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.
Uma Chave de Transferência Automática (CTA), frequentemente usada no contexto de subestações de distribuição e instalações de missão crítica, é um dispositivo projetado para garantir o fornecimento contínuo de energia, alternando automaticamente a alimentação entre uma fonte principal (concessionária) e uma fonte de reserva (gerador) quando ocorre uma falha. Embora o termo CTA refira-se ao dispositivo de comutação, ele atua dentro da infraestrutura da estação transformadora para manter o sistema operando em caso de apagão.Função da CTA na Distribuição é Transferência Automática: Monitora continuamente a energia da concessionária. Ao detectar queda ou instabilidade, comuta a carga para um gerador em segundos.Retorno Automático: Assim que a rede principal é restabelecida e estabilizada, a CTA retorna a carga para a concessionária.Continuidade de Serviço: Essencial em locais que não podem parar, como hospitais, data centers, indústrias e sistemas de segurança. Componentes e Funcionamento do Monitoramento: A CTA verifica os níveis de tensão da fonte primária.Comando: Ao detectar falha, envia sinal para o gerador iniciar.Transferência de Carga: Após o gerador atingir a tensão/frequência ideais, a chave realiza a troca física.Sinalização: Modelos com sinalização informam o estado atual da rede. Contexto com Estação Transformadora (ETD)Enquanto as Estações Transformadoras de Distribuição (ETD) ou subestações rebaixam a tensão (ex: de 69kV para 13.8kV ou baixa tensão), a CTA é o componente inteligente inserido no quadro elétrico dessa subestação (geralmente do lado de baixa tensão ou em cubículos de média tensão) que garante que o sistema de distribuição nunca fique sem energia. Diferença Chave:ETD/Subestação: Rebaixa/eleva a tensão elétrica.CTA: Comuta entre fontes de energia para manter a continuidade.
A substation can be defined as a set of switching and/or transformation equipment, and possibly reactive power compensation equipment, used to direct the flow of energy in a power system and enable its diversification through alternative routes, possessing protection devices capable of detecting the different types of faults that occur in the system and isolating the sections where these faults occur. A substation can be classified according to its function, voltage level, type of installation, and mode of operation.
Classification according to function
Transformer Substation: This is a substation that converts the supply voltage to a different level, higher or lower, and is designated, respectively, as a step-up transformer substation and a step-down transformer substation. Generally, a transformer substation near generation centers is a step-up transformer substation (it raises the voltage to transmission and sub-transmission levels, providing economical transport of electrical energy).
Substations at the end of a transmission system, close to load centers or supplying an industry, are Step-Down Transformer Substations (they reduce voltage levels), avoiding inconveniences for the population such as radio interference, intense magnetic fields, and very wide right-of-way.
Sectionalizing, Switching or Disconnecting Substation
It is the type of circuit that interconnects supply circuits under the same voltage level, enabling their multiplication. It is also used to allow for the sectioning of circuits, permitting their energization in successive shorter sections.
Classification according to voltage level
High-voltage (HV) substations: these are substations with a nominal voltage below 230 kV;
Extra-high voltage (EHV) substations: these are substations with a nominal voltage above 230 kV. It is important to emphasize that additional studies considering the Corona Effect are necessary for this type of substation.
Classification according to its type of installation
Open-air substations
They are built in large outdoor areas and require the use of equipment and machinery suitable for operation in adverse weather conditions (rain, wind, pollution, etc.);
Indoor substations
They are built in sheltered locations and the equipment is placed inside buildings, so they are not subject to adverse weather conditions like those in open areas;
Armored substations
Built in sheltered locations, the equipment is completely protected and isolated in oil, with solid material, or in gas (compressed air or SF6).
In the case of enclosed substations, some advantages and disadvantages can be highlighted. Enclosed substations have advantages such as reduced footprint (up to 10% of a conventional substation), low maintenance, and safe operation (entirely contained within metal enclosures), and are available in voltage levels up to 500kV. However, they also have certain disadvantages, such as the need for personnel with specialized training and the fact that switching and maneuvering operations cannot be visualized (only monitored by indicator lights).
Operator-controlled substations: require a high level of personnel training and the use of computers for local supervision and operation; only justified for larger installations.
Semi-automatic substations
They have local computers or electromechanical interlocks that prevent improper operations by the local operator.
Automated substations
They are supervised remotely via computers.
TRANSFORMATION EQUIPMENT
Transformation equipment includes power transformers and instrument transformers – Potential Transformers (PTs), Capacitive or Inductive, and Current Transformers (CTs). Without transformers, the economic use of electrical energy would be practically impossible, as they allow transmission at increasingly higher voltages, enabling significant savings in transmission lines over increasingly longer distances. Instrument transformers (CTs and PTs) serve to reduce current and voltage, respectively, to levels compatible with the operating voltage and current of electricity meters.
VOLTAGE TRANSFORMERS
Voltage transformers are classified according to their insulating medium, which can be mineral oil-filled, liquid-filled with low-flammability synthetic insulators (silicone), or dry-type.
Mineral oil (derived from petroleum) and synthetic insulating liquids used in transformers have two main functions: to insulate, preventing the formation of an arc between two conductors that have a potential difference, and to cool, dissipating the heat generated by the operation of the equipment.
Dry-type transformers use air as both an insulating and cooling medium, and have insulation class B, class F, or class H.
Potential Transformers
Used to lower the voltage for the purpose of measuring electrical energy.
CURRENT TRANSFORMERS
A current transformer (CT) is an instrument transformer whose primary winding is connected in series with an electrical circuit and whose secondary winding is intended to supply current coils of electrical measuring, protection, or control instruments.
Images and some text extracted from Google.
Adolpho Eletricista – Seu Eletricista em São Paulo
Uma subestação (SE) pode ser definida como um conjunto de equipamentos de manobra e/ou transformação e ainda eventualmente de compensação de reativos usado para dirigir o fluxo de energia em sistema de potência e possibilitar a sua diversificação através de rotas alternativas, possuindo dispositivos de proteção capazes de detectar os diferentes tipos de faltas que ocorrem no sistema e de isolar os trechos onde estas faltas correm.
A classificação de uma subestação pode ser realizada conforme sua função, seu nível de tensão, seu tipo de instalação e sua forma de operação.
Classificação quanto à função
Subestação Transformadora: é aquela que converte a tensão de suprimento para um nível diferente, maior ou menor, sendo designada, respectivamente, subestação transformadora elevadora e subestação transformadora abaixadora. Geralmente, uma subestação transformadora próxima aos centros de geração é uma Subestação Transformadora Elevadora (eleva a tensão para níveis de transmissão e sub transmissão proporcionando um transporte econômico da energia elétrica).
Subestações no final de um sistema de transmissão, próximas aos centros de carga ou de suprimento a uma indústria, é uma Subestação Transformadora Abaixadora (diminuem os níveis de tensão), evitando inconvenientes para a população como rádio-interferência, campos magnéticos intensos e faixas de passagem muito largas.
Subestação Seccionadora, de Manobra ou de Chaveamento
É aquela que interliga circuitos de suprimento sob o mesmo nível de tensão, possibilitando a sua multiplicação. É também adotada para possibilitar o seccionamento de circuitos, permitindo sua energização em trechos sucessivos de menor comprimento.
Classificação quanto ao nível de tensão
Subestações de alta tensão (AT): são aquelas que têm tensão nominal abaixo de 230 kV;
Subestações de extra alta tensão (EAT): são aquelas que têm tensão nominal acima de 230 kV. É importante enfatizar que em subestações deste tipo são necessários estudos complementares considerando o Efeito Corona.
Classificação quanto ao seu tipo de instalação
Subestação a céu aberto
São construídas em locais amplos ao ar livre e requerem emprego de aparelhos e máquinas próprias para funcionamento em condições atmosféricas adversas (chuva, vento, poluição, etc.);
Subestação em interiores
São construídas em locais abrigados e os equipamentos são colocados no interior de construções não estando sujeitos a adversidades do tempo como as abertas;
Subestação blindada
Construídas em locais abrigados e os equipamentos são completamente protegidos e isolados em óleo, com material sólido lou em gás (ar comprimido ou SF6).
No caso das subestações blindadas podem ser destacadas algumas vantagens e desvantagens. As blindadas têm como vantagens o espaço reduzido (podendo chegar a até 10% de uma Subestação convencional), baixa manutenção e operação segura (inteiramente contidas em invólucros metálicos) e disponíveis em níveis de tensão de até 500kV. Mas possuem também certas desvantagens como a necessidade de pessoal com treinamento especializado e as operações de chaveamento e manobra não podem ser visualizadas (apenas supervisionadas por Indicadores luminosos).
Subestação com operador: exige alto nível de treinamento de pessoal e uso de computadores na supervisão e operação local só se justifica para instalações de maior porte.
Subestação semi-automáticas
Possuem computadores locais ou Intertravamentos eletromecânicos que impedem operações indevidas por parte do operador local.
Subestação automatizada
São supervisionadas à distância por intermédio de computadores.
EQUIPAMENTOS DE TRANSFORMAÇÃO
Os equipamentos de transformação são os transformadores de potencia e os transformadores de instrumento – Transformadores de Potencial (TP), Capacitivos ou Indutivos e os Transformadores de Corrente (TC). Sem os transformadores seria praticamente impossível o aproveitamento econômico da energia elétrica, pois a partir deles é possível a transmissão em tensões cada vez mais altas, possibilitando grandes economias nas linhas de transmissão em trechos cada vez mais longos. Já os transformadores de instrumentos (TC’s e TP’s) têm a finalidade de reduzir a corrente e tensão, respectivamente, a níveis compatíveis com a tensão e corrente de trabalho dos medidores de energia elétrica.
TRANSFORMADORES DE TENSÃO
Os transformadores de tensão são classificados segundo o seu meio isolante, podendo ser a óleo mineral, a líquidos isolantes sintéticos pouco inflamáveis (silicone) e a seco.
O óleo mineral (derivado do petróleo) e os liquidos isolantes sintéticos usados em transformadores possuem duas funções principais: isolar, evitando a formação de arco entre dois condutores que apresentem uma diferença de potencial e resfriar, dissipando o calor originado pela operação do equipamento.
Os transformadores a seco utilizam o ar como meio isolante e refrigerante, possuindo isolamento classe B, classe F ou classe H.
TRANSFORMADORES DE POTENCIAL
Utilizados para baixar a tensão para fins de medição de energia elétrica.
TRANSFORMADORES DE CORRENTE.
O Transformador de Corrente (TC) é um transformador para instrumento cujo enrolamento primário é ligado em série a um circuito elétrico e cujo enrolamento secundário se destina a alimentar bobinas de correntes de instrumentos elétricos de medição e proteção ou controle.
Imagens e parte do texto extraídos do Google.
Adolpho Eletricista – Seu Eletricista em São Paulo
Solar energy is a term that refers to energy derived from the sun’s light and heat. It is used through various constantly evolving technologies, such as solar heating, photovoltaic solar energy, solar thermal energy, solar architecture, and artificial photosynthesis.
SOLAR PLATE
Essential items for solar energy:
Planning;
Maintenance;
Security
Investing in solar energy goes far beyond simply installing solar panels on the roof. Without proper planning, the system may not deliver the expected performance or savings.
Some fundamental points:
✔️Technical and Economic Feasibility Analysis
Assessment of average monthly and seasonal energy consumption.
Study of energy tariffs and estimated payback period.
Analysis of local legislation (Technical Standards, concessionaire requirements, tax incentives).
✔️Correct System Sizing
Quantity of modules, inverters and accessories sized to meet demand.
Reserved capacity for potential future expansions.
Choosing the type of system (on-grid, off-grid, or hybrid).
Installation Site Study
Solar orientation (azimuth) and tilt of the modules.
Solar orientation (azimuth) and tilt of the modules.
Structural capacity of the roof or location where the panels will be fixed.
✔️Accessibility and Safety for Cleaning and Maintaining Solar Panels.
Project providing safe access to the roof (stairs, walkways, anchor points).
Minimum spacing between rows of modules for safe circulation during interventions.
Use of specific PPE during cleaning or inspections.
✔️Periodic Cleaning Plan
The recommended frequency varies depending on the region (in urban areas with high pollution or dust levels, it should be monthly or bimonthly).
Monitoring system performance to identify performance drops.
Cleaning should always be done with water and soft brushes, avoiding harsh chemicals that could damage the glass or the anti-reflective coatings on the modules.
✔️Monitoring and Preventive Maintenance
Periodic verification of inverter operation.
Inspection of cables, connections/connectors and structures to prevent mechanical damage or electrical hazards.
Analysis of generation reports to detect anomalies.
Without these precautions, the system may operate below its projected efficiency, increasing the payback period and even generating extra costs. Therefore, planning, maintenance, and safety go hand in hand for the success of any solar energy project.
Adolpho Electrician - Your Electrician in São Paulo
ELETRICISTA EM SÃO PAULO. CONSTRUÇÃO E REFORMA DE PADRÃO DE ENTRADA, INSTALAÇÃO ELÉTRICA, PROJETO ELÉTRICO RESIDENCIAL, PREDIAL E INDUSTRIAL. ART DE ELÉTRICA E CIVIL. CONSTRUÇÃO, 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.
Já 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!
Adolpho Eletricista – Seu Eletricista em São Paulo.
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A mufla é uma terminação para cabos elétricos. É o dispositivo que serve para isolar um cabeamento condutor de eletricidade quando este é conectado a:
outro condutor;
um equipamento, como um transformador, por exemplo;
um barramento elétrico (tira grossa de cobre ou alumínio que serve para conduzir a eletricidade dentro de um quadro de distribuição de energia).
Logo, as muflas elétricas são utilizadas para conectar ou finalizar cabos alimentadores de energia, sejam eles de alta, média ou baixa tensão.
São muito utilizadas para a transição da rede de energia elétrica aérea para a subterrânea, ou vice-versa.
Aplicadas em Entradas Primárias e nas Redes de Distribuição Primária das Concessionárias nas saídas de Subestação, onde existe a conversão da rede subterrânea para a aérea. Muitas vezes é necessário converter parte da rede aérea em subterrânea devido a construção de viadutos, passarelas, cruzamento com ferrovias, entre outros.
Normas e Requisitos
As principais Normas e Requisitos que se aplicam à mufla primária são:
ABNT.NBR.14039: Norma Brasileira Regulamentada para “Instalações Elétricas de Média Tensão de 1,0 kV a 36,2 kV”. Ela estabelece os requisitos mínimos para a concepção, execução, inspeção e manutenção de subestações de entrada de energia e instalações de média tensão, o que inclui a correta instalação e especificação de muflas (terminações).
Normas da Concessionária Local: Devido à falta de uma padronização nacional completa, cada concessionária de energia possui seus próprios Padrões Técnicos e Normas Técnicas de homologação de muflas e instalações em tensão primária. O uso da mufla deve estar em conformidade com essas Normas Técnicas para que a instalação seja aprovada para ligação.
NR-10: A Norma Regulamentadora 10 do MTE – Ministério do Trabalho e Emprego, trata da Segurança em Instalações e Serviços em Eletricidade em Baixa Tensão. Ela define os requisitos de segurança para os profissionais que trabalham direta ou indiretamente com as Instalações Elétricas de Baixa Tensão. Os profissionais que irão atuar com muflas – Média Tensão, deverão cursar o Módulo II da NR10 – SEP – Sistema Elétrico de Potência, a fim de atuar com montagem e manutenção de muflas em redes de Média Tensão.
Normas de Produto (Fabricante): As muflas devem seguir as especificações técnicas do fabricante e, muitas vezes, os kits de montagem vêm com instruções detalhadas e produtos específicos para limpeza (como álcool isopropílico ou benzina) que devem ser seguidos rigorosamente para garantir a performance e a segurança da terminação.
Devem ser observados na Instalação
A instalação da mufla é crítica e envolve procedimentos específicos para garantir o isolamento e a segurança, como:
Limpeza e Preparação: A remoção correta da camada semicondutora do cabo e a limpeza da superfície de isolamento com produtos indicados (evitando álcool gel, por exemplo, que pode causar problemas) são cruciais.
Uso de EPIs: O profissional deve utilizar os Equipamentos de Proteção Individual (EPIs) apropriados, conforme a NR-10 e SEP, durante o manuseio e a instalação, para evitar acidentes de trabalho e contaminação do material.
Distância de Escoamento: As muflas devem ter uma distância de escoamento fase-terra adequada, especificada nas Normas Técnicas, para evitar falhas de isolamento na superfície externa.
A fim de garantir a conformidade na instalação de uma mufla primária, é imprescindível seguir as diretrizes da ABNT.NBR.14039 e, principalmente, as Normas Técnicas específicas da concessionária que atende a localidade, nunca se esquecendo de trabalhar de acordo com a NR10, SEP, NR35 e demais Normas de Segurança no Trabalho que se fizerem necessárias.
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Uma estação solarimétrica é um conjunto de instrumentos que mede e registra parâmetros relacionados à radiação solar e outras variáveis meteorológicas, sendo essencial para o desenvolvimento de projetos de energia solar e estudos de viabilidade. Essas estações são projetadas para monitorar a irradiação solar global, direta e difusa, além de temperatura, umidade, velocidade e direção do vento, e precipitação.
O que é medido?
Uma estação solarimétrica pode medir diversos parâmetros, incluindo:
Radiação Solar:Irradiação global horizontal (GHI), irradiação refletida no solo (GRI), irradiação horizontal difusa (DHI), irradiação no plano dos módulos (POA) e radiação direta (DNI).
Variáveis Meteorológicas:Temperatura do ar, umidade relativa do ar, velocidade e direção do vento, e precipitação (pluviometria).
Outros Parâmetros:Temperatura da superfície dos módulos fotovoltaicos e sujidade (soiling).
Importância em Projetos de Energia Solar
Estudos de Viabilidade: Permitem avaliar o potencial de geração de energia solar de um local onde será construída uma Estação Solarimétrica, auxiliando na escolha da localização e projeto de usinas fotovoltaicas.
Monitoramento de Desempenho: Monitoram o desempenho de usinas solares fotovoltaicas, fornecendo dados para o cálculo da relação de desempenho (PR – Performance Ratio).
Leilões de Energia: Em alguns casos, a medição com estação solarimétrica EPE – Empresa de Pesquisa Energética, é um pré-requisito para participar de leilões de energia solar.
Otimização: Fornecem dados para otimizar o projeto da Estação Solarimétrica e operação de sistemas solares, maximizando a eficiência energética.
Estação Solarimétrica EPE
A estação solarimétrica EPE é um padrão estabelecido pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) para medições em projetos de usinas solares de grande porte.
Ela segue a norma EPE-DEE-RE-065/2013-R7 e inclui medições de irradiação global horizontal, temperatura, umidade, velocidade do vento e direção.
É um pré-requisito para solicitar o cadastramento e habilitação técnica para participação nos leilões de energia elétrica.
Instrumentos Comuns
Piranômetros: Medem a irradiação global (radiação solar total).
Anemômetros: Medem a velocidade e direção do vento.
Termômetros e Higrômetros: Medem temperatura e umidade do ar.
Pluviômetros: Medem a quantidade de chuva.
Albedômetros: Medem a refletância da superfície.
Sensores de Temperatura de Módulo: Medem a temperatura dos painéis solares.
Sensores de Soiling (sujidade): Medem a quantidade de sujeira que se acumula nos painéis.
Aplicações
Usinas Solares: Monitoramento e otimização de usinas fotovoltaicas.
Pesquisa e Desenvolvimento: Estudos de viabilidade e pesquisa em energia solar.
Geração Distribuída: Monitoramento de sistemas solares em telhados e outras aplicações de menor escala.
Adolpho Eletricista – Seu Eletricista em São Paulo
A identificação de fluidos em tubulações industriais é feita principalmente através da norma técnica ABNT NBR 6493, que estabelece um sistema de cores para facilitar a identificação do conteúdo das tubulações e garantir a segurança dos trabalhadores. Além da NBR 6493, outras normas e regulamentos podem ser aplicados dependendo do tipo de fluido e do setor de atuação.
Normas Técnicas:
ABNT NBR 6493:Define as cores que devem ser utilizadas para identificar o tipo de fluido ou material transportado em tubulações industriais. Essa norma visa evitar acidentes e facilitar a identificação do conteúdo das tubulações, como vapor, água, produtos químicos, gases, etc.
ABNT NBR 7195:Trata das cores de segurança em geral, incluindo sinalização e identificação de equipamentos e áreas de risco, o que pode complementar a identificação de fluidos em algumas situações.
ABNT NBR 7500:Especifica os requisitos para a sinalização de produtos perigosos durante o transporte, incluindo rótulos de risco e painéis de segurança.
ABNT NBR 14725:Trata do Sistema Globalmente Harmonizado (GHS) para a classificação e rotulagem de produtos químicos, o que também pode ser relevante para a identificação de fluidos em alguns casos.
Normas específicas da ANP:A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) possui normas e regulamentos específicos para a identificação de fluidos em terminais de petróleo e combustíveis líquidos, como a Resolução ANP nº 882/2022, que trata da comunicação de incidentes e acidentes, e a Resolução ANP nº 907/2022, que trata da adição de corante no etanol.
Alumínio: Gases liquefeitos, inflamáveis e combustíveis de baixa viscosidade (ex: diesel, gasolina).
Lilás: Álcalis e lixívias (ex: água sanitária).
É importante ressaltar que as cores podem ser utilizadas em faixas na tubulação ou em toda a sua extensão, e que em alguns casos pode ser necessário utilizar cores adicionais para identificar um maior número de produtos. Além das cores, outras formas de identificação, como legendas, setas direcionais e marcadores, também podem ser utilizadas para complementar a identificação das tubulações.
Ao lidar com produtos químicos perigosos, é fundamental consultar as Normas e Regulamentos específicos do setor e seguir as orientações do fabricante para garantir a segurança na identificação e manuseio desses produtos.
Em hospitais, o sistema de cores nas tubulações segue padrões para identificar o tipo de fluido ou gás que está sendo transportado, garantindo a segurança e eficiência dos procedimentos médicos.
As cores mais comuns incluem
Gases Medicinais
Amarelo: Ar medicinal (ar comprimido).
Cinza: Vácuo clínico.
Verde: Oxigênio.
Rosa: Vácuo (aspiração).
Outros Fluidos
Vermelho: Água para combate a incêndio.
Verde: Água (exceto para combate a incêndio).
Azul: Ar comprimido (não medicinal).
Branco: Vapor.
Importante: As cores podem variar ligeiramente dependendo do padrão utilizado (por exemplo, NBR 6493 ou ISO 14726). É fundamental consultar as Normas específicas da instituição para garantir a correta interpretação das cores.
A Norma Brasileira ABNT NBR 8421 estabelece as cores para identificação de tubulações em embarcações.
Além disso, a Norma NBR 6493 trata do emprego de cores para identificação de tubulações industriais, o que pode ser relevante em algumas aplicações navais.
A Norma ISO 14726 também é importante para a identificação de cores em tubulações navais.
Norma ABNT NBR 8421
Esta Norma define as cores para identificação de tubulações em embarcações, auxiliando na segurança e na identificação rápida do conteúdo da tubulação.
As cores são usadas para indicar o tipo de fluido ou substância transportada pela tubulação, facilitando o trabalho de manutenção e inspeção.
Embora seja voltada para tubulações industriais, a NBR 6493 pode ser aplicada em algumas situações navais onde a identificação de tubulações é necessária.
A Norma define cores para diferentes tipos de fluidos e materiais transportados por tubulações, garantindo a segurança e a eficiência das operações.
A ISO 14726 é uma Norma Internacional que estabelece um sistema de cores para tubulações navais, abrangendo uma variedade de fluidos e sistemas.
As cores definidas na ISO 14726 auxiliam na identificação rápida e segura do conteúdo das tubulações a bordo de embarcações, incluindo água doce, águas oleosas, ar comprimido, entre outros.
Outras considerações
Além das Normas Técnicas, a Marinha do Brasil e outras Organizações podem ter Regulamentos específicos sobre cores para uniformes e equipamentos navais.
É importante verificar as Normas e Regulamentos aplicáveis ao tipo específico de embarcação e aplicação.
Em geral, cores como laranja e amarelo são usadas para aumentar a visibilidade de embarcações e facilitar sua localização em caso de emergência.
Cores como branco, azul e preto podem ser usadas em máscaras faciais, e cores como azul e dourado são usadas em uniformes de oficiais e guardas-marinha.
É importante consultar as Normas e Regulamentos específicos para garantir a correta aplicação das cores em cada situação.
A Teoria do Cavalo Morto é uma metáfora utilizada no mundo corporativo para ilustrar a ineficácia de continuar investindo tempo, recursos e esforços em projetos, ideias ou estratégias que já demonstraram não funcionar ou que não têm mais potencial de sucesso.
Vamos explorar essa teoria de maneira mais detalhada
Origem da Metáfora
A expressão “Cavalo Morto” refere-se à ideia de que, se um cavalo está morto, não adianta continuar tentando fazê-lo andar ou investir energia para ressuscitá-lo. Isso é um alerta sobre a tendência humana de insistir em algo que já falhou.
Aplicações no Mundo Corporativo
Projetos Falidos: Muitas empresas se encontram em situações onde continuam investindo em projetos que não apresentam resultados positivos. A Teoria do Cavalo Morto sugere que é hora de reconhecer a falha e redirecionar os recursos para iniciativas mais promissoras.
Resistência à Mudança: A metáfora também se aplica quando as organizações resistem a mudanças necessárias, insistindo em métodos ultrapassados ou estratégias que já não são eficazes.
Avaliação de Desempenho: A teoria incentiva as empresas a fazerem avaliações regulares do desempenho de suas iniciativas e a serem honestas sobre o que não está funcionando.
Como Aplicar a Teoria
Análise Crítica: As empresas devem promover uma cultura de análise crítica, onde os colaboradores podem discutir abertamente o desempenho dos projetos sem medo de represálias.
Tomada de Decisão Baseada em Dados: Utilizar dados e métricas para avaliar o sucesso ou fracasso de iniciativas é fundamental. Se os dados mostram que algo não está funcionando, é hora de reconsiderar.
Foco em Inovação: Ao invés de insistir em algo que já falhou, as empresas devem estar abertas à inovação e buscar novas oportunidades. Benefícios: Adotar essa abordagem pode levar a uma utilização mais eficiente dos recursos da empresa, maior agilidade na tomada de decisões e uma cultura organizacional mais adaptável às mudanças do mercado.
Conclusão
A Teoria do Cavalo Morto serve como um lembrete poderoso sobre a importância da avaliação crítica das iniciativas corporativas. Reconhecer quando é hora de desistir pode abrir espaço para novas ideias e oportunidades mais promissoras.
Escolha do Parafuso 🔩 Ideal em Instalações Elétricas Expostas: Inox ou Bicromatizado?
Em projetos elétricos, a atenção costuma se concentrar em condutores, dispositivos de proteção e equipamentos de manobra. No entanto, um detalhe muitas vezes negligenciado pode comprometer toda a integridade do sistema ao longo do tempo: o tipo de parafuso 🔩 utilizado nas fixações.
Essa escolha, aparentemente simples, ganha importância crítica em instalações expostas ao tempo, como:
Áreas externas,
Ambientes industriais úmidos,
Regiões litorâneas com maresia,
Locais sujeitos a lavagens ou respingos frequentes (como cozinhas industriais, estacionamentos, calçadas, varandas técnicas, etc.).
O Problema da Corrosão
Em tais condições, a oxidação é um inimigo silencioso. A ferrugem nos parafusos 🔩:
Enfraquece a fixação mecânica, comprometendo a estrutura;
Afeta a continuidade elétrica, especialmente em conexões de aterramento;
Pode dificultar manutenções futuras, já que parafusos 🔩 corroídos emperram ou quebram ao serem removidos.
Portanto, a escolha correta do tipo de parafuso 🔩 não é apenas estética ou econômica — é uma questão de durabilidade e segurança.
Comparando as opções mais comuns de 🔩
🔩 Parafusos Comuns (Aço carbono)
Baixo custo inicial, mas…
Altamente suscetíveis à corrosão.
Inadequados para uso externo ou em áreas úmidas.
Devem ser evitados sempre que houver risco de exposição.
🔩 Parafusos de Aço Inoxidável (Inox)
Altíssima resistência à corrosão, mesmo sob chuva direta ou maresia.
Não perdem sua integridade nem formam ferrugem visível.
Garantem confiabilidade elétrica e mecânica a longo prazo.
Recomendados para:
Fixação de barramentos de aterramento,
Estrutura de quadros externos,
Eletrodutos e calhas metálicas em fachadas,
Caixas de passagem ao relento.
Tipos mais usados:
Inox A2 (304): resistente à maioria das condições urbanas e industriais.
Inox A4 (316): ideal para ambientes extremamente agressivos, como áreas marítimas.
🔩 Parafusos Bicromatizados
Aço carbono com revestimento de zinco + cromo (camada protetiva).
Melhor resistência à corrosão do que o parafuso 🔩 comum.
Boa opção para áreas internas com umidade leve ou protegidas da chuva.
Não recomendados para exposição direta ou ambientes agressivos, pois o revestimento se desgasta com o tempo.
Conclusão Técnica
Em instalações elétricas sujeitas à umidade, intempéries ou exposição constante, o uso de parafusos 🔩 de inox é altamente recomendável. Eles oferecem:
Maior vida útil,
Confiabilidade nas conexões,
Menor necessidade de manutenção.
Mesmo que o custo inicial seja mais alto, o benefício a longo prazo compensa amplamente, evitando retrabalhos, oxidações e falhas em sistemas críticos.
Dica Final
Ao especificar os materiais de uma instalação elétrica, não negligencie os parafusos 🔩.
Lembre-se: 👉 “Um bom aterramento começa com um bom parafuso 🔩.”
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.
Corrente de Fuga no Aterramento
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.
Adolpho Eletricista – Seu Eletricista em São Paulo
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
Tenha muita atenção ao podar galhos de árvores. Primeiro, porque trata-se de trabalho em altura e faz-se necessário estar capacitado para esse fim. Segundo, pode haver fios de energia elétrica envoltos pelos galhos de árvore, o que poderá ocasionar acidentes de graves proporções. Quando houver necessidade de podar galhos de árvore em área particular, contrate uma empresa especializada a fim de não correr riscos desnecessários como quedas, cortes, acidentes com terceiros, danificações ao patrimônio, entre outros. Os serviços de poda de galhos de árvores localizadas em calçadas e praças públicas somente poderão ser executados pela Prefeitura ou Concessionária de Energia Elétrica, sendo que esta última só tem permissão da Secretária do Meio Ambiente para podar os galhos de árvores que estiverem interferindo na rede de energia elétrica. Os demais galhos, se necessário, deverão ser podados pela Prefeitura. A poda de galhos de árvore não autorizada pela Prefeitura será passível de multa.
onde: VFN – tensão de fase neutro
