após sua morte, que até então era conhecida apenas como Usina de Cubatão.
Asa White Kenney Billings teve seu nome eternizado no reservatório artificial que criou. Sim, estamos falando da famosa Represa Billings.
Estação Transformadora – ET é utilizada para rebaixar tensão primária de distribuição em tensão secundária.
Na rede de distribuição aérea são construídas em postes, enquanto que na rede subterrânea, como o nome diz, sob o solo, com a denominação de Câmara Transformadora – CT.
Estações Transformadoras são projetadas de acordo com a carga declarada pelo(s) cliente(s) onde cargas declaradas até 69 kVA poderão ser atendidas com uma ET coletiva, com diversos clientes ligados no mesmo circuito secundário, já as cargas acima desse valor deverão ser atendidas por uma Estação Transformadora Individual, caso de Condomínios Residenciais ou por Cabine Primária – Indústrias.
Inúmeros Condomínios foram atendidos pelo Sistema Delta até 1995. Com a criação da ANEEL, ficou estabelecido a proibição de novos projetos de distribuição elétrica neste Sistema, sendo permitido apenas a manutenção do Sistema existente.
A partir dessa data todas as Estações Transformadoras deveriam ser projetadas no Sistema Estrela, pois é muito mais confiável que o Delta, sem contar o desbalanceamento que este último provoca no Circuito Primário de Distribuição, prejudicando-o.
Até os dias de hoje clientes de Baixa Tensão – BT são atendidos pelo Sistema Delta, pois a Estação de Distribuição que alimenta o circuito secundário existente é do referido Sistema.
A rede de distribuição secundária aérea pode ser construída em três formas, sendo elas:
Rede Horizontal: Construção em cruzetas de madeira, polimérica ou aço. Este tipo de construção foi extinta pelas Concessionárias de Energia devido ao alto custo de construção/manutenção, porém ainda é encontrado em alguns locais.
Rede Vertical: Construção em isoladores roldana, conforme figura abaixo.
Cabo pré reunido.
Estrutura S45(4) – Final de Rede secundária em 4 fases (à esquerda) e S145 – Final de Rede em cabo pré reunido.
PROJETOS, CONSTRUÇÃO E REFORMA DE PADRÃO DE ENTRADA, INSTALAÇÃO ELÉTRICA RESIDENCIAL E INDUSTRIAL, PROJETO ELÉTRICO RESIDENCIAL, PREDIAL E INDUSTRIAL. ART ELÉTRICA, CABINE PRIMÁRIA, CÂMERAS, CERCA ELÉTRICA.
Equipe altamente qualificada para o trabalho com eletricidade residencial, predial, empresarial e industrial.
Manutenções Preventiva e Corretiva em industrias, empresas e condomínios.
Emissão de ART – Anotação de Responsabilidade Técnica de Eletricidade, Civil, Segurança no Trabalho e Mecânica, bem como de TRT – Termo de Responsabilidade Técnica.
Monitoramento, Cerca Elétrica e Infraestrutura.
Compromisso com a qualidade do serviço, preservação da privacidade do cliente e bom relacionamento.
Garantia de bons serviços!
Eletricista em Santo André, Grande São Paulo e Zona Sul de São Paulo.
Adolpho Eletricista – Seu eletricista em Santo André!
Texto de Adriano Smid Bianchi para o Grupo Eletricidade, Teoria na Prática, do Facebook, administrado pelo parceiro e amigo Kurt Meister.
A ambos, o meu muito obrigado pela colaboração e autorização da divulgação desse texto.
As grafias em itálico são de minha autoria, sendo mantido o texto original.
O Brasileiro não conhece a Cultura de Segurança em Instalações Elétricas. Para muitos vale mais aplicar a “Lei de Gerson” (Lei do menor esforço) e torcer para que o Universo não aplique a “Lei de Murphy” (Se houver uma probabilidade de dar errado, vai dar errado).
Disjuntor Geral, DPS e IDR
Digo isso pois é normal vermos postagens em que faltam sistemas e dispositivos de segurança como aterramento, IDR, DDR, DPS e o profissional sempre usa a desculpa “mas o cliente não quis”, “iria ficar muito caro”, “o cliente disse que não precisa, que é frescura” e coisas do tipo.
Some à resistência do cliente o fato de não termos qualquer tipo de fiscalização, como ocorre em outros países, em que a obra ou a reforma é paralisada/embargada caso as Normas não sejam cumpridas. E isso faz com que profissionais, inclusive eu, tenham que abdicar do cumprimento estrito da Norma porque “senão vem outro e faz”.
Conscientização
Mas cabe a nós nos conscientizarmos e concientizar os clientes que segurança não é um custo adicional e que os sistemas de segurança devem ser implementados pois são essenciais, e cada um tem sua finalidade e pode evitar prejuízos maiores.
Se o cliente pudesse, nem mesmo disjuntores ele instalaria para poder reduzir os custos, mas sabe por que ele instala? Ele o faz porque faz parte da cultura de segurança dele.
Ele sabe que sua residência estará mais segura se ele tiver um disjuntor para interromper o circuito em caso de problemas e sabe, principalmente, que o disjuntor pode evitar que a casa dele pegue fogo. O medo de um prejuízo financeiro maior que o custo da instalação dos disjuntores é determinante.
DPS
Análise de Riscos
Por isso precisamos sempre informar o cliente da proteção que cada sistema de segurança traz e, principalmente, mostrar os riscos e os prejuízos que podem ocorrer se ele não usar, ou usar de maneira incorreta.
É sabido e difundido que o sistema de aterramento serve para evitar que equipamentos com carcaça metálica, chuveiros, etc. “deem choque”, porém hoje em dia é comum que alguns equipamentos utilizem o sistema de aterramento para drenar a eletricidade estática, para proteger outros componentes de descargas indesejadas ou até por meio de varistores (DPS) fazerem uma última linha de proteção contra surtos.
Se o equipamento não estiver aterrado, essas funcionalidades se perdem e o mesmo fica mais exposto a problemas. Mostre para o cliente que ele pode e deve evitar alguns prejuízos.
Prevenção
Com o DPS também é assim.
Todo cliente já ouviu falar de uma descarga atmosférica que queimou tudo na casa de alguém.
Também já soube que no retorno do desligamento da rede da concessionária causou a queima de uma geladeira, uma TV, ou um daqueles eletrônicos ultra mega super blaster que tinha acabado de chegar.
Fale para ele como o sistema funciona e como ele pode minimizar as chances disso acontecer. Até mesmo pequenos surtos de tensão, presentes em qualquer rede elétrica, vão sendo drenados imperceptivelmente, preservando a vida útil dos equipamentos.
Vamos tratar especialmente do dispositivo IDR. Muitos eletricistas “vendem” o IDR como em dispositivo para “evitar choque”, mas ele vai muito além disso.
Apesar de evitar alguns tipos de choque, a principal função do IDR é atuar em caso de fuga de corrente e, apesar disso parecer menos importante que “evitar choque”, essa que é a função dele e pode evitar enormes prejuízos ao cliente, inclusive salvar vidas.
Análise do Problema
Fui chamado por uma cliente que atendo há mais de um ano, que tem uma casa construída fazem uns 4 anos.
Essa cliente relatou-me que a conta de energia dela vem aumentando mês a mês, indo para R$ 300,00, depois R$ 500,00, R$ 700,00, até que a última veio R$ 980,00.
Ela entrou em contato com a concessionária que mandou uma equipe que constatou que poderia estar ocorrendo uma fuga de corrente.
Fui ao local e conferi as medições dos colegas da concessionária e constatei que havia uma fuga de míseros 12,8 A, ou seja, eram cerca de 1625 W sendo jogados fora por hora.
Comecei a rastrear a fuga. Achei o circuito, fui isolando os pontos, até encontrar e corrigir o problema, onde o cabo da fase tinha contato com o cabo de um aterramento TT feito porcamente.
Perceptivelmente, o problema começou pequeno, mas foi aumentando com o aquecimento dos cabos causando o derretimento da isolação e aumento da área de contato.
A causa inicial do problema foi uma manutenção mal feita, com a eliminação de uma tomada, que segundo a cliente foi realizada pelo tio dela, sem conhecimento na área.
Mostrei então para a cliente como um IDR instalado teria evitado tamanho prejuízo, detectando a fuga de corrente logo no princípio. O resultado disso é que já estamos combinando a reforma do quadro para a instalação dos dispositivos de segurança.
Pra finalizar, fica também o alerta quanto ao aterramento TT, principalmente esses feitos sem critério, com poucas ou apenas uma haste.
Um aterramento TN também teria evitado o prejuízo, pois quando a fase encostasse no aterramento o disjuntor detectaria uma corrente de curto, fazendo o acionamento magnético e demonstrando que tinha algo errado no circuito.
Devido ao Sistema de Distribuição no Brasil ter sido executado por diversas Concessionárias, cada uma com Tensão de Distribuição diferente, temos diversas tensões de Distribuição diferentes no país, sendo Sistema Estrela e Sistema Delta.
O Sistema 127/220V é utilizado na região Sul e Sudeste.
O Sistema 220/380V é utilizado no litoral de SP, Regiões Norte e Nordeste e por indústrias alimentadas por Média e Alta Tensão.
A maioria dos Shoppings Centers adotam esse Sistema devido ao custo de implantação do Sistema. Alguns Shoppings são alimentados em 127/220V, mas são poucos. Todos alimentados em cabine primária devido à demanda contratada.
O Sistema 380/440V é utilizado apenas em indústrias para alimentação de cargas trifásicas. Nesses casos deverá haver um segundo transformador 127/220V ou 220/380V, a critério do projetista, a fim de alimentar o escritório, tomadas e iluminação. Esse Sistema somente é utilizado em entradas de Média e Alta Tensão.
As principais diferenças entre Sistema Delta e Estrela você encontra aqui.
Eletricista residencial, predial, comercial e industrial.
Atendo Grande São Paulo e Zona Sul do Estado de São Paulo.
11 96898.4344
Eletricista em Santo André
Eletricista em Santo André
Eletricista em Santo André Eletricista em Santo André Eletricista em Santo André Eletricista em Santo André Eletricista em Santo André Eletricista em Santo André Eletricista em Santo André Eletricista em Santo André Eletricista em Santo André Eletricista em Santo André Eletricista em Santo André Eletricista em Santo André Eletricista em Santo André Eletricista em Santo André
Conheceremos as principais fontes de geração de energia elétrica existentes no planeta.
ENERGIA ELÉTRICA
Por mais que não percebamos, vivemos em um planeta onde não é mais possível sobreviver sem energia elétrica.
Está presente em nosso trabalho, em nossa casa e até nos mais simples momentos de lazer.
Um espetáculo de grande porte, por exemplo, irá necessitar do aluguel de geradores, pois não haverá tempo hábil para solicitar ligação festiva à Concessionária local nem seria viável economicamente, pois o custo é muito elevado. Geradores assumem a demanda de energia elétrica que o local necessita para ser iluminado, manter energizados equipamentos de som e demais necessidades relacionadas a energia elétrica.
Dessa forma, a humanidade foi descobrindo diversas maneiras de gerar energia elétrica. Parte delas trabalham por tempo indeterminado, já as demais dependem de recursos finitos.
Essa divisão é feita em energia renovável (aquelas que são constantemente reabastecidas pela natureza) e energia não-renovável (aquelas que não se renovam em um prazo útil).
Dessa forma, é necessário conhecer os recursos existentes em cada uma delas para poder utilizá-los mais sabiamente. Num sistema ideal, todos os modos de geração de energia seriam renováveis, o que não retrata a realidade. Quiçá um dia esse fato torne-se realidade realidade.
ENERGIA EÓLICA
É a energia gerada a partir da força do vento. Embora seja um recurso energético inesgotável, poucas regiões do planeta possuem uma quantidade de ventos necessária para esse tipo de geração sem contar que o custo dos recursos necessários são altíssimos para a implantação de uma usina eólica. Em compensação, os impactos ambientais são baixos em relação a outras formas de geração.
ENERGIA SOLAR
É uma das formas de geração de energia que vem crescendo muito no Brasil.
A energia gerada a partir do sol pode ser do tipo fotovoltaica ou térmica.
A primeira usa células específicas para gerar o efeito fotoelétrico. A segunda utiliza o aquecimento de água para gerar vapor e, por consequência, energia.
Os custos de implantação vêm caindo através dos tempos, mas ainda são elevados, porém o crescimento do setor é incontestável.
ENERGIA HIDRELÉTRICA
É a mais antiga e principal forma de energia elétrica gerada no Brasil. As águas dos rios são represadas e, através de dutos forçados, movimentam enormes turbinas a fim de gerar energia elétrica.
O custo-benefício dessa forma de geração é uma das melhores, porém nem todos os países possuem a geografia fundamental para esse tipo de geração.
O impacto ambiental nas áreas de implantação é muito alto, sendo necessário diversos estudos antes da construção de uma usina hidrelétrica.
Tanto a fauna quanto a flora sofrem enormes agressões para a construção de represas. Os danos ao meio ambiente são irrecuperáveis.
Entre os principais impactos ambientais negativos causados em sua construção podemos citar a diminuição dos mananciais, extinção de espécies, erosões e destruição de habitats.
BIOMASSA
Biomassa é toda matéria orgânica não fóssil, de origem animal ou vegetal, que pode ser utilizada na produção de calor, seja para uso térmico industrial, seja para geração de energia elétrica ou que pode ser transformada em outras formas de energias sólidas (carvão vegetal, briquetes), líquidas (etanol, biodiesel) e gasosas (biogás).
A queima de substâncias orgânicas pode ser uma forma de geração de energia elétrica. Trata-se de uma forma de energia renovável, porque o dióxido de carbono produzido na queima dos materiais é reaproveitado pela própria natureza durante a fotossíntese.
FONTES NÃO-RENOVÁVEIS
Em contradição às fontes renováveis, as fontes de energia não-renováveis são aquelas que se utilizam de recursos da natureza que são considerados finitos. Em outras palavras, chegará um ponto que não mais existirão e teremos que buscar outras formas de geração de energia.
COMBUSTÍVEIS FÓSSEIS
São aqueles cuja queima é capaz de gerar energia para usinas termelétricas ou para veículos automotores.
Os combustíveis fósseis mais conhecidos são o petróleo, o carvão mineral e o gás natural.
Além de gerarem energia, os combustíveis fósseis também são um dos principais poluentes do planeta. Dessa forma, busca-se utilizar mecanismos de redução dos gases emitidos pela queima do carbono através de filtros e unidades de recuperação de vapor.
ENERGIA NUCLEAR
É conhecida por energia atômica.
A energia nuclear é obtida por meio da fissão nuclear de materiais radioativos, como o urânio-235. Apesar de ser menos poluente do que as usinas que utilizam combustíveis fósseis, os ambientalistas têm muita preocupação com os eventuais acidentes que podem ser causados em função do uso dessa tecnologia.
Diversos países vêm reconsiderando o seu uso, buscando novas formas de geração de energia que possam ser mais seguras e menos poluentes. Entretanto, esse é um processo de transição bastante lento e oneroso a todos os envolvidos.
Recomenda-se que todos economizemos energia elétrica, independentemente da forma que for gerada.
Usina Maremotriz
Energia maremotriz é uma fonte alternativa de geração de energia realizada por meio do movimento de marés ou pela diferença entre alturas de marés alta e baixa.
Gerada por meio da movimentação das marés, a energia maremotriz possui grande potencial, uma vez que é capaz de atender a mais de 250 milhões de consumidores em todo o planeta. Trata-se de uma fonte alternativa, limpa e renovável para a geração de energia elétrica, mas que ainda é pouco explorada no mundo.
Os principais mercados situam-se na América do Norte e Europa.
Energia maremotriz: como funciona
A energia maremotriz é gerada por meio do movimento de marés (energia cinética) ou pela diferença entre as alturas de marés alta e baixa (energia potencial). Para aproveitar a energia potencial das marés, é necessário construir um sistema similar ao de usinas hidrelétricas, com barragem, eclusa e unidades que geram energia elétrica.
As barragens precisam ser construídas no litoral, próximas ao mar. A água do mar é captada por meio de diques durante as marés altas. Na baixa maré, a água que está armazenada é liberada e passa pelas turbinas geradoras de energia elétrica. O aproveitamento da energia maremotriz, no entanto, só é possível quando o desnível entre as marés é superior a sete metros.
Energia maremotriz: vantagens e desvantagens
Como principais vantagens da energia das marés, podemos destacar o fato de esta ser uma fonte de energia não poluente e renovável. Trata-se, também, de um sistema alternativo em países que têm algum tipo de limitação para gerar energia elétrica de outras maneiras, mas dispõem de condições geográficas para aproveitar o fluxo de marés.
Outra vantagem é que a geração da energia maremotriz não depende do clima, ao contrário de outras fontes energéticas como a energia solar, eólica e hidrelétrica. O fluxo das marés está sujeito à ação gravitacional do Sol e da Lua e da rotação da Terra. Com informações sobre as marés, é mais fácil fazer os estudos sobre a viabilidade da usina maremotriz.
Apesar de ser uma fonte de energia limpa e renovável, a construção de usina maremotriz é um empreendimento caro e que apresenta um nível de geração de energia elétrica baixo em comparação com outros meios, como as usinas hidrelétricas e parque eólicos offshore (oceânicos). A manutenção desse tipo de sistema também é cara.
Além disso, nem todas as regiões litorâneas possuem características necessárias para a utilização da energia maremotriz. Como a geração de energia depende do ciclo de marés, a geração de energia não é contínua. Existe ainda outro fator importante a ser considerado nos estudos de viabilidade da usina maremotriz: o impacto ambiental do empreendimento sobre o ecossistema oceânico, acarretando também problemas socioeconômicos às populações que dependem da indústria da pesca.
Instituído como uma pessoa jurídica de direito privado, sob a forma de associação civil sem fins lucrativos, o ONS foi criado em 26 de agosto de 1998, pela Lei nº 9.648, com as alterações introduzidas pela Lei nº 10.848/2004 e regulamentado pelo Decreto nº 5.081/2004.
Para o exercício de suas atribuições legais e o cumprimento de sua missão institucional, o ONS desenvolve uma série de estudos e ações exercidas sobre o sistema e seus agentes proprietários para gerenciar as diferentes fontes de energia e a rede de transmissão, de forma a garantir a segurança do suprimento contínuo em todo o país.
Objetivos
* Promover a otimização da operação do sistema eletroenergético, visando ao menor custo para o sistema, observados os padrões técnicos e os critérios de confiabilidade estabelecidos nos Procedimentos de Rede aprovados pela Aneel; * Garantir que todos os agentes do setor elétrico tenham acesso à rede de transmissão de forma não discriminatória; e * Contribuir, de acordo com a natureza de suas atividades, para que a expansão do SIN se faça ao menor custo e vise às melhores condições operacionais futuras.
O ONS é composto por membros associados e membros participantes, que são as empresas de geração, transmissão, distribuição, consumidores livres, importadores e exportadores de energia. Também participam o Ministério de Minas e Energia (MME) e representantes dos Conselhos de Consumidores.
Dados de Carga
Os dados de carga e geração de energia em escala mensal e anual, a partir de 2015, consideram os valores das usinas supervisionadas e programadas pelo ONS, acrescidos de informações recebidas da CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica e de usinas conectadas às redes de distribuição, via as respectivas distribuidoras.
Carga e Geração
A partir de 02/03/2021, o conceito de carga global passou a ser considerado nos dados de geração e carga, quando a geração de usinas não supervisionadas e sem relacionamento com o ONS passou a compor essas grandezas. O acréscimo dessas informações visou retratar mais fielmente a carga total do sistema.
Programa Mensal Da Operação (PMO)
As atividades de programação da operação têm como insumo as estratégias de operação calculadas no planejamento da operação energética, informações atualizadas sobre o cronograma de expansão da geração e transmissão, o estado atual de armazenamento dos reservatórios, previsões atualizadas de carga de energia por patamar, a análise das condições meteorológicas verificadas e previstas nas principais bacias do SIN e previsões de afluências aos aproveitamentos hidrelétricos.
O Programa Mensal de Operação Energética (PMO) é elaborado pelo ONS com a participação dos agentes.
Os estudos de otimização e simulação da operação do SIN são realizados em base mensal, com discretização em etapas semanais e por patamar de carga. Estabelecem políticas de geração térmica e intercâmbios inter-regionais para as semanas analisadas e fornecem metas e diretrizes a serem seguidas pela Programação Diária da Operação Eletroenergética e pela Operação em Tempo Real. São realizadas regularmente revisões semanais que incorporam informações atualizadas sobre o estado do sistema, as condições meteorológicas e as previsões de carga e afluências.
O SIN – Sistema Interligado Nacional é o parque gerador nacional constituído, predominantemente, de centrais hidrelétricas de grande e médio porte, instaladas em diversas localidades do território nacional.
SIN – Sistema Integrado Nacional
Por outro lado, existe uma concentração de demanda em localidades industrializadas onde não se encontram as centrais geradoras. Estas características são decisivas para a implantação de um sistema de transmissão de energia elétrica a longa distância.
O Brasil possuía vários sistemas elétricos desconectados, o que impossibilitava uma operação eficiente das bacias hidrográficas regionais e da transmissão de energia elétrica entre as principais usinas geradoras.
Com o objetivo de ampliar a confiabilidade, otimizar os recursos energéticos e homogeneizar mercados do SEP – Sistema Elétrico de Potência foi criado, em 1999, o SIN – Sistema Interligado Nacional, o qual é responsável por aproximadamente 95% do fornecimento de energia elétrica nacional.
A Operação Nacional do Sistema Elétrico através do ONS concentra sua atuação sobre a Rede de Operação do Sistema Interligado Nacional, a qual é constituída pela Rede Básica, Rede Complementar e Usinas submetidas ao despacho centralizado, sendo que a Rede Complementar é situada fora dos limites da Rede Básica e cujos fenômenos têm influência significativa nesta.
O Sistema Interligado de eletricidade permite que as regiões permutem energia elétrica entre si quando uma delas apresenta falha na Geração, na Transmissão ou queda no nível dos Reservatórios.
Como o período de chuvas é diferente nas regiões Sul, Sudeste, Norte e Nordeste, os grandes circuitos troncos das linhas de transmissão da MAT – Muito Alta Tensão (tensões superiores a 230 kV) possibilitam que os pontos com produção insuficiente de energia sejam abastecidos por centros de geração em situação estável.
Linhas de Transmissão
Vantagens do SIN – Sistema Interligado Nacional
Estabilidade
O Sistema torna-se mais robusto podendo absorver, sem perda de sincronismo, maiores impactos elétricos.
Confiabilidade
Permite a continuidade do fornecimento de energia elétrica em decorrência de falhas, manutenção de equipamentos ou por conta das alternativas de rotas para fluxo da energia elétrica.
Disponibilidade
A operação integrada aumenta a disponibilidade de energia elétrica do parque gerador em relação ao que se teria caso as indústrias operassem suas usinas particularmente.
Controle de Gastos
Permite o intercâmbio de reservas que pode resultar em economia na capacidade de reservas dos sistemas. O intercâmbio de energia elétrica está baseado no pressuposto de que a demanda máxima dos sistemas envolvidos acontece em horários diferenciados.
O intercâmbio pode também ser motivado pela aquisição de energia elétrica por tarifas mais vantajosas diretamente com as geradoras, a exemplo de uma geradora para outra que apresenta condições de negociação mais vantajosas.
Desvantagens do SIN – Sistema Interligado Nacional
Distúrbio em um Sistema Elétrico afeta todo o Sistema Interligado Nacional.
A operação e proteção tornam-se muito mais complexas, exigindo maior atenção dos profissionais envolvidos.
Tensão de fase é a tensão medida entre fase e neutro e tensão de linha entre fase e fase.
Um questionamento frequente sobre tensão de fase é se existe 220 V monofásico.
O SEP – Sistema Elétrico de Potência – no Brasil – foi implantado por diversas Concessionárias, de variados continentes, e cada qual trouxe o Sistema Elétrico que trabalhavam.
SEP – Sistema elétrico de Potência
Uma nos apresentou o Sistema Delta com Neutro em 110/220V, hoje alterado para 115/230V por Portaria do extinto DNAEE – Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica, hoje ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica.
Logo, existe tanto tensão de fase em 115 V quanto em 220V.
Devemos nos atentar que na maioria dos Shoppings Centers e em Entrada Primária o transformador utilizado é Estrela 220/380 V.
Isso acontece também nas Indústrias e Empresas de grande porte.
Nunca prometa converter o ponto de tomada de seu cliente nos casos mencionados para 127V, pois não irá conseguir, a não ser que utilize uma fonte transformadora de 220 V para 127 V, o que irá causar um ônus alto.
ELETRICISTA NO CAPÃO REDONDO. CONSTRUÇÃO E REFORMA DE PADRÃO DE ENTRADA, INSTALAÇÃO ELÉTRICA, PROJETO ELÉTRICO RESIDENCIAL, PREDIAL E INDUSTRIAL. ART ELÉTRICA.
Atuamos com construção, manutenção e reforma de instalação elétrica residencial, predial, empresarial, comercial e industrial no Capão Redondo.
Especialidade em padrão de entrada de medição de energia elétrica, reformas de instalação, projetos e entrada primária.
Nosso time é composto por profissionais qualificados, habilitados e autorizados a trabalhar com energia elétrica, tanto em baixa quanto em media tensão.
Não assuma riscos desnecessários confiando a instalação elétrica de sua edificação a um profissional que não inspire confiança.
Todo trabalho relacionado a energia elétrica deverá ser executado por um profissional qualificado, capacitado e autorizado para esse fim.
Quem é considerado qualificado? Todo profissional que fizer treinamentos específicos na área de atuação, sendo considerado apto em nota e frequência e obtiver o certificado de conclusão de curso.
E capacitado? É o profissional qualificado que foi treinado sob a supervisão de um profissional habilitado e irá trabalhar sob supervisão de um profissional habilitado.
Autorizado é o profissional qualificado ou habilitado que participou de treinamento de NR10, sendo aprovado em nota, frequência e detector do certificado de conclusão de curso.
Habilitado é o profissional que possui registro no CREA – Conselho Regional de Engenharia e Agronomia, no CRT – Conselho Regional dos Técnicos Industriais ou em Conselho de Classe Profissional.
Eletricista no Capão Redondo – São Paulo e na Grande São Paulo.
Adolpho Eletricista – Seu eletricista no Capão Redondo!
Eletricista na Zona Sul, Eletricista em São Paulo e Eletricista em Santo Amaro residencial, predial, empresarial e industrial. Projetos elétricos, reforma e construção de padrão, reforma de instalações elétricas.
Atuamos com construção, manutenção e reforma de instalação elétrica residencial, predial, empresarial, comercial e industrial.
Especialidade em padrão de entrada de medição de energia elétrica, reformas de instalação, projetos e entrada primária.
Nosso time é composto por profissionais qualificados, habilitados e autorizados a trabalhar com energia elétrica, tanto em baixa quanto em media tensão.
Não assuma riscos desnecessários confiando a instalação elétrica de sua edificação a um profissional que não inspire confiança.
Todo trabalho relacionado a energia elétrica deverá ser executado por um profissional qualificado, capacitado e autorizado para esse fim.
Quem é considerado qualificado? Todo profissional que fizer treinamentos específicos na área de atuação, sendo considerado apto em nota e frequência e obtiver o certificado de conclusão de curso.
E capacitado? É o profissional qualificado que foi treinado sob a supervisão de um profissional habilitado e irá trabalhar sob supervisão de um profissional habilitado.
Autorizado é o profissional qualificado ou habilitado que participou de treinamento de NR10, sendo aprovado em nota, frequência e detector do certificado de conclusão de curso.
Habilitado é o profissional que possui registro no CREA – Conselho Regional de Engenharia e Agronomia.
Compromisso com a qualidade do serviço, preservação da privacidade do cliente e bom relacionamento.
Garantia de bons serviços!
Eletricista em Santo Amaro, Zona Sul de São Paulo e Grande São Paulo.
Eletricista em Santo Amaro residencial, predial, empresarial e industrial. Projetos elétricos, reforma e construção de padrão, reforma de instalações elétricas.
Faça um orçamento na Empresa Adolpho Eletricista.
Você se surpreenderá com a qualidade do serviço prestado!
Atendimento personalizado.
Adolpho Eletricista – Seu Eletricista em São Paulo!
Eletricista na Zona Sul residencial, predial, empresarial e industrial. Projetos elétricos, reforma e construção de padrão, reforma de instalações elétricas.
Atuamos com construção, manutenção e reforma de instalação elétrica residencial, predial, empresarial, comercial e industrial.
Especialidade em padrão de entrada de medição de energia elétrica, reformas de instalação, projetos e entrada primária.
Nosso time é composto por profissionais qualificados, habilitados e autorizados a trabalhar com energia elétrica, tanto em baixa quanto em media tensão.
Não assuma riscos desnecessários confiando a instalação elétrica de sua edificação a um profissional que não inspire confiança.
Todo trabalho relacionado a energia elétrica deverá ser executado por um profissional qualificado, capacitado e autorizado para esse fim.
Quem é considerado qualificado? Todo profissional que fizer treinamentos específicos na área de atuação, sendo considerado apto em nota e frequência e obtiver o certificado de conclusão de curso.
E capacitado? É o profissional qualificado que foi treinado sob a supervisão de um profissional habilitado e irá trabalhar sob supervisão de um profissional habilitado.
Autorizado é o profissional qualificado ou habilitado que participou de treinamento de NR10, sendo aprovado em nota, frequência e detector do certificado de conclusão de curso.
Habilitado é o profissional que possui registro no CREA – Conselho Regional de Engenharia e Agronomia.
Compromisso com a qualidade do serviço, preservação da privacidade do cliente e bom relacionamento.
Garantia de bons serviços!
Eletricista na Zona Sul de São Paulo e na Grande São Paulo.
Eletricista na Zona Sul residencial, predial, empresarial e industrial. Projetos elétricos, reforma e construção de padrão, reforma de instalações elétricas.
Faça um orçamento na Empresa Adolpho Eletricista.
Você se surpreenderá com a qualidade do serviço prestado!
Atendimento personalizado.
Adolpho Eletricista – Seu Eletricista em São Paulo!
11 96898.4344
ELETRICISTA NA ZONA SUL ELETRICISTA NA ZONA SUL ELETRICISTA NA ZONA SUL ELETRICISTA NA ZONA SUL ELETRICISTA NA ZONA SUL ELETRICISTA NA ZONA SUL ELETRICISTA NA ZONA SUL ELETRICISTA NA ZONA SUL ELETRICISTA NA ZONA SUL ELETRICISTA NA ZONA SUL ELETRICISTA NA ZONA SUL ELETRICISTA NA ZONA SUL
A eletricidade estática é o fenômeno de acumulação de cargas elétricas que pode se manifestar em qualquer material.
Ela acontece, principalmente, com o processo de atrito entre materiais e se manifesta em vários fenômenos que ocorrem no cotidiano, às vezes ocorre de forma inofensiva, mas em outros casos sua manifestação pode ser muito perigosa.
Eletricidade Estática
As manifestações da eletricidade estática são observadas, principalmente, em locais onde a umidade do ar é muito baixa, ou seja, locais secos.
Ao manusear um agasalho de lã sintética, por exemplo, é possível ouvir pequenos estalos que ocorrem em razão das descargas elétricas que acontecem entre seus fios.
Se estiver no escuro é possível visualizar pequenas faíscas entre os fios que foram eletrizados.
Nas fábricas de papel e nas tecelagens a eletricidade estática também se manifesta.
Nos enrolamentos de papel e de tecido ocorre atritamento desses materiais com as partes metálicas das máquinas, fazendo com que surjam cargas elétricas que podem produzir faíscas quando um empregado manuseia um material metálico próximo a esses locais.
Rolos de papel e tecido
As faíscas que surgem podem provocar incêndios e para evitar que isso não ocorra, esses locais são mantidos fechados e a umidade do ar é controlada, fazendo com que as máquinas sejam descarregadas na presença de gotículas de água e evitando dessa maneira os possíveis riscos de incêndios.
Nos aviões, caminhões de combustível e carros de fórmula 1 a eletricidade estática também se manifesta, podendo acontecer grandes explosões em virtude do material altamente inflável que esses veículos utilizam.
Ocorre também em veículos automotores.
Choque por Eletricidade Estática
Nos caminhões que fazem o transporte de combustíveis inflamáveis é comum existir uma corrente de metal que se arrasta pelo chão, fazendo com que as cargas elétricas que aparecem do atrito do caminhão com o ar sejam descarregadas no solo, evitando riscos de explosões.
O mesmo acontece com os aviões e os carros de fórmula 1 . Quando em movimento se atritam com o ar produzindo cargas elétricas e que são perigosíssimas no momento do abastecimento deles.
Para não correr risco de explosão durante o abastecimento, eles são aterrados como medida preventiva para descarregar as cargas elétricas existentes sobre suas superfícies.
Choque por energia estática
A eletricidade estática é muito perigosa na maioria dos casos, no entanto em outros ela é muito útil como, por exemplo, nas máquinas copiadoras.
Profissionais que trabalham em bancada com componentes e placas eletrônicas sensíveis a eletricidade estática, devem utilizar pulseira anti-estática para descarregar a eletricidade do corpo humano a fim de preservar tais componentes.
Pulseira anti-estática
Bancadas de laboratórios de eletrônica e assistências técnicas de eletrônica devem ser dotadas de pulseiras anti-estática.
ELETRICISTA NA ZONA SUL DE SÃO PAULO. CONSTRUÇÃO E REFORMA DE PADRÃO DE ENTRADA, INSTALAÇÃO ELÉTRICA, PROJETO ELÉTRICO RESIDENCIAL, PREDIAL E INDUSTRIAL. ART ELÉTRICA.
Atuamos com construção, manutenção e reforma de instalação elétrica residencial, predial, empresarial, comercial e industrial.
Especialidade em padrão de entrada de medição de energia elétrica, reformas de instalação, projetos e entrada primária.
Nosso time é composto por profissionais qualificados, habilitados e autorizados a trabalhar com energia elétrica, tanto em baixa quanto em media tensão.
Não assuma riscos desnecessários confiando a instalação elétrica de sua edificação a um profissional que não inspire confiança.
Todo trabalho relacionado a energia elétrica deverá ser executado por um profissional qualificado, capacitado e autorizado para esse fim.
Quem é considerado qualificado? Todo profissional que fizer treinamentos específicos na área de atuação, sendo considerado apto em nota e frequência e obtiver o certificado de conclusão de curso.
E capacitado? É o profissional qualificado que foi treinado sob a supervisão de um profissional habilitado e irá trabalhar sob supervisão de um profissional habilitado.
Autorizado é o profissional qualificado ou habilitado que participou de treinamento de NR10, sendo aprovado em nota, frequência e detector do certificado de conclusão de curso.
Habilitado é o profissional que possui registro no CREA – Conselho Regional de Engenharia e Agronomia.
Compromisso com a qualidade do serviço, preservação da privacidade do cliente e bom relacionamento.
Garantia de bons serviços!
Eletricista na Zona Sul de São Paulo e na Grande São Paulo.
Adolpho Eletricista – Seu eletricista em São Paulo!
ELETRICISTA NA ZONA SUL ELETRICISTA NA ZONA SUL ELETRICISTA NA ZONA SUL ELETRICISTA NA ZONA SUL
ELETRICISTA NA ZONA SUL ELETRICISTA NA ZONA SUL ELETRICISTA NA ZONA SUL ELETRICISTA NA ZONA SUL
ELETRICISTA NA ZONA SUL ELETRICISTA NA ZONA SUL ELETRICISTA NA ZONA SUL ELETRICISTA NA ZONA SUL
No Brasil, 80% da geração de energia elétrica provém de Usinas Hidrelétricas, 10% de Usinas Termoelétricas e o restante por Usinas Eólicas, Fotovoltaicas (Solar) e outras Fontes alternativas. Essa energia é conduzida até os centros consumidores através das Linhas de Transmissão.
Linhas de Transmissão
Na Usina, a energia é gerada na Classe de 5 kV e transformada para níveis de tensão de transmissão nas subestações elevadoras existentes nas Geradoras (138/225/440/750 kV) e transmitidas em Tensão Alternada (AC) pelas Linhas de Transmissão até as subestações rebaixadoras, onde serão rebaixadas a níveis de Tensão de Subtransmissão (69/88 kV) a fim de alimentar as Subestações de Distribuição e aos clientes atendidos em Alta Tensão.
Está em teste em alguns países a Transmissão em 1MV AC.
Subestação Rebaixadora
Na Usina de Itaipu, a tensão é gerada em 60 Hz no lado brasileiro e no lado paraguaio em 50 Hz. Porém, como o Paraguai não consome toda a energia gerada, parte dela é vendida para o Brasil em 50 Hz, porém a frequência de trabalho no Brasil é 60 Hz. A solução encontrada foi converter essa tensão para Tensão Contínua (DC) e transmiti-la em DC, devido ao custo operacional e fatores técnicos. Ao chegar aos Grandes Centros de Distribuição essa Tensão Contínua é convertida em Tensão Alternada através de uma Subestação Retificadora de Tensão em 60 Hz, adequada ao consumo no Brasil.
Usina de Itaipu
Todo o Sistema Elétrico Nacional de Transmissão e Geração de Energia Elétrica são interligados em anel a fim de que se uma Linha de Transmissão precisar ser desenergizada para manutenção ou cair por falha no Sistema Elétrico de Potência, possa ser alimentada por outra para suprir a falta de energia através de manobras de equipamentos.
De acordo com a ABNT:NBR 5410/2004 (Associação Brasileira de Normas Técnicas – Norma Brasileira Regulamentadora 5410/2004), considera-se BAIXA TENSÃO, a tensão superior a 50 V em AC ou 120 V em DC e igual ou inferior a 1000 V em AC ou 1500 V em DC, tensão entre fases ou entre fase e terra, e ALTA TENSÃO a tensão superior a 1000 V em AC ou 1500 V em DC, entre fase ou entre fase e terra. Tensões abaixo de 50 V em AC e 120 V em DC são chamadas de EXTRA BAIXA TENSÃO.
NBR 5410
Manutenções executadas em de Linhas de Transmissão:
1 – Substituição e manutenção de isoladores (dispositivo constituído de uma série de “discos”, cujo objetivo é isolar a energia elétrica da estrutura); 2 – Limpeza de isoladores; 3 – Substituição de elementos para-raios; 4 – Substituição e manutenção de elementos das torres e estruturas; 5 – Manutenção dos elementos sinalizadores dos cabos; 6 – Roçada e limpeza de faixa de servidão.
Roçada sob Linha de Transmissão
Serviços executados para construção de Linhas de Transmissão:
1 – Construção de Linhas de Transmissão; 2 – Desenvolvimento em campo de estudos de viabilidade técnica, relatórios de impacto do meio ambiente e projetos; 3 – Desmatamentos e desflorestamentos; 4 – Escavações e fundações civis; 5 – Montagens das estruturas metálicas; 6 – Distribuição e posicionamento de bobinas em campo; 7 – Lançamento de cabos (condutores elétricos); 8 – Instalação de acessórios (isoladores, para-raios); 9 – Ensaios e testes elétricos.
Gerador: Confira as diferenças e qual tipo é mais apropriado
Grupo Gerador
Gerador é indispensável na sociedade contemporânea
Desde a descoberta da eletricidade, em 1752, feito realizado
por Benjamin Franklin com o seu famoso experimento da pipa com uma chave de
metal, a sociedade passou a utilizar o recurso de diferentes formas.
Benjamin Franklin
Em 1879, por exemplo, ocorreu outro dos feitos memoráveis
sobre o assunto, quando Thomas Edison patenteou a lâmpada elétrica e, desde
então, nos tornamos capazes de iluminar qualquer ambiente em que haja acesso à
eletricidade.
Thomas Alva Edison
Com várias outras invenções e inovações baseadas na energia
elétrica desde então, ela se tornou fundamental, ao ponto de ser impossível
imaginarmos nosso mundo sem a facilidade de ligar qualquer equipamento à tomada
e, então, utilizá-lo imediatamente.
Tamanha é a necessidade pela eletricidade que foram desenvolvidos os geradores de energia, mais especificamente no ano de 1866, pelo co-fundador da Siemens AG, o inventor Werner von Siemens, de modo que fosse virtualmente possível ter energia elétrica em, literalmente, qualquer lugar.
Werner von Siemens
Se você não sabe muito bem como este equipamento funciona,
fique tranquilo, pois veio ao lugar certo! Entenda tudo o que precisa saber
sobre este elemento tão importante em nosso cotidiano.
O que é um gerador de
energia?
É o equipamento responsável pela geração de energia elétrica
e seu posterior uso para os devidos fins, em locais que sejam ou não supridos
pelas redes convencionais de distribuição de energia elétrica.
Na verdade, ainda que tenha ficado conhecido como gerador de
energia, em sua essência o equipamento seria um conversor de energia, já que
não realiza a geração de maneira espontânea, mas sim converte uma forma de
energia em outra.
Gerador de Energia à Diesel
Funciona assim: os geradores são abastecidos com uma fonte de
energia química, ou seja, um combustível, que geralmente é o diesel, mas também
pode ser o etanol, a gasolina ou o gás natural.
Por meio do fenômeno da indução eletromagnética, o
combustível é utilizado para alimentar o dínamo gerador de corrente contínua,
cuja rotação faz com que chegue tensão aos terminais dos rolamentos, ou seja, a
energia mecânica se converte em energia elétrica.
Isso significa que é possível levar eletricidade a qualquer
lugar, desde que haja a possibilidade de abastecer o tanque de combustível do
equipamento.
A área, inclusive, movimenta cifras bem altas. De acordo com
o relatório “Portable Generator Market
Size, Share & Trends Analysis Report By Product, By Power Range, By End
Use, And Segment Forecasts, 2019 – 2025”, da Grand View Research, o mercado
global de geração de energia elétrica foi avaliado em US$ 3,7 bilhões em 2018.
Além disso, o mesmo relatório informa que a estimativa é de que a taxa de crescimento anual composta (CAGR, ou Compound Annual Growth Rate) entre 2019 e 2025 deve ser de 5,2%, o que resultaria em um valor de US$ 5,276 bilhões no último ano citado.
Todo gerador de energia
é igual?
Não. Embora a finalidade seja a mesma, existem diferenças importantes entre os equipamentos que influenciam em seu funcionamento, como as seguintes:
Combustível: o diesel tende a ser o mais utilizado, já que possui uma boa autonomia e sua logística é simples. Depois dele, a gasolina é outro combustível também bastante comum, além de etanol e gás natural, esses dois últimos menos usuais.
Potência: de acordo com a demanda energética do sistema, é necessário ter um gerador com a potência necessária para supri-la. Ela pode variar bastante, como de 25 kVa a 1.500 kVa, mas os equipamentos a partir de 500 kVa podem ser ligados em paralelo, o que torna a potência máxima do sistema virtualmente ilimitada.
Regime de funcionamento: os geradores podem funcionar em diferentes regimes, como stand-by (modo de espera, utilizado em locais que já contam com uma fonte confiável de energia elétrica), prime (disponível por um período ilimitado de horas, embora seu fator de carga médio tenha que ser de, no máximo, 70% da classificação “prime”) e contínuo (utilizado ininterruptamente, em paralelo com a fonte tradicional de geração de energia elétrica).
Características: há pontos em que os geradores podem variar, como formato, dimensões e tamanho do reservatório de combustível, entre outros, já que são equipamentos altamente versáteis.
A escolha do melhor equipamento depende de cada necessidade,
o que ressalta a importância de ter um projeto dimensionado de maneira
personalizada para cada cliente.
Afinal, por que usar
geradores de energia?
Depois de conhecer a origem, o funcionamento e as
características de tais equipamentos, chegou o momento de saber porque eles
devem ser usados. Motivos não faltam, como os seguintes:
Energia elétrica ininterrupta: de hospitais a shopping centers, de indústrias a edifícios residenciais, o ideal é que todos os lugares tenham eletricidade à disposição a cada momento. Como as redes de transmissão estão sujeitas a falhas, quem deseja um funcionamento realmente ininterrupto deve optar pelos geradores de energia.
Corte de custos: quando um estabelecimento necessita de um grande volume de energia elétrica, os horários de ponta (quando o uso de eletricidade é maior no sistema de abastecimento) podem ser um pesadelo, já que a cobrança é feita com valores mais altos. Uma alternativa é utilizar a energia advinda dos geradores nesses períodos, de modo a economizar uma quantia considerável na conta.
Projetos dimensionados de maneira personalizada: seja qual for a demanda energética, é possível elaborar um projeto perfeito para o que o local precisa, de modo que o aproveitamento sempre seja o melhor possível.
Auxílio à sustentabilidade: em uma sociedade que preza cada vez mais pela preservação do meio ambiente, os geradores também podem ajudar, já que há opções de combustível apropriadas para tal, como o etanol.
Inclusão social: todas as regiões podem contar com geradores de energia, até as mais remotas e que não dispõem de um sistema confiável (ou mesmo algum sistema) de transmissão de eletricidade, o que significa que os geradores também podem ajudar em termos de inclusão social.
Gerador de energia: uma
necessidade contemporânea
A eletricidade hoje se coloca como uma das maiores
necessidades na sociedade, como alimento e água, já que praticamente tudo o que
utilizamos depende dela, dos computadores no trabalho ao chuveiro para tomar um
banho relaxante quando chegamos em casa.
Depois de entender sobre seu funcionamento, características e importância no mercado, fica claro porque adquirir ou alugar gerador de energia é uma necessidade para um número cada vez maior de empresas. Afinal de contas, o uso de eletricidade só tem a crescer com o passar do tempo!
To address the issue of Primary Distribution Network, we first need to comment on Transformer Distribution Station, also known as Substation.
The Distribution Transformer Station aims to lower the Transmission or Subtransmission voltage to Distribution voltage levels.
As specified in the electrical construction project, we will know the output voltage of the Distribution Transformer Station
Distribution Transformer Station Output Voltage as well as Voltage Class are given below:
Class Output Phases
5 kV 3.8 kV ABC
15 kV 13.8 kV DEF
25 kV 24.5 kV GHI
35 kV 34.5 kV JKL
For design purposes, the 5 kV Voltage Class is no longer used as it requires high gauge cables because the lower the voltage the higher the electric current will be, and the cable gauge will determine the electric current.
We must also take into account the voltage value over the length of the circuit for the purpose of calculating voltage drop.
Distribution Transformer Station
Depending on the characteristics of the region, the Transformer Distribution Station may be aerial or underground.
According to the installed load and the forecast for the next years, the Voltage Class of the Distribution Transformer Station is determined.
The nomenclature of the primary circuits is composed of the acronym of the Distribution Transformer Station followed by the circuit number, knowing that the 5 kV Voltage Class is composed by two numbers, the 15, 25 and 35 kV by three numbers. 15 kV begins with number 1, 25 kV with 2, and 35 kV with 3.
Examples:
1 – A Distribution Transformer Station whose voltage is 5 kV, the circuit “0” will be XXX-00, the “1” will be XXX-01, “2” will be XXX-02, and so on.
2 – A Distribution Transformer Station whose voltage is 15 kV, the circuit “0” will be XXX-100, the “1” will be XXX-101, “2” will be XXX-102, and so on.
3 – A Distribution Transformer Station whose voltage is 25 kV, the circuit “0” will be XXX-200, the “1” will be XXX-201, “2” will be XXX-202, and so on.
4 – A Distribution Transformer Station whose voltage is 35 kV, the circuit “0” will be XXX-300, the “1” will be XXX-301, “2” will be XXX-302, and so on.
Pointing out that all primary distribution circuits ending with “0” or “1” are distress circuits and are only live (unloaded), and will only be used in emergency situations.
At the exit of the Distribution Transformer Station, in its extension and in the encounters with different primary circuits, we have the circuit switching knife keys, which can assume the state NO – Normally Open or NC – Normally Closed, according to the position in which is in the circuit.
Whenever the knife switch is in “vis-a-vis” function (meeting of two different primary circuits), it will be in the NO position.
At the exit of the Distribution Transformer Station and in the trunk (main circuit) of the primary, it will be in the NC position.
Normally Closed Knife Wrench – NC
Normally Open Knife Wrench – NO
We also find in the primary circuit automatic reclosers for protection and operation, voltage regulators, capacitor banks, and branch lines, where the fuse switches, also known as Matheus switch, are located for protection and operation of circuits.
Fuse Switch Set
In the knife, fuse knife and fuse keys we will find the identification plates of the primary circuit to which such equipment belongs. If it is a vis-a-vis knife wrench we will find on one side of the set the identification of one of the circuits, and on the opposite side the identification of the other.
The opening and closing of protective and maneuvering keys must follow some procedures contained in the Working Procedures Manual which will be discussed below.
Knife wrench
All activities should be preceded by Preliminary Risk Analysis, use of Personal Protective Equipment and Collective Protection Equipment relevant to the task.
Note that there are identifying tags that show the Key and Primary Circuit number to which it belongs. The data must be checked and passed to the competent sector for conferencing and approval of the opening or closing of the device.
To open a key from the set, we must use a remote-opening switch stick and note that NEVER open the central key first, because if there is a problem with the key when opening it or opening an arcing we are in a situation of imminent accident. work of incalculable proportions, because we will be working between two energized phases.
All key opening operations must be performed with the LOAD BUSTER key opening device.
Load Buster
The first key to open is either side, depending on the wind direction and operator position relative to the key set.
The second key to be opened will be the middle one due to the previously verified wind direction; then the last key opens. Follow work procedures for signaling and temporary grounding for work.
To close the keys we must remove the temporary grounding, signs and make sure that all workers are away from the power grid, and ask the responsible sector for authorization to reenergize the circuit, because there may be other teams working in other parts of the circuit we don’t know.
Once authorized, we will proceed to lock the keys.
Again, the wind direction must be observed and the keys closed.
The first key to be closed should be the most difficult side, taking into account the wind direction and the position of the sun in relation to the operator’s eyes, due to the blindness of the views.
The center switch should NEVER be the last to be closed for the same reasons as opening.
The keys should be closed firmly and precisely, as if the keys hit and do not close, the operator should hold the key in a closed position until the circuit is de-energized at an earlier point, and this may take hours.
If you hit the key and it opens due to a failure in the closing operation, it will open a large electric arc, which can cause serious damage to the company’s assets and occupational accident involving the operator.
Return home the same way you left. No one is waiting for you amputated or in a coffin.
A abertura e fechamento de chaves de proteção e manobra deve seguir alguns procedimentos constantes no MPT – Manual de Procedimentos de Trabalho que serão abordados a seguir.
Note que existe plaquetas identificadoras onde consta o número da Chave e Circuíto Primário a que pertence. Deve-se conferir os dados e repassar para o setor competente para conferencia e aprovação da abertura ou fechamento do dispositivo.
Para abrir uma chave do conjunto, deveremos utilizar vara de manobra para abertura a distância e observar que NUNCA se abre a chave central primeiro, pois se ocorrer algum problema com a chave na sua abertura ou se abrir arco voltaico estaremos em situação de iminente acidente de trabalho de proporções incalculáveis, pois estaremos trabalhando entre duas fases energizadas.
Toda operação de abertura de chaves deve ser executada com o dispositivo para abertura de chaves sob carga LB – LOAD BUSTER.
Vara de manobra com Load Buster acoplado
A primeira chave a ser aberta é uma das laterais, dependendo da direção do vento e da posição do operador em relação ao conjunto de chaves.
A segunda chave a ser aberta será a do meio devido à direção do vento anteriormente verificada; após, abre-se a última chave.
Seguir os procedimentos de trabalho para sinalização e aterramento temporário para o trabalho.
Para o fechamento das chaves devemos retirar os aterramentos temporários, sinalizações e certificar-se de que todos os trabalhadores estão distantes da rede elétrica, bem como solicitar ao setor responsável a autorização para reenergização do circuíto, pois poderá haver outras equipes trabalhando em outros pontos do circuíto que não sabemos.
Após autorizados, iremos proceder ao fechamento das chaves.
Novamente deve-se observar a direção do vento e executar o fechamento das chaves.
A primeira chave a ser fechada deverá ser a lateral mais difícil, levando-se em conta a direção do vento e a posição do sol em relação aos olhos do operador, devido ao ofuscamento das vistas.
A chave central NUNCA deverá ser a última a ser fechada pelos mesmos motivos da abertura.
As chaves deverão ser fechadas com firmeza e precisão, pois se ela bater e não fechar o operador deverá ficar segurando a chave em posição fechada até que o circuíto seja desenergizado em um ponto anterior, e isso pode levar horas.
Caso bater a chave e ela vier a abrir por falha na operação de fechamento, abrirá arco voltaico de grande proporção, podendo gerar graves danos ao patrimônio da empresa e acidente de trabalho envolvendo o operador.
Volte para casa da mesma forma que saiu. Ninguém está lhe esperando amputado ou num caixão.
Voltage regulators are equipment installed on long branches of primary circuits that feed low-density regions, particularly in suburban and rural areas where the natural voltage regulation of the circuit is impaired. The regulators are single phase or three phase, which allows their use in single, two or three phase primary circuits.
Voltage Regulator
It is programmed to start when the primary voltage is below or above the preset primary voltage limits (+ 10% or -10%).
Single-phase voltage regulators can be installed on single-phase lines or by forming two- or three-phase mounted banks in the primary networks. Assembly requires the identification of the source / load side.
The control of the voltage regulator is made by a voltage level and voltage drop compensation sensor of the considered circuit section that allows the automatic adjustment of the regulator position, raising or lowering, in the voltage regulator output, the voltage which receives at the input such that theoretically at a certain point of the primary circuit the voltage is constant.
Single Phase Recloser Bank
Voltage regulator compensation is calculated so that the maximum output voltage of the first downstream installed transformer does not exceed the maximum operating voltage, and that the output voltage of the last transformer does not fall below the minimum operating voltage.
Definitions
Nominal voltage of a system or circuit
It is the nominal value assigned to the system or circuit of a given voltage class for the purpose of its convenient designation.
Nominal voltage refers to line voltage (phase-to-phase voltage), not phase to neutral voltage, and applies to all parts of the system or circuit.
Service voltage
It is the voltage to which the operating characteristics and performance of the equipment are referred.
Regulated Circuit
It is the circuit connected to the voltage regulator output and in which one wishes to control the voltage, phase relationship or both. The voltage can be kept constant at any point of the regulated circuit.
EPS – Electric Power System is the set of all facilities and equipment for the generation, transmission and distribution of electricity up to and including measurement.
Electric Power System – EPS
The generation is responsible for producing the electrical voltage.
The Electric Power Generating Plants can be:
Hydroelectric
Thermoelectric
Nuclear
Solar
Geothermal
Tidal Wave
Wind power
Biomass
After generation in AC, the voltage goes through a process of elevation to be transmitted at high voltage levels, due to lower losses and lower implementation cost of the transmission system, because the higher the voltage, the lower the electric current.
As the cable gauge determines the electric current and voltage drop, the higher the transmission voltage the smaller the cable gauge.
Transmission and subtransmission voltage values: 750; 500; 230; 138; 88; 69 kV.
The 69 and 88 kV voltages are considered subtransmission, ie the voltage values in a
ETT – Transmission Transformer Station, to supply customers in subtransmission voltage.
When arriving at ETDs – Distribution Transformer Stations, also known as substations, the transmission voltage or subtransmission, depending on the supply voltage of the ETD, is lowered to primary distribution voltage values (34.5, 24.5 and 13, 8 kV). In some regions there is still a primary distribution voltage of 3.8 kV, but it is in extinction phase.
Distribution Transformer Station – DTS
The primary distribution circuits in the Electric Power System are identified according to the voltage class and working voltage, as follows:
Class 5 kV – Working Voltage – 3.8 kV – Circuit ID beginning with “0”
Example: Circuit 03, 04, 05.
Class 15 kV – Working Voltage – 13.8 kV – Circuit ID beginning with “1”
Example: Circuit 103, 104, 105.
Class 25 kV – Working Voltage – 24.5 kV – Circuit ID beginning with “2”
Example: Circuit 203, 204, 205.
Class 35 kV – Working Voltage – 34.5 kV – Circuit ID beginning with “3”
Example: Circuit: 303, 304, 305.
All ETDs have a name and an acronym. In the case of Capuava ETD, acronym CAP. ETD Santo André, acronym SND, and the nomenclature of the primary circuits will be:
SND – 03 – SND – 04 – SND – 05, because the primary distribution voltage of this ETD is 3.8 kV. CAP – 103 – CAP – 104 – CAP – 105, because the primary distribution voltage of this ETD is 13.8 kV, and so on. Primary distribution circuits with end ’00’ and ’01’ are distress circuits and are not used to distribute voltage to urban centers like the others. They are only in ‘voltage’, unloaded. If a problem occurs in any other circuit, such as a transformer failure, for example, the relief circuit will assume the load of the failed circuit through knife-wrench maneuvers.
Primary Distribution Circuit
Upon arriving at the electricity consumption centers, the primary distribution voltage may serve industrial customers and large Medium Voltage customers through the primary cabin, a contract to be entered into with the electricity concessionaire through electrical projects and other documentation.
Primary Cabin
To serve low voltage customers – BT, primary distribution voltage values should be lowered to secondary distribution voltage values and delivered to the customer input standard.
The utility is responsible for supplying the voltage value in accordance with the Norms and Standards to the customer input standard circuit breaker.
Responsibility for the construction and maintenance of the input standard is the responsibility of the customer, as well as the conservation of the watt hour meter that will be his responsibility. In case of misuse or vandalism, the customer will be responsible for the consequences.
Responsibility for periodic maintenance of the watt hour meter and repair in the event of damage due to wear of the equipment lies with the utility.
The supply voltage values in the delta and star system can be checked in the Delta System and Star System articles.
A brief comparison of active, reactive, apparent, capacitive, and inductive powers in order to define them.
Power triangle
Apparent Power: is the power acquired by the concessionaires of the generators.
Active Power: This is the power delivered to customers that generates work.
Reactive Power: is the power generated during the operation of certain equipment that generates high power factor and, when returned to the Electric Power System, impair the distribution and transmission networks of electricity, because the current is delayed in relation to the tension.
Current delayed relative to voltage
Capacitive Power: It is the power that, by having the current ahead of the voltage, compensates the Reactive Power, which has the delayed current.
Early current in relation to voltage
Inductive Power: It is generated by purely resistive equipment, where the power factor is 1 and does not harm the SEP.
Chopp Mug
We can make a power analogy with a beer mug, where:
*kVA is the apparent power that utilities buy from generators, which equals the full draft beer mug we buy in a beer house;
*kW is the active power supplied to customers that actually generates work, ie the net portion of the beer mug we actually consume;
*kVAr is the reactive power that is wasted, ie the foam that is not consumed.
In order to reduce the amount of foam in the cup (losses), the attendant passes the ruler on the edge of the cup (power factor control), which is equivalent to installing a Capacitor Bank in the customer’s.
The power supplied to customers by the Dealers is active.
Resistive equipment generates inductive power and its power factor is 1, which does not harm the SEP.
Equipment such as motors, transformers and reactors generate Reactive Power and, consequently, influence the power factor, which is the relation between Apparent Power and Active Power.
The ideal power factor is 1, but due to reactive power, we will never have this value in a power grid.
To minimize and control damage to the Electric Power System, the National Electric Energy Agency (BR) has established that the power factor cannot exceed 0.92 in Brazil.
If the customer exceeds this value, measured by the concessionaire’s watt hour meter, a fine defined in a contract with the concessionaire will be applied upon request for the connection of electricity.
This fine is charged to the electricity bill and passed on to the National Electricity Agency (BR).
If the customer deactivates machines, suspends activities or goes on a collective vacation, the capacitor bank must be resized or deactivated, as the excess of Capacitive Power also harms the Electric Power System and increases the value of Factor and Power.
Uma breve comparação entre potências ativa, reativa, aparente, capacitiva e indutiva, a fim de defini-las.
Triângulo das Potências
Potência Aparente: é a potência adquirida pelas concessionárias das geradoras.
Potência Ativa: é a potência fornecida aos clientes e que geram trabalho.
Potência Reativa: é a potência gerada quando do funcionamento de determinados equipamentos e que geram fator de potência alto e, quando retornam ao Sistema Elétrico de Potência – SEP, prejudicam as redes de distribuição e de transmissão de energia elétrica, por ter a corrente elétrica atrasada em relação à tensão.
Corrente atrasada em relação à tensão
Potência Capacitiva: É a potência que, por ter a corrente adiantada em relação à tensão, compensa a Potência Reativa, que tem a corrente atrasada.
Corrente adiantada em relação à tensão
Potência Indutiva: É gerada por equipamentos puramente resistivos.
Caneca de Chopp das Potências
Podemos fazer uma analogia das potências com uma caneca de chopp, onde:
kVA é a potência aparente que as concessionárias compram das geradoras, que equivale à caneca de chopp cheia que compramos em uma choperia;
kW é a potência ativa fornecida aos clientes e que efetivamente geram trabalho, ou seja, a parte líquida da caneca de chopp que realmente consumimos;
kVAr é a potência reativa que é desperdiçada, ou seja, a espuma que não é consumida.
A fim de diminuir a quantidade de espuma da caneca (perdas), o atendente passa a régua na borda da caneca (controle do fator de potência), o que equivale a instalar um Banco de Capacitores na instalação elétrica do cliente.
A potência fornecida para os clientes pelas Concessionárias é a ativa.
Equipamentos resistivos geram potência indutiva.
Equipamentos como motores, transformadores e reatores geram Potência Reativa e, consequentemente, influenciam no fator de potência, que é a relação entre Potência Aparente e Potência Ativa.
O fator de potência ideal é 1, mas devido à potência reativa, nunca teremos esse valor em uma rede de energia elétrica.
Para minimizar e controlar os danos ao SEP, a ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica, estabeleceu que o fator de potência não pode ultrapassar 0,92.
Caso o cliente ultrapasse esse valor, mensurado pelo medidor de watt hora das concessionárias, será aplicada multa definida em contrato com a concessionaria quando da solicitação de ligação de energia elétrica.
Essa multa é cobrada na fatura de energia elétrica e repassada para a ANEEL.
Caso o cliente desative máquinas, suspenda as atividades ou entre em férias coletivas, o banco de capacitores deverá ser redimensionado ou desativado, pois o excesso de Potência Capacitiva também prejudica o SEP e eleva o valor do Fator e Potência.
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 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).
The 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 .
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.
Wind farm
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.
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.
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.
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.
ELETRICISTA EM SÃO PAULO. CONSTRUÇÃO E REFORMA DE PADRÃO DE ENTRADA, INSTALAÇÃO ELÉTRICA, PROJETO ELÉTRICO RESIDENCIAL, PREDIAL E INDUSTRIAL. ART DE ELÉTRICA E CIVIL. CONSTRÇÃO, MANUTENÇÃO E REFORMA DE ENTRADA PRIMÁRIA.
Atuamos com construção, manutenção e reforma de instalação elétrica residencial, predial, empresarial, comercial e industrial.
Especialidade em padrão de entrada de medição de energia elétrica, reformas de instalação, projetos e entrada primária.
Nosso time é composto por profissionais qualificados, habilitados e autorizados a trabalhar com energia elétrica, tanto em baixa quanto em media tensão.
Não assuma riscos desnecessários confiando a instalação elétrica de sua edificação a um profissional que não inspire confiança.
Todo trabalho relacionado a energia elétrica deverá ser executado por um profissional qualificado, capacitado e autorizado para esse fim.
Quem é considerado qualificado? Todo profissional que fizer treinamentos específicos na área de atuação, sendo considerado apto em nota e frequência e obtiver o certificado de conclusão de curso.
E capacitado? É o profissional qualificado que foi treinado sob a supervisão de um profissional habilitado e irá trabalhar sob supervisão de um profissional habilitado.
Autorizado é o profissional qualificado ou habilitado que participou de treinamento de NR10, sendo aprovado em nota, frequência e detector do certificado de conclusão de curso.
Habilitado é o profissional que possui registro no CREA – Conselho Regional de Engenharia e Agronomia.
Compromisso com a qualidade do serviço, preservação da privacidade do cliente e bom relacionamento.
Garantia de bons serviços!
Eletricista na Zona Sul de São Paulo e na Grande São Paulo.
Adolpho Eletricista – Seu Eletricista em São Paulo!
Algumas dúvidas frequentes de leitores do site e profissionais da área sobre Sistema Delta.
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.
Equipamentos importados da Europa, principalmente, trabalham apenas em Sistema Estrela. Não admite ligação no Sistema Delta. Se a instalação do cliente for Delta, deverá ser solicitado à concessionária a conversão para Sistema Estrela e, por ser Conveniência Técnica do Cliente, o custo total da obra para conversão correrá por conta do Cliente.
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.
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;
I = 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:
T = massas diretamente aterradas, independentemente do aterramento eventual de um ponto da alimentação;
N = 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;
1B – Esquema TN-C: os condutores neutro e de proteção são combinadas em um único condutor (PEN);
1C – Esquema TN-C-S: o condutor neutro e proteção são combinados em uma parte da instalação e separados em outra parte.
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.
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.
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.
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.
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.
O curso do SEP – Módulo II de NR-10 deve ser cursado 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.
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”.
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.
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,…”
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.
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.
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.
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
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.
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”.
Para abordarmos o assunto de Rede de Distribuição Primária, precisamos inicialmente comentar sobre ETD – Estação Transformadora de Distribuição, também conhecida por Subestação.
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.
O transformador exclusivo para iluminação pública é de propriedade da prefeitura e não pode ser utilizado para outro fim.
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.
SEP – Sistema Elétrico de Potência é oconjunto 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.
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.
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.
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 4º fio será de 230 V nominal.
O 4⁰ fio SOMENTE deverá ser utilizado 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 4º fio.
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 4º fio?”
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 4º fio.
A tensão de 4º fio é calculada da seguinte forma:
V4⁰fio = 115 * raiz 3 = 115 * 1.73 = 198V
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 4º fio não se alteram.
Deve ser observado atentamente o esquema de ligações: caso o x1 do F1 esteja ligado no 4º fio, o x3 do F2 também deverá ser ligado à 4º fio, e o x1 do F2 ligado ao x3 do LUZ.
Se o x3 do F1 estiver ligado na 4º fio, o x1 do F2 deverá ser ligado ao 4º fio 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.
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).
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 nominalrefere-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.
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.
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.
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.
Fatura de Energia Elétrica
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}
Fórmula de Cálculo
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.
A continuidade do fornecimento é avaliada através de indicadores que mensuram a frequência 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.
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
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
1. Fornecimento de energia elétrica a todos os consumidores com qualidade e continuidade asseguradas;
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;
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).
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;
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.
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’.
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;
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.
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;
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.
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.
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.
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 todaconexão deve ser estanhada.
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.
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.
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.
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
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
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.
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:
Choque Elétrico
Riscos Elétricos
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.
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 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.
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:
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).
II. Relato do problema apresentado pelo equipamento elétrico;
III. Descrição e características gerais do equipamento danificado, como: marca, modelo, etc.
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.
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.
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.
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.
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.
Contator é um dispositivo para acionamento de motores, iluminação, máquinas, entre outros.
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.
Equipotencialização entre fases e neutro, para proteção contra eventual energização acidental.
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
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.
Confie o trabalho 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.