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.
A apresentação profissional é de fundamental importancia para um profissional liberal.
Se você pretende ser um profissional autônomo, pense em trabalhar personalizado. Crie uma logomarca da sua empresa, faça camisetas personalizadas, escolha uma cor que lhe agrade ou combine com sua área de atuação.
Daí pra frente, todas as camisetas deverão ser nessa cor, pois os clientes já irão lhe conhecer de longe pela cor do uniforme.
Não se esqueça de registrar sua Marca no INPI – Instituto Nacional de Propriedade Industrial a fim de não perdê-la.
É fundamental se apresentar com uma calça de trabalho limpa e, de preferência, específica para trabalhos no ramo que você vai atuar.
Sempre use botas de boa qualidade. Sempre traga sua bota limpa e engraxada, pois o cliente pensa da seguinte forma: “se esse profissional não cuida nem da aparência dele, como vai cuidar do meu imóvel?”
Procure estar com o corte de cabelo em dia e, caso não esteja, passe em um salão e corte. Se você gosta de usar boné, nesse momento deixe-o em casa e vá fazer o orçamento sem ele, exceto se for boné com marketing de sua empresa.
Durante a visita, evite mascar chicletes, chupar balas, fumar, entre outros.
Caso goste de usar camisa de time, este não é o momento, pois não faz parte da sua personalização e apresentação profissional.
O modo de explicar o que e como será feito o serviço (linguagem técnica), sempre referindo a Norma Brasileira Regulamentadora da Associação Brasileira de Normas Técnicas e, se necessário, outras Normas do Setor, ganham muitos pontos junto ao cliente.
Grande parte dos clientes compram o serviço de um profissional pela explicação técnica, pois passa maior confiança sobre o serviço oferecido o fato de conhecer e aplicar as Normas Técnicas.
A qualidade e limpeza do ferramental, equipamentos e mala de ferramentas são essenciais. Muitos clientes são formados em engenharia e conhecem Marcas e qualidade de ferramentas, isso conta muitos pontos na hora de decidir por um profissional.
Aliadas à qualidade vêm a durabilidade e eficiência.
Ferramentas e equipamentos de boas Marcas tem custo mais elevado, porém a durabilidade é muito maior e não há necessidade de substitui-las com frequência, bem como a eficiência é muito maior e melhor, o que torna suas aquisições mais interessantes e econômicas.
Personalíze-se!
Só tens a ganhar com isso.
Adolpho Eletricista – Seu Eletricista em São Paulo
O Disjuntor de Alta Tensão é um dos equipamentos mais críticos dentro de uma subestação.
Sua função vai muito além de simplesmente “desligar” um circuito.
É o responsável por interromper correntes elevadíssimas de carga e curto-circuito sem comprometer a estabilidade do Sistema Elétrico de Potência – SEP.
Ocorrendo uma falta, a corrente sobe drasticamente.
Nesse momento, o disjuntor precisa atuar em milésimos de segundos para:
⚽ Isolar o defeito ⚽ Evitar propagação da falha ⚽ Proteger equipamentos do SEP ⚽ Reduzir riscos operacionais ⚽ Manter a estabilidade do sistema
‼️Abrir um circuito em alta tensão não é simples.
Durante a separação dos contatos, é formado um arco elétrico de grandes proporções, que devem ser controlados para evitar acidentes e danos a equipamentos.
Os disjuntores, a fim de extinguir o arco elétrico de forma segura e eficiente, utilizam as tecnologias que seguem:
💡 SF6 💡 Vácuo 💡 Óleo isolante
Uma falha na operação ou manutenção pode ocasionar:
💣 explosões 💣 desligamentos indevidos 💣 perda de seletividade 💣 danos severos em equipamentos 💣 efeito cascata no sistema elétrico
É primordial para quem trabalha com subestações entender sobre:
→tempos de atuação
→ lógica de abertura
→pressão do gás SF6
→supervisão operacional
→intertravamentos
→sincronismo
Disjuntor SF6
Um disjuntor SF6 utiliza o gás hexafluoreto de enxofre como meio isolante e extintor de arco elétrico. Quando contatos internos se separam sob altas correntes, forma-se um arco elétrico. O gás SF6 é então soprado sobre o arco, resfriando-o e absorvendo os elétrons livres, o que extingue o arco e restabelece o isolamento instantaneamente.
Princípio de Funcionamento
O funcionamento dos disjuntores a SF6 baseia-se na movimentação mecânica e nas propriedades físico-químicas do gás.
→ Separação dos Contatos: Ao detectar uma falha ou curto-circuito, o mecanismo do disjuntor separa os contatos principais e de arco. Essa ação inevitavelmente gera um arco voltaico.
→ Sopro do Gás: Junto com a abertura dos contatos, um pistão comprime o gás SF6 contido na câmara (princípio puffer). O gás sob alta pressão é liberado e direcionado diretamente sobre a região do arco elétrico.
→ Extinção do Arco: O arco elétrico aquece intensamente o gás, que se dissocia e absorve a energia. Como o SF6 é altamente eletronegativo, ele captura os elétrons livres do arco elétrico, transformando-os em íons pesados e de baixa mobilidade. Isso reduz drasticamente a condutividade elétrica do meio, extinguindo o arco em milissegundos.
Vantagens e Cuidados
✅ Alta Eficiência: Possui uma rigidez dielétrica e estabilidade térmica muito superiores às do ar ou do óleo.
✅ Aplicações: É a tecnologia padrão para sistemas de alta tensão (geralmente acima de 50 kV), permitindo que os equipamentos sejam muito mais compactos.
✅ Impacto Ambiental: O SF6 puro é um dos gases de efeito estufa mais potentes conhecidos. Por isso, os disjuntores são câmaras seladas que não liberam gás para a atmosfera em operação normal.
✅ Manutenção: É necessário monitorar rigorosamente a pressão do gás. Em caso de vazamentos ou queda de pressão abaixo dos limites seguros, o equipamento emite alarmes ou bloqueia a operação para garantir a proteção do sistema.
Disjuntor a vácuo
O disjuntor a vácuo de alta (e média) tensão é o dispositivo de proteção utilizado para seccionar correntes elevadas e extinguir arcos elétricos.
Seu grande diferencial é usar uma câmara isolada com vácuo extremo para extinguir o arco elétrico em milissegundos, sem riscos de explosão ou vazamento de gases nocivos.
Princípio de funcionamento
A interrupção e o isolamento ocorrem dentro de uma ampola selada a vácuo, que possui um contato elétrico fixo e um móvel. Quando há uma falha na rede ou necessidade de manutenção, o mecanismo abre os contatos e o vácuo impede a formação do arco elétrico.
Vantagens
✅Isolamento Eficaz: O vácuo é um dos melhores isolantes do mundo, garantindo que o arco elétrico seja extinto rapidamente.
✅Baixa Manutenção: Por não usar óleo ou outros gases, praticamente não exige substituição de insumos isolantes.
✅Segurança Ambiental:Ao contrário de disjuntores a gás SF6, não emite poluentes que prejudicam a camada de ozônio ou o efeito estufa.
✅Vida Útil Longa: Os contatos sofrem um desgaste mínimo durante as operações, garantindo durabilidade mecânica e elétrica.
Aplicações no Mercado
São amplamente utilizados em subestações de energia, indústrias, mineradoras e edifícios comerciais de grande porte.
Marcas consagradas no Brasil, como Siemens, ABB e WEG, oferecem esses equipamentos, geralmente na faixa de 12 kV a 36 kV, em modelos fixos ou extraíveis (gaveta).
Disjuntor a Óleo Isolante
É um dispositivo eletromecânico robusto projetado para interromper correntes elétricas elevadas e extinguir o arco elétrico.Utiliza o óleo mineral isolante como meio de extinção do arco e isolamento elétrico.Embora seja uma tecnologia clássica e pioneira, amplamente substituída por disjuntores a gás SF6 ou a vácuo em novas instalações, ela ainda opera em muitas subestações antigas e cabines primárias.
Funcionamento Básico
Quando ocorre um curto-circuito ou uma sobrecarga na rede, os contatos internos do disjuntor se separam. Durante a separação, surge um arco elétrico de altíssima temperatura. O calor gerado decompõe instantaneamente uma porção do óleo mineral ao redor, gerando uma bolha de gás composta por hidrogênio. Esse gás possui alta condutibilidade térmica, resfriando o arco de forma acelerada, enquanto a pressão direciona o fluxo de óleo fresco para extinguir a centelha permanentemente.
Principais Tipos: GVO vs. PVO
Os disjuntores a óleo são divididos de acordo com o volume de fluido utilizado:
Características
Grande Volume de Óleo (GVO)
Pequeno Volume de Óleo (PVO)
Função do Óleo
Extinção do arco e isolação total da carcaça para a terra.
Exclusivamente para a extinção do arco elétrico.
Estrutura
Grande tanque metálico aterrado contendo os polos internos.
Polos separados por material isolante (como fibra/porcelana).
Aplicações Comuns
Tensões de até 230 kV.
Tensões de até 138 kV ou 145 kV.
Peso e Tamanho
Extremamente pesados e volumosos devido ao volume de fluido.
Compactos e consideravelmente mais leves.
Vantagens e Desvantagens
Vantagens: Alta capacidade de ruptura em curto-circuito, confiabilidade mecânica comprovada por décadas de operação e simplicidade na manutenção física.
Desvantagens: Alto risco de incêndio ou explosão caso haja falha interna; necessidade de trocas periódicas do óleo mineral devido à carbonização gerada pelos arcos; alto impacto ecológico em casos de vazamento.
Cenário Atual e Manutenção
Por questões de segurança e sustentabilidade, as concessionárias de energia priorizam sistemas modernos de interrupção. Contudo, devido ao alto custo de substituição de infraestruturas completas, o mercado ainda adota com frequência a engenharia de reforma e retrofit de disjuntores a óleo existentes como uma alternativa financeiramente viável.
Fontes: Experiência Profissional, Catálogos e Google.
Cosímetro (ou cossefímetro) é um equipamento utilizado para medir o fator de potência (cos ∅) em um circuito de corrente alternada.
O cosímetro, também conhecido como cossefímetro, cossenofímetro ou cofímetro, é um instrumento de medição elétrica utilizado para medir o fator de potência (cos ø) em circuitos de corrente alternada.
Ele indica a defasagem entre a tensão e a corrente elétrica, sendo essencial para monitorar a eficiência energética e evitar multas por energia reativa.
Principais características
Função: Mede a relação entre a potência ativa (W) e a potência aparente (VA), expressando o valor do fator de potência.
Tipos: Pode ser analógico (ponteiro) ou digital.
Aplicação: Utilizado em painéis elétricos industriais para verificar se cargas indutivas ou capacitivas estão operando corretamente.
Funcionamento: Geralmente baseado no método de bobinas móveis ou circuitos eletrônicos que comparam a fase de tensão e corrente.
Um cosímetro monofásico só irá ler corretamente se pegar a tensão de linha e corrente de linha ou fase-neutro. Mas teria que ser ambos, tanto corrente quanto tensão. Se tiver um que pega fase-fase na tensão e fase-neutro na corrente, com certeza ele tem internamente um defasador pra corrigir o ângulo. Se for trifásico vale a mesma regra. Se tiver um TP – Transformador de Potencial em triângulo, o TC – Transformador de Corrente também terá que ser triângulo. Se for estrela, ambos precisam ser estrela, a não ser que internamente ele possua compensação. Um cosímetro monofásico (ou wattímetro de potência reativa) só faz a leitura correta se a tensão e a corrente forem medidas de forma coerente em relação ao sistema.
Se medir tensão fase-fase e corrente fase-neutro, há um descompasso natural: a referência da tensão não está na mesma referência da corrente. Para que o cosímetro consiga calcular corretamente o ângulo entre tensão e corrente, ele precisa de um circuito interno que faça a defasagem adequada — normalmente um defasador RC ou um transformador auxiliar que corrige essa diferença.
Em termos práticos:
Se o aparelho fosse puramente analógico e não tivesse esse defasador, a leitura seria incorreta, porque o ângulo medido não corresponderia ao verdadeiro fator de potência (FP).
Os cosímetros modernos (digitais) já fazem esse ajuste internamente via processamento, então podem aceitar diferentes combinações de entrada (fase-fase ou fase-neutro) e entregar o valor correto.
Ou seja: quando temos um cosímetro que aceita tensão fase-fase e corrente fase-neutro, podemos ter certeza de que há um circuito interno de correção de ângulo. No funcionamento prático:
O resistor e o capacitor em série criam uma defasagem de 30° na tensão de referência.
Essa tensão defasada é aplicada ao sistema de medição, permitindo que o instrumento calcule o fator de potência real mesmo quando a corrente é medida em relação ao neutro.
Em alguns casos, também se usa um pequeno transformador auxiliar para ajustar amplitude e fase.
Esse truque é essencial porque, sem o defasador, o cosímetro mostraria um valor incorreto de cos φ.
👉 Em resumo: o defasador interno garante que a tensão de referência esteja “em fase” com a corrente medida, corrigindo o descompasso entre fase-fase e fase-neutro.
O circuito defasador interno do cosímetro não aplica uma defasagem fixa de 30°, e sim ajusta o ângulo de referência para compensar essa diferença geométrica entre as tensões. Em instrumentos analógicos, isto é, feito com uma rede RC calibrada para gerar aproximadamente 30° de atraso ou avanço, dependendo da configuração de medição.
🔧 Em resumo:
Tensão fase-fase está 30° adiantada ou atrasada em relação à fase-neutro.
O cosímetro precisa corrigir esse ângulo para que a tensão e a corrente correspondam à mesma fase elétrica.
O defasador interno é projetado especificamente para esse valor (30%), não para 90°, que seria típico de um medidor de potência reativa (VARímetro), não de fator de potência.
Conclusão
Quando usamos cosímetro ele precisa de pelo menos uma tensão e uma corrente. De preferência que ambas sejam fase-fase ou fase-neutro. Nunca uma fase-fase e a outra fase-neutro, senão vai gerar diferença de 30°. Alguns cosímetros aceitam isso e corrigem internamente esse ângulo.
Nota
Cosímetro (ou cossefímetro) e cosímetro são nomes diferentes para o mesmo instrumento de medida elétrica.
Aqui estão os pontos principais sobre eles:
Sinônimos: Ambos os termos, junto com “cosenofímetro” ou “cofímetro”, referem-se ao aparelho que indica o cosseno da defasagem entre a tensão e a corrente.
Função: Medir o fator de potência, indicando se a carga é indutiva (corrente atrasada) ou capacitiva (corrente adiantada).
Tipos: Podem ser analógicos (ponteiro) ou digitais, utilizados em painéis de controle, comando e medição.
Portanto, não há diferença funcional entre eles; são apenas variações na nomenclatura para o mesmo dispositivo de medição.
Fonte: Wikipedia.
Adolpho Eletricista – Seu Eletricista em São Paulo
A Certificação UL94 V-0 é uma classificação de segurança contra incêndio para materiais plásticos, definida pela Underwriters Laboratories. Ela indica que o material, ao ser submetido a uma chama vertical, cessa a queima em menos de 10 segundos, sem gotejar partículas inflamadas. É essencial para componentes elétricos, automotivos e eletrônicos, garantindo alta resistência ao fogo.
Principais Características da Certificação UL94 V-0
Tempo de Queima: A chama cessa em até 10 segundos após a remoção da fonte de calor. Tempo Total: A queima total para um conjunto de amostras não supera 50 segundos. Gotejamento: Não são permitidos gotejamentos de partículas inflamadas que ignitem o algodão indicador colocado abaixo. Verticalidade: O teste é realizado em uma amostra na posição vertical.
Onde é Utilizado (Aplicações Típicas)
Materiais com classificação V-0 são cruciais para reduzir riscos de incêndio em: Eletrônicos: Caixas de proteção, componentes internos e conectores. Automotivo: Componentes sob o capô expostos a calor e combustível. Industrial: Gabinetes de controle, isolamento elétrico e selantes. Impressão 3D: Fotopolímeros e termoplásticos para peças técnicas.
UL 94 classificações de chama
Como relacionada com materiais plásticos oferecidos por plásticos profissionais, existem seis classificações de chama especificados em UL 94 que são atribuídos aos materiais a partir dos resultados destes testes de chama pequena escala. Estas classificações listados em ordem decrescente para cada um dos três grupos seguintes são usadas para distinguir características de queima de um material depois de corpos de prova foram expostos a uma chama de ensaio especificados em condições controladas de laboratório.
Estas classificações relacionam com materiais comumente utilizados em recintos de fabricação, peças estruturais e isolantes encontrados em produtos eletrônicos de consumo.
Diferença de métodos de ensaio e critérios
Ao olhar para as classificações de chama para materiais plásticos comumente moldadas para fabricar caixas, peças estruturais e isolantes encontrados em produtos eletrônicos de consumo, um material é submetido a uma fonte de ignição da chama que é aproximadamente cinco vezes mais severos do que o utilizado nos testes. Além disso, as amostras não podem pingar qualquer Flaming Partículas.
Conclusão
A certificação UL94 V-0 garante que o plástico tem excelente comportamento autoextinguível, sendo preferencial em ambientes de alta segurança.
Fonte: Google
Adolpho Eletricista – Seu Eletricista em São Paulo
O que um estudante e um profissional de elétrica precisam dominar para não ficar para trás em eletromobilidade. Os carros elétricos não estão mudando apenas o meio de propulsão. Estão mudando o perfil do profissional. A pergunta não é mais: “você sabe trocar peça?” A pergunta é: “você entende o Sistema”?
Fundamentos elétricos
Quem não domina: 1 – Lei de Ohm 2 – Potência elétrica 3 – Corrente Alternada (CA) x Corrente Continua (CC) 4 – Curto, sobrecarga e proteção 5 – Aterramento Vai apenas operar, nunca diagnosticar. Será somente “um a mais”.
Eletrônica de potência (coração do Sistema)
O carro elétrico vive de: 1 – Retificação 2 – Inversão 3 – PWM 4 – IGBTs / MOSFETs 5 – Perdas e Aquecimento
Não é opcional entender tudo isso. É obrigatório não ter medo disso.
Máquinas elétricas modernas
Esqueça o motor isolado. Aqui entra: 1 – Motor síncrono de ímã permanente 2 – Controle vetorial 3 – Curva torque × rotação 4 – Frenagem regenerativa Motor e controle são um único organismo.
Não é só armazenamento. É: 1 – Química 2 – Segurança 3 – Envelhecimento 4 – Balanceamento Bateria sem BMS é risco. Profissional não pode ficar sem entender isso também.
Uma bateria com BMS (Battery Management System) é um conjunto de células de lítio equipado com uma placa eletrônica inteligente que monitora, equilibra e protege a bateria contra sobrecarga, descarga excessiva, curtos-circuitos e altas temperaturas. Essencial para segurança e vida útil, o BMS é padrão em ferramentas, veículos elétricos e eletrônicos portáteis.
Infraestrutura de recarga
O carro é só metade do Sistema. O resto é: 1 – Carregadores AC e DC 2 – Aterramento 3 – Coordenação de proteção impacto na rede Aqui nasce uma nova demanda profissional.
Segurança elétrica
Alta tensão não negocia. Procedimento, EPI e consciência não são burocracia — são sobrevivência.
Conclusão
A eletromobilidade não elimina a profissão eletricista. Elimina o profissional que só executa sem entender. O futuro não pertence a quem sabe apenas decorar procedimentos, mas a quem compreende energia, controle e sistema.
Reflexão
Se amanhã sua área deixasse de existir, o que restaria de você: troca de peças ou entendimento técnico? Pense nisso.
Adolpho Eletricista – Seu Eletricista em São Paulo
O hexafluoreto de enxofre (SF6) foi sintetizado pela primeira vez em 1904 e, somente nos anos 30, a partir da observação de suas excepcionais propriedades dielétricas, o novo gás encontrou uma limitada aplicação como meio isolante em transformadores.
O SF6 é um dos gases mais pesados conhecidos (peso molecular 146), sendo cinco vezes mais pesado que o ar. À pressão atmosférica, o gás apresenta uma rigidez dielétrica 2,5 vezes superior à do ar. A rigidez dielétrica aumenta rapidamente com a pressão, equiparando-se à de um óleo isolante de boa qualidade à pressão de 2 bars. A contaminação do SF6 pelo ar não altera substancialmente as propriedades dielétricas do gás: um teor de 20 % de ar resulta numa redução de apenas 5% da rigidez dielétrica do gás.
Somente no final dos anos 40 teve início o desenvolvimento de disjuntores de alta tensão e chaves de abertura em carga a SF6, com base em experimentos em que as excepcionais qualidades do gás como meio interruptor de arcos elétricos foram comprovadas. Essas qualidades derivam do fato do hexafluoreto de enxofre (SF6) ser um gás eletronegativo, possuindo afinidade pela captura de elétrons livres, o que dá lugar à formação de íons negativos de reduzida mobilidade.
Essa propriedade determina uma rápida remoção dos elétrons presentes no plasma de um arco estabelecido no SF6, aumentando a taxa de decremento da condutância do arco quando a corrente se aproxima de zero.
O SF6 é um gás excepcionalmente estável e inerte, não apresentando sinais de mudança quimica para temperaturas em que os oleos empregados em disjuntores começam a se oxidar e decompor. Na presença de arcos elétricos sofre lenta decomposição produzindo fluoretos de ordem mais baixa (como SF2 e SF4) que, embora tóxicos, recombinam-se para formar produtos não tóxicos imediatamente após a extinção do arco. Os principais produtos tóxicos estáveis são certos fluoretos metálicos que se depositam sob a forma de um pó branco e que podem ser absorvidos por litros de alumina ativada.
Os primeiros disjuntores de hexafluoreto de enxofre eram do tipo “dupla pressão”, baseados no funcionamento dos disjuntores a ar comprimido.
O SF6 era armazenado num recipiente de alta pressão (aproximadamente 16 bars) e liberado sobre a região entre os contatos do disjuntor.
A principal diferença com relação aos disjuntores a ar comprimido consistia no fato de o hexafluoreto de enxofre não ser descarregado para a atmosfera após atravessar as câmaras de interrupção, e sim para um tanque com SF6 a baixa pressão (aproximadamente 3 bars).
Assim, o SF6 a alta pressão era utilizado para interrupção do arco e, a baixa pressão, servia à manutenção do isolamento entre as partes energizadas e o terra.
Após a interrupção, o gás descarregado no tanque de baixa pressão era bombeado novamente para o reservatório de alta pressão, passando por filtro de alumina ativada para remoção de produtos da decomposição do SF6.
Principais desvantagens
As desvantagens dos disjuntores a SF6 a dupla pressão eram a baixa confiabilidade dos compressores de gás e a tendência do hexafluoreto de enxofre a liquefazer-se à temperatura ambiente quando comprimido (a temperatura de liquefação do gás a 16 bars é 10°C), o que tornava necessário instalar aquecedores no reservatório de alta pressão com conseqüente aumento da complicação e redução da confiabilidade.
Essas desvantagens levaram ao desenvolvimento do disjuntor tipo “puffer”, atualmente adotado pela maioria dos fabricantes de disjuntores a SF6. Os disjuntores tipo “puffer” ou do tipo “impulso” são também denominados de “pressão única” porque o SF6 permanece no disjuntor, durante a maior parte do tempo, a uma pressão constante de 3 a 6 bars, servindo aos isolamentos entre as partes com potenciais diferentes.
A pressão necessária à extinção do arco é produzida em cada câmara por um dispositivo tipo “puffer” formado por um pistão e um cilindro, em que um desses dois elementos ao se movimentar desloca consigo o contato móvel e comprime o gás existente no interior do cilindro.
A compressão do SF6 por esse processo produz pressões da ordem de 2 a 6 vezes a pressão original e no intervalo entre a separação dos contatos e o fim do movimento do gás, assim comprimido, é forçado a fluir entre os contatos e através de uma ou duas passagens (“nozzles”).
O desenvolvimento e a difusão dos disjuntores a SF6 estão ligados aos desenvolvimentos das técnicas de selagem dos recipientes e detecção de vazamentos de gás.
Os projetos ocorridos nesses terrenos já permitem reduzir o escape de SF6 nos disjuntores a níveis inferiores a 1% por ano.
Os avanços tecnológicos têm permitido aos disjuntores a SF6 tornarem-se crescentemente competitivos em relação aos tipos de ar comprimido e PVO, sendo provável que, em futuro próximo, esses disjuntores ocupem uma posição dominante no mercado, pelo menos para certas faixas de tensão.
Da mesma forma que nos disjuntores a ar comprimido, os disjuntores a SF6 devem ser providos de dispositivos para indicar a ocorrência de pressões inferiores a determinados níveis minimos e intertravamentos para impedir sua operação em condições perigosas de super pressão.
Uma outra aplicação do SF6 é o isolamento de subestações blindadas que permite considerável redução da área ocupada. A instalação de uma subestação blindada pode ser determinada pela inexistência de área suficientemente ampla em um centro urbano, ou pelo elevado custo do solo nesta região.
Numa subestação blindada todas as partes energizadas são protegidas por uma blindagem metálica, que conterá os disjuntores, chaves, TC’s, TP’s, barramentos, etc.
As partes energizadas são isoladas da blindagem por isoladores de resina sintética (ou outro material adequado) e SF6 à pressão de cerca de 3 bars. Válvulas especiais permitem detectar o escapamento do gás e possibilita efetuar manutenção dos equipamentos sem necessida de remover grandes quantidades de gás.
Alarmes e intertravamentos garantem a segurança em caso de vazamento de SF6.
Fonte: Experiência Profissional, Catálogos e Google.
Adolpho Eletricista – Seu Eletricista em São Paulo
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
A energia solar fotovoltaica oferece muitas vantagens na geração de eletricidade.
Não possui custos com combustíveis, tem fornecimento ilimitado e não apresenta problemas ambientais como transporte, armazenamento ou poluição.
A energia solar está disponível em todos os lugares, até mesmo na Lua.
Painéis solares precisam de luz solar direta?
Sim, se quisermos obter o máximo do nosso sistema fotovoltaico recém-instalado, pois não faz sentido instalar em locais escuros ou com sombras.
A orientação dos painéis solares direciona ou orienta um painel ou conjunto de painéis diretamente para a energia radiante do sol. Isso ocorre porque quanto maior a área da superfície exposta à luz solar direta, maior será a produção de energia do painel fotovoltaico.
O painel solar fotovoltaico estando perfeitamente alinhado para receber a energia do sol, ele ainda é um objeto fixo, preso a um telhado ou montado diretamente em uma estrutura.
Em relação a um painel solar, o sol não está em uma posição fixa, pois altera constantemente sua posição em relação à Terra, do amanhecer ao anoitecer, o que dificulta a orientação do painel solar.
O maior desafio para obter o máximo benefício da energia solar é garantir que um painel solar fotovoltaico, ou um conjunto fotovoltaico, esteja corretamente orientado e posicionado, em relação à incidência direta da luz solar, em todos os momentos do dia.
Além da orientação do painel solar, o número de horas de luz solar que ele recebe por dia, bem como a intensidade ou brilho da luz solar, são fatores determinantes.
Quando o sol está mais baixo, durante os meses de inverno, a orientação dos painéis solares precisa ser mais vertical, pois a radiação solar atravessa uma camada mais espessa da atmosfera para chegar ao painel e, portanto, sua intensidade é reduzida pelo efeito de dispersão e absorção da atmosfera e das nuvens.
Nos meses de verão, quando o sol está mais brilhante e mais alto, a radiação solar é mais direta e mais forte, pois tem uma distância menor a percorrer através da atmosfera até a Terra, fazendo com que a orientação do painel solar seja mais horizontal.
Orientação do painel solar em azimute e zênite
Os módulos e painéis solares fotovoltaicos funcionam melhor quando a superfície absorvente está perpendicular aos raios solares incidentes.
A posição do sol pode ser determinada usando dois ângulos, o azimute e o zênite , e o ângulo de orientação do painel solar depende desses dois valores.
Orientação do painel solar – Orientação azimutal
Azimute – é o ângulo da bússola em relação ao sol enquanto ele se move no céu de leste a oeste ao longo do dia. Geralmente, o azimute é calculado como um ângulo a partir do sul verdadeiro.
Ao meio-dia solar, que é definido como um ângulo azimutal de zero graus, portanto Azimute = 0⁰, o sol estará diretamente ao sul no hemisfério norte e diretamente ao norte no hemisfério sul.
Os ângulos azimutais solares a leste do sul são negativos, sendo que o leste apresenta um ângulo azimutal de 90⁰ negativo.
Os ângulos azimutais solares a oeste do sul são positivos, sendo que o oeste apresenta um ângulo azimutal de 90⁰ positivo.
O ângulo azimutal necessário para a orientação correta do painel solar varia com a latitude e a época do ano.
Zênite – Este é o ângulo do sol visto do nível do solo ou do horizonte.
O ângulo zenital do sol varia ao longo do dia, descrevendo um arco, com o sol atingindo sua elevação máxima (também chamada de altitude solar) por volta do meio-dia.
A elevação do sol é definida como 0⁰ ao nascer e pôr do sol, e 90° ao meio-dia, quando o sol está diretamente acima da cabeça.
No entanto, a elevação do sol ao meio-dia é diferente entre o solstício de verão e o solstício de inverno, representando os dias mais longos e mais curtos do ano, já que a trajetória do sol forma um arco no céu, representando a primavera ou o outono.
A elevação e o azimute solar ao longo de um ano inteiro podem ser plotados em um mapa solar. Um mapa solar permite localizar a posição do sol a qualquer hora do dia, em qualquer mês e em qualquer local, facilitando muito o alinhamento dos painéis solares.
Mapas solares ou diagramas da trajetória do sol pré-fabricados podem ser comprados, baixados da internet ou construídos em papel quadriculado para qualquer local na superfície da Terra, utilizando o mesmo princípio do relógio de sol no jardim.
Em um mapa solar, a escala zenital é geralmente representada por uma série de círculos concêntricos que se estendem verticalmente da esquerda para a direita, enquanto a escala azimutal é definida ao redor do perímetro do mapa.
O ângulo azimutal é lido traçando uma régua do centro do mapa até a intersecção das linhas de trajetória da hora e da data desejadas e observando onde ela cruza o perímetro do mapa.
Mapas diferentes são necessários para locais diferentes.
Orientação e inclinação do painel solar
A azimute solar é a direção horizontal do sol, medida como um ângulo em relação ao norte geográfico, geralmente no sentido horário.
Além de se mover pelo céu (azimute solar), o Sol também se move para cima e para baixo (zênite solar) ao longo do ano, o que dificulta a orientação fixa dos painéis solares.
Portanto, para a máxima conversão da luz solar em eletricidade, os painéis solares precisam ser instalados em um ângulo que os faça apontar diretamente para o Sol.
Dependendo de como o painel é montado, ele pode ser mantido em um ângulo permanente ou ajustado ao longo do ano para aproveitar ao máximo a energia solar.
O ajuste de um sistema fotovoltaico com montagem fixa pode resultar em um aumento de 10% a 40% na produção de energia anual, fazendo uma diferença considerável no tempo de carregamento das baterias.
Orientação do painel solar
A orientação do painel solar refere-se à sua configuração de azimute . A maior parte da energia solar chega em linha reta.
Um painel solar ou conjunto de painéis solares capta mais energia se estiver voltado diretamente para o sol, perpendicularmente à linha reta entre o local de instalação dos painéis e o sol.
Orientação azimutal do painel solar
O painel solar deve estar voltado para o equador terrestre (seja para o sul no hemisfério norte ou para o norte no hemisfério sul), de forma que durante o dia sua orientação permita captar a maior quantidade possível de radiação solar.
Existem diferentes maneiras de obter a orientação desejada para os painéis solares .
Podemos simplesmente apontar o painel ou conjunto fotovoltaico para o sul ou para o norte usando uma bússola, encontrar o ângulo central entre as configurações de azimute de verão e inverno ou, com mais precisão, posicionar os painéis em relação ao meio-dia solar central.
O meio-dia solar refere-se à posição mais alta do sol no céu, enquanto ele descreve um arco de leste a oeste.
O meio-dia solar é diferente do meio-dia (12 horas) ou do meio-dia em termos de tempo. Geralmente, o meio-dia solar ocorre entre 12 horas e 14 horas, dependendo da localização.
É muito importante, ao posicionar e alinhar um painel ou conjunto de painéis solares, garantir que nenhuma parte deles fique sombreada, pois precisamos de 100% de radiação solar em toda a área do painel.
Os elementos ao redor do painel ou conjunto (árvores, edifícios, paredes, outros painéis, etc.) não devem projetar sombra sobre os painéis em nenhum horário do dia ou do ano.
Inclinação do painel solar
A inclinação do painel solar refere-se à nossa configuração de zênite ou elevação.
Uma vez encontrada a melhor posição de azimute, o próximo parâmetro fundamental para produzir a maior quantidade de eletricidade solar é a elevação do painel fotovoltaico.
A altura máxima que o sol atinge a cada dia varia, com o ângulo máximo do sol no dia do solstício de verão sendo de cerca de 62° e o ângulo mínimo no solstício de inverno de cerca de 15° .
Orientação zenital do Painel Solar
Para uma instalação de painel solar fixa, é preferível que os painéis fotovoltaicos sejam instalados com um ângulo de inclinação centralizado que represente o equinócio vernal ou o equinócio outonal.
No entanto, essa inclinação não é tão crítica em relação à orientação dos painéis solares, pois mesmo com um ângulo de inclinação de quase 45⁰ em relação aos raios solares, eles ainda receberão mais de 75% da energia por unidade de área de superfície em comparação com o alinhamento ideal.
Um desalinhamento de até 15⁰ para mais ou para menos faz pouca diferença na produção de um painel fotovoltaico. Idealmente, os painéis solares devem ser instalados em locais onde recebam a maior quantidade possível de luz solar, em média, ao longo do dia e do ano.
A orientação e a inclinação de um painel ou conjunto fotovoltaico fixo também podem ser otimizadas para um determinado mês ou estação do ano.
Um sistema de energia solar pode ser projetado para produzir a potência máxima apenas nos meses de inverno, a fim de reduzir os custos de eletricidade nos horários de pico.
Logo:
O sistema deve ser instalado de forma que a orientação e a inclinação ideais dos painéis solares resultem na máxima produção de energia no inverno.
Um dos sistemas de energia solar fixo mais populares envolve a instalação de um painel fotovoltaico, ou um conjunto de painéis fotovoltaicos , diretamente em um telhado com inclinação acentuada voltado para o sul (ou norte), permitindo pouca margem para ajustes na orientação e inclinação dos painéis, embora a maioria dos suportes e estruturas de fixação permitam pequenos ajustes.
Maximizar a produção de energia de um sistema de energia solar residencial é desejável tanto para aumentar a eficiência dos painéis solares quanto para reduzir o tempo de retorno do investimento.
A fim de maximizar a produção de energia dos painéis solares, precisamos mantê-los perfeitamente alinhados com o sol.
Para isso, é necessário um sistema de rastreamento solar, e um painel ou conjunto fotovoltaico com essa capacidade produzirá, anualmente, de 25% a 30% mais energia do que um painel instalado em uma posição fixa no telhado.
O rastreamento solar pode reduzir a quantidade de painéis fotovoltaicos necessários, aumentando a eficiência de conversão.
O principal objetivo de um sistema fotovoltaico com rastreamento solar é acompanhar a posição do sol para obter, através da orientação do painel solar, a máxima radiação em qualquer momento, proporcionando a melhor orientação possível para o painel solar em todas as horas do dia.
Rastreador solar
Um sistema de rastreamento solar pode acompanhar o movimento do sol no céu, do nascer ao pôr do sol, criando uma produção de energia ideal por um período mais longo e também podendo se adaptar às mudanças sazonais na direção do sol.
O sistema ideal de rastreamento solar para um painel solar seria uma montagem equatorial motorizada, semelhante às utilizadas em telescópios sofisticados ou antenas parabólicas.
Isso permitiria que o painel fotovoltaico acompanhasse a trajetória de rotação do Sol durante todo o dia, todos os dias do ano, garantindo a melhor orientação do painel solar possível e gerando a máxima potência de saída.
No entanto, sistemas de rastreamento motorizados tão grandes são impraticáveis para a maioria das pessoas, pois o custo seria muito alto para painéis grandes ou conjuntos de múltiplos painéis.
Os rastreadores solares não podem ser usados em instalações no telhado, pois precisam ser montados no solo e ter espaço suficiente ao redor do painel para que ele possa girar.
A melhor alternativa é um suporte com um único rolamento que permite que o painel seja orientado e inclinado manualmente ao longo do dia, se necessário.
Os rastreadores solares disponíveis comercialmente incluem o rastreamento de eixo único, que acompanha o movimento do sol durante cada dia, mantendo um ângulo de inclinação fixo e constante. Isso aumenta a radiação solar recebida em até 30% em comparação com a ausência de rastreamento.
Rastreamento de dois eixos
O rastreamento de dois eixos acompanha o movimento do sol no céu ao longo do dia, ajustando também o ângulo de inclinação do conjunto de painéis solares, com maior intensidade no inverno e menor no verão, para localizar com precisão a posição do sol no céu.
O rastreamento de dois eixos aumenta a radiação solar recebida em até 38% em comparação com a ausência de rastreamento.
Locais mais ensolarados se beneficiam mais do rastreamento de dois eixos.
Os painéis solares fotovoltaicos podem ser usados individualmente no telhado ou nas paredes de um edifício, apontando diretamente para o sul ou oeste, dependendo da sua localização.
Embora esse tipo de orientação de painel solar funcione bem para a maioria das aplicações em residências, para aumentar a eficiência e reduzir o período de retorno do investimento, o painel fotovoltaico precisa produzir a quantidade máxima de energia solar durante o máximo de tempo possível, aproveitando ao máximo a luz solar.
Embora não sejam baratos nem viáveis para pequenas instalações de painéis fotovoltaicos, os rastreadores solares podem ser usados para esse fim.
Sua capacidade de acompanhar o movimento do sol no céu, permitindo que os painéis solares absorvam mais luz solar, muitas vezes resulta em uma redução no número de painéis solares necessários, compensando assim o custo inicial dos rastreadores.
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.
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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.
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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.
Adolpho Eletricista – Seu Eletricista em São Paulo.
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
Energia solar é um termo que se refere à energia proveniente da luz e do calor do Sol. É utilizada por meio de diferentes tecnologias em constante evolução, como o aquecimento solar, a energia solar fotovoltaica, a energia heliotérmica, a arquitetura solar e a fotossíntese artificial.
☀️ PLACA SOLAR ☀️
👀 Itens essenciais para Energia Solar:
👉 Planejamento;
👉 Manutenção;
👉 Segurança
Investir em energia solar vai muito além de instalar placa solar no telhado. Sem planejamento adequado, o sistema pode não entregar o desempenho ou a economia esperados.
Alguns pontos fundamentais:
✅ Análise de Viabilidade Técnica e Econômica
Avaliação do consumo energético médio mensal e sazonal.
Estudo da tarifa de energia e do payback estimado.
Análise da legislação local (Normas Técnicas, exigências de concessionárias, incentivos fiscais).
✅ Dimensionamento Correto do Sistema
Quantidade de módulos, inversores e acessórios dimensionados à demanda.
Reserva de capacidade para eventuais ampliações futuras.
Escolha do tipo de sistema (on-grid, off-grid ou híbrido).
On grid
Off grid
Híbrido
✅ Estudo do Local de Instalação
Orientação solar (azimute) e inclinação dos módulos
Azimute
Orientação solar (azimute) e inclinação dos módulos
Sombra
Capacidade estrutural do telhado ou local onde serão fixados os painéis
Estrutura do telhado
✅ Acessibilidade e Segurança para Limpeza e Manutenção das placas solares.
Projeto prevendo acesso seguro ao telhado (escadas, passarelas, pontos de ancoragem).
Espaçamento mínimo entre fileiras de módulos para circulação segura durante intervenções.
Uso de EPIs específicos durante limpeza ou inspeções.
✅ Plano de Limpeza Periódica
Frequência recomendada varia conforme região (em locais urbanos com poluição ou poeira elevada, deve ser mensal ou bimestral).
Monitoramento da performance do sistema para identificar queda de rendimento.
Limpeza sempre feita com água e escovas macias, evitando produtos químicos agressivos que danifiquem o vidro ou as camadas antirreflexo dos módulos.
✅ Monitoramento e Manutenção Preventiva
Verificação periódica do funcionamento dos inversores.
Inspeção de cabos, conexões/conectores e estruturas para evitar danos mecânicos ou riscos elétricos.
Análise dos relatórios de geração para detectar anomalias.
Sem esses cuidados, o sistema pode operar abaixo do rendimento projetado, aumentando o tempo de retorno do investimento e até gerar custos extras. Portanto, planejamento, manutenção e segurança caminham juntos no sucesso de qualquer projeto de energia solar.
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.
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.
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”.
lO 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.
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.
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.
Mau contato continua sendo um grande vilão em instalações de energia elétrica.
Fui acionado para atender um chamado emergencial de chave NH pegando fogo no quadro de energia elétrica de uma industria e deparei-me com a seguinte situação:
Mau contato no contato inferior da fase S
Por sorte estava perto do cliente, e deparei-me com uma chave NH 125A com a fase T – 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 inferior da chave e fusível NH
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 ampéres, o que ocasionou superaquecimento 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 R com uma volta de fita isolante preta, a fase S (central) com duas voltas de fita. A fase T 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 S diferenciada e só pode ser utilizada para cargas trifásicas.
Por Norma Técnica a fase S 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.
onde: VFN – tensão de fase neutro
