ELETRICISTA EM SÃO PAULO 11 968984344 ELETRICISTA EM SANTO AMARO. Residencial, Industrial e Predial. Câmeras, Infraestrutura, Cerca Elétrica. Construção e Reforma de Padrão de Entrada, Reformas Industriais e Empresariais, ENTRADA PRIMÁRIA.
Um parceiro de trabalho se deparou com uma fuga de corrente em um torno CNC.
Foi acionado por um cliente pois a máquina estava “dando choque” na carcaça.
A princípio a suspeita era de Eletricidade Estática. Depois de algumas medições descartou-se essa hipótese e verificou se o problema não estava com o motor – talvez uma bobina danificada.
Todos os testes possíveis e imagináveis foram feitos, sem sucesso.
Após isso, ao medir a corrente do condutor de aterramento, verificou-se que estava em 49.2 A.
Isso mesmo! 49,2 A de fuga de corrente ! Você não leu errado.
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.
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”.
O SEP – Sistema Elétrico de Potência é composto por geração, transmissão e distribuição. As Perdas no Sistema Elétrico de Potência referem-se à energia elétrica gerada que passa pelas linhas de transmissão e redes de distribuição, mas que não chega a ser comercializada, seja por motivos técnicos ou comerciais.
Durante muito tempo as indústrias funcionaram somente com o sistema de manutenção corretiva. Com isso, ocorriam desperdícios, retrabalhos, perda de tempo e de esforços humanos, além de prejuízos financeiros. A partir de uma análise desse problema, passou-se a dar ênfase na manutenção preventiva.
Com enfoque nesse tipo de manutenção, foi desenvolvido o conceito de TPM – Manutenção Produtiva Total, conhecido pela sigla TPM (Total Productive Maintenance), que inclui programas de manutenção preventiva e preditiva.
TPM – Manutenção Produtiva Total
A origem da TPM – Manutenção Produtiva Total
A manutenção preventiva teve sua origem nos Estados Unidos e foi introduzida no Japão em 1950. Até então, a indústria japonesa trabalhava apenas com o conceito de manutenção corretiva, após a falha da máquina ou equipamento. Isso representava um custo e um obstáculo para a melhoria da qualidade. A primeira aplicação na indústria e obtenção dos efeitos do conceito de manutenção preventiva, também chamada de PM (preventive maintenance) foi em 1951. São dessa época as primeiras discussões a respeito da importância da manutenibilidade e suas conseqüências para o trabalho de manutenção. Em 1960, ocorre o reconhecimento da importância da manutenibilidade e da confiabilidade como sendo pontos-chave para a melhoria da eficiência das empresas. Surgiu, assim, a manutenção preventiva, ou seja, o enfoque da manutenção passou a ser o de confiança no setor produtivo quanto à qualidade do serviço de manutenção realizado.
Na busca de maior eficiência da manutenção produtiva, por meio de um sistema compreensivo, baseado no respeito individual e na total participação dos empregados, surgiu a TPM, em 1970, no Japão. Nessa época era comum: · avanço na automação industrial; · busca em termos da melhoria da qualidade; · aumento da concorrência empresarial; · emprego do sistema “just-in-time”;
Manutenção Preventiva
· maior consciência de preservação ambiental e conservação de energia; · dificuldades de recrutamento de mão-de-obra para trabalhos considerados sujos, pesados ou perigosos; · aumento da gestão participativa e surgimento do operário polivalente.
Todas essas ocorrências contribuíram para o aparecimento da TPM.
A empresa usuária da máquina se preocupava em valorizar e manter o seu patrimônio, pensando em termos de custo do ciclo de vida da máquina ou equipamento. No mesmo período, surgiram outras teorias com os mesmos objetivos.
Os cinco pilares da TPM são as bases sobre as quais construímos um programa de TPM, envolvendo toda a empresa e habilitando-a para encontrar metas, tais como defeito zero, falhas zero, aumento da disponibilidade de equipamento e lucratividade.
Os Cinco Pilares da TPM
Os cinco pilares são representados por: · eficiência; · auto-reparo; · planejamento; · treinamento; · ciclo de vida.
Os cinco pilares são baseados nos seguintes princípios: · Atividades que aumentam a eficiência do equipamento. · Estabelecimento de um sistema de manutenção autônomo pelos operadores. · Estabelecimento de um sistema planejado de manutenção. · Estabelecimento de um sistema de treinamento objetivando aumentar as habilidades técnicas do pessoal. · Estabelecimento de um sistema de gerenciamento do equipamento.
Objetivos da TPM
O objetivo global da TPM é a melhoria da estrutura da empresa em termos materiais (máquinas, equipamentos, ferramentas, matéria-prima, produtos, etc.) e em termos humanos (aprimoramento das capacitações pessoais envolvendo conhecimentos, habilidades e atitudes).
A meta a ser alcançada é o rendimento operacional global.
Manutenção Voluntária
As melhorias devem ser conseguidas por meio dos seguintes passos:· Capacitar os operadores para conduzir a manutenção de forma voluntária.
· Capacitar os mantenedores a serem polivalentes, isto é, atuarem em equipamentos mecatrônicos.
· Capacitar os engenheiros a projetarem equipamentos que dispensem manutenção.
· Incentivar estudos e sugestões para modificação dos equipamentos existentes a fim de melhorar seu rendimento.
Programa 8S
· Aplicar o programa dos oito S: 1. Seiri – organização; implica eliminar o supérfluo. 2. Seiton – arrumação; implica identificar e colocar tudo em ordem . 3. Seiso – limpeza; implica limpar sempre e não sujar. 4. Seiketsu – padronização; implica manter a arrumação, limpeza e ordem em tudo. 5. Shitsuke – disciplina; implica a autodisciplina para fazer tudo espontaneamente. 6. Shido – treinar; implica a busca constante de capacitação pessoal. 7. Seison – eliminar as perdas. 8. Shikari yaro – realizar com determinação e união.
Manutenção Preventiva
· Eliminar as seis grandes perdas: 1. Perdas por quebra. 2. Perdas por demora na troca de ferramentas e regulagem. 3. Perdas por operação em vazio (espera). 4. Perdas por redução da velocidade em relação ao padrão normal. 5. Perdas por defeitos de produção. 6. Perdas por queda de rendimento.
· Aplicar as cinco medidas para obtenção da quebra zero: 1. Estruturação das condições básicas. 2. Obediência às condições de uso. 3. Regeneração do envelhecimento. 4. Sanar as falhas do projeto (terotecnologia).
Nota: A terotecnologia é a gestão econômica de bens, ou seja, uma espécie de ciência aplicada para medir os valores operacionais de ativos fixos ou físicos. Os profissionais que estão envolvidos na terotecnologia observam os ativos tangíveis de uma empresa ou negócio, tais como edifícios, equipamentos e veículos.
Quebra Zero
A ideia da quebra zero baseia-se no conceito de que a quebra é a falha visível, que é causada por uma coleção de falhas invisíveis como um iceberg. Logo, se os operadores e mantenedores estiverem conscientes de que devem evitar as falhas invisíveis, a quebra deixará de ocorrer. As falhas invisíveis normalmente deixam de ser detectadas por motivos físicos e psicológicos.
Motivos físicos As falhas não são visíveis por estarem em local de difícil acesso ou encobertas por detritos e sujeiras.
Motivos psicológicos As falhas deixam de ser detectadas devido à falta de interesse ou de capacitação dos operadores ou mantenedores.
Manutenção autônoma
Na TPM os operadores são treinados para supervisionarem e atuarem como mantenedores em primeiro nível. Os mantenedores específicos são chamados quando os operadores de primeiro nível não conseguem solucionar o problema. Assim, cada operador assume suas atribuições de modo que tanto a manutenção preventiva como a de rotina estejam constantemente em ação.
Manutenção Autônoma
Segue uma relação de suas principais atividades: · Operação correta de máquinas e equipamentos. · Aplicação do Programa 8 S. · Registro diário das ocorrências e ações. · Inspeção autônoma. · Monitoração com base nos seguintes sentidos humanos: visão, audição, olfato e tato. · Lubrificação. · Elaboração de padrões (procedimentos). · Execução de regulagens simples. · Execução de reparos simples. · Execução de testes simples. · Aplicação de manutenção preventiva simples. · Preparação simples (set-up). · Participação em treinamentos e em grupos de trabalho.
Efeitos da TPM na melhoria dos recursos humanos
Melhoria dos Recursos Humanos
Na forma como é proposta, a TPM oferece plenas condições para o desenvolvimento das pessoas que atuam em empresas preocupadas com manutenção. A participação de todos os envolvidos com manutenção resulta nos seguintes benefícios: · Realização (autoconfiança). · Aumento da atenção no trabalho. · Aumento da satisfação pelo trabalho em si (enriquecimento de cargo). · Melhoria do espírito de equipe. · Melhoria nas habilidades de comunicação entre as pessoas. · Aquisição de novas habilidades. · Crescimento através da participação. · Maior senso de posse das máquinas. · Diminuição da rotatividade de pessoal. · Satisfação pelo reconhecimento.
Conclusão
A manutenção não deve ser apenas aquela que conserta, mas, sim, aquela que elimina a necessidade de consertar.
As solicitações de serviços técnicos às concessionárias de energia elétrica devem seguir certos procedimentos por elas exigidos.
Os documentos devem ser reunidos e entregues em uma loja da concessionária pelo interessado ou por um procurador.
Em caso de procuração, deve ser reconhecido firma da assinatura do interessado em Cartório de Notas.
Padrão de Entrada Individual – Caixa tipo E
Nos casos de Ligação Nova, Modificação, Alteração de Carga ou serviços similares em padrão de entrada individual, o cliente poderá ser atendido com carga até 75 kw em baixa tensão.
Deverão ser apresentados:
Relação de cargas,
Croqui do local,
Cópia da capa do IPTU,
Projeto elétrico do padrão de entrada (quando necessário),
ART (quando necessário) e cópia do registro no CREA do responsável pela sua emissão,
Cópia do RG e CPF do interessado.
Caso o interessado já possua ligação, apresentar cópia da fatura de energia elétrica.
Em caso de ligação em coluna ou fachada, apresentar ART recolhida por Engenheiro Civil, Arquiteto, Técnico em Edificações ou profissional habilitado.
Em caso de procurador, apresentar a procuração, RG e CPF do procurador.
O prazo para análise do processo pela concessionária é de até 30 dias.
Padrão de Entrada Coletiva
Quando a solicitação técnica envolver padrão de entrada coletiva, cada unidade consumidora não poderá ultrapassar a carga de 20 kw.
Se o ramal de entrada for igual ou superior a 35 mm², deverá ser apresentado ART de profissional habilitado e cópia do registro no CREA, além de todos os documentos acima mencionados.
O prazo pra atendimento é o mesmo.
Se já houver rede secundária de distribuição no local que comporte a carga a ser instalada, o processo será liberado sem custo para o cliente.
Caso não haja rede secundária ou esta não comporte a carga a ser instalada, deverá ser executado construção ou reforma de rede secundária de distribuição pela concessionária.
O custo da construção ou reforma de rede secundária será cobrado do interessado, proporcional à carga a ser instalada, podendo até a concessionária assumir o custo total da obra dependendo da carga a ser instalada pelo cliente.
Se o futuro consumo, em kwh, estimado através da carga a ser instalada pelo cliente cobrir o investimento financeiro feito pela concessionária no prazo de cinco anos, esta assumirá o valor total dos serviços a serem executados.
Caso este consumo estimado não cubra o valor do investimento em cinco anos, será cobrado do cliente o valor proporcional à diferença do consumo x investimento.
O prazo para execução dos serviços é de até 90 dias a contar do aval do cliente.
A partir da aprovação pela concessionária para a construção do padrão de entrada para Ligação Nova, será agendado data para a ligação do padrão.
Se o cliente já possuir uma ligação, será agendada uma data para execução de Ligação Provisória, onde será desligada a instalação atual e retirado(s) o(s) medidor(es) e o cliente terá 7 dias para executar os serviços.
Os 7 dias de Ligação Provisória serão cobrados através de uma tarifa definida pela concessionária, que virá incluso na próxima fatura.
O padrão de entrada deverá ser construído de acordo com as normas e procedimentos técnicos da concessionária local, sob pena da ligação ser rejeitada e o cliente ter que executar as alterações exigidas pela concessionária.
Enquanto a construção do padrão de entrada não estiver de acordo com as normas e procedimentos técnicos da concessionária, não será ligado.
Todo e qualquer serviço deverá ser executado observando-se as Normas de Segurança no Trabalho com Eletricidade – NR10.
Irei tratar neste artigo de Estruturas Primárias Básicas utilizadas na Rede de Distribuição Aérea.
Em cada simbologia, a letra “X” representa o número de fases (1, 2 ou 3) existentes no circuíto primário em questão.
ESTRUTURA BECO
B4(3) – Ponto Mecânico
B1(X) – Estrutura Beco (0x3) construção em cruzeta para ângulos até 15º em cabo 50 mm² e 10º em cabo 120 mm².
B2(X) – Estrutura Beco (0x3) construção em cruzetas para ângulos de 15º a 30º em cabo 50 mm² e 10º a 20º em cabo 120 mm².
B3(X) – Estrutura Beco (0x3) construção em cruzetas para Final de Linha.
B4(X) – Estrutura Beco (0x3) construção em cruzetas para ponto mecânico – redução de tensão mecânica dos cabos.
Notas: 1. As demais estruturas serão obtidas por composição das estruturas apresentadas.
2. 0x3 significa que as 3 fases estão para o lado da via.
ESTRUTURA MEIO BECO
M4(3) – Ponto Mecânico
M1(X) – Estrutura Meio Beco (1×2) construção em cruzeta para ângulos até 15º em cabo 50 mm² e 10º em cabo 120 mm².
M2(X) – Estrutura Meio Beco (1×2) construção em cruzetas para ângulos de 15º a 30º em cabo 50 mm² e 10º a 20º em cabo 120 mm².
M3(X) – Estrutura Meio Beco (1×2) construção em cruzetas para Final de Linha.
M4(X) – Estrutura Meio Beco (1×2) construção em cruzetas para ponto mecânico – redução de tensão mecânica dos cabos.
Notas: 1. As demais estruturas serão obtidas por composição das estruturas apresentadas.
2. 1×2 significa que 2 fases estão para o lado da via e uma para o lado da calçada.
TRAVAMENTO DE CENTRO
Travamento de Centro
N3 – Estrutura com travamento de centro – construção em cruzetas para 3 fases, para que não gire quando aplicada tensão mecânica. Utilizada somente em locais onde não houver condições para estaiamento do conjunto de cruzetas.
PINO DE TOPO
PINO DE TOPO
U1 – Construção para apenas uma fase em RETA.
U2 – Construção para apenas uma fase em ÂNGULO.
U3 – Construção para apenas uma fase em FINAL DE LINHA.
U4 – Construção para apenas uma fase em PONTO MECÂNICO.
REDE COMPACTA
RC1 – RETA
RC1 – Construção em rede compacta – spacer cable – RETA.
RC2 – Construção em rede compacta – spacer cable – ÂNGULO.
RC3 – Construção em rede compacta – spacer cable – FINAL DE LINHA.
RC4 – Construção em rede compacta – spacer cable – PONTO MECÂNICO.
RC5 – Construção em rede compacta – spacer cable – RETA com DERIVAÇÃO em 90º.
RC6 – Construção em rede compacta – spacer cable – RETA com DERIVAÇÃO em ÂNGULO.
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.
Acionado para atender um chamado emergencial de chave pegando fogo no quadro de energia elétrica de uma industria, deparei-me com a seguinte situação:
Mau contato no contato inferior da fase B
Por sorte estava perto do cliente, e deparei-me com uma chave NH 125A com a fase B – lado direito da chave – em ponto de fusão.
Primeiro passo a ser tomado antes de iniciar todo e qualquer atendimento é fazer a Análise Preliminar de Riscos – APR a fim de analisar o que e como fazer e os procedimentos de segurança a serem seguidos.
Após equipar-me com os devidos EPI’s e isolar a área com os EPC’s necessários à tarefa, foram desarmados todos os disjuntores além chave NH para posterior abertura da chave sem carga.
Nunca abra ou feche uma chave de proteção e manobra sem antes aliviar a carga nela incidente, sob pena de abrir arco voltaico e provocar graves acidentes.
Efetuada a abertura da chave NH, foi constatada a causa do aquecimento que levou ao derretimento do conjunto da chave.
Mau contato entre contato da chave e fusível
O contato inferior do fusível NH não encaixou corretamente no contato inferior da chave, gerando mau contato. A corrente elétrica na fase era da ordem de 60 ampères, o que ocasionou sobreaquecimento no ponto de mau contato.
Antes de substituir chaves e disjuntores, é de fundamental importância identificar os cabos com fitas coloridas. Procure adotar um padrão de sequência de cores para não se confundir na hora de ligar a nova chave.
Identificação com fitas coloridas.
Caso não tenha fita colorida no momento, material que não deveria faltar na mala de um eletricista, não se desespere! Identifique a fase A com uma volta de fita isolante preta, a fase C (central) com duas voltas de fita. A fase B não precisa identificar com fita, será identificada por não ter fita.
Identificação com fita isolante preta.
Essa identificação é necessária para evitar que motores girem ao contrário quando religar o sistema elétrico, ocasionando avaria nos equipamentos. Outro motivo para identificação é quando o sistema de fornecimento da concessionária é delta (triângulo), que possui a tensão da fase C diferenciada e só pode ser utilizada para cargas trifásicas.
Por Norma Técnica a fase C deve ser instalada no borne central da chave.
Retirada a chave defeituosa, instalou-se nova chave obedecendo à sequência de cores de identificação das fases.
Chave NH substituída
Chave substituída e porta fusíveis instalados para posterior manobra do circuíto.
Chave pronta para manobra
Após religação do sistema, procedeu-se ao rearmamento dos disjuntores além chave e conferência do funcionamento dos equipamentos e devidas medições de tensões e correntes elétrica para controle.
Cabe-se ressaltar que todo o serviço foi executado em linha viva (energizado), tomando-se os devidos cuidados para esse tipo de trabalho e obedecendo-se às normas de segurança no trabalho com eletricidade NR10, SEP, NR33 e Treinamento e Capacitação para Trabalhos em Rede Energizada.
Artigos relacionados poderão ser encontrados no blog Saber Elétrica.
O ICMS – Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços – incidente sobre o fornecimento de energia elétrica foi instituído, no âmbito do Estado de São Paulo, pela Lei Estadual nº 6.374, de 1/3/89.
À Concessionária de Energia Elétrica, na qualidade de contribuinte legal e substituto tributário do referido imposto, dentro de sua área de concessão, cabe apenas a tarefa de recolher ao erário Estadual as quantias cobradas nas Faturas de Energia Elétrica dos consumidores.
Fatura de Energia Elétrica
É um imposto calculado “por dentro”, conforme prevê o artigo 33 do Conv. ICM66/88: o montante do imposto integra sua própria base de cálculo, constituindo o destaque mera indicação para fins de controle. Tal dispositivo refletido na lei estadual não é inovação, pois o próprio CTN – Código Tributário Nacional, na redação dada pelo artigo 1º do Ato Complementar nº 27, de 08.12.66, já definia dessa forma o cálculo do ICM, em seu artigo 53, parágrafo 4º. Para operacionalizar o cálculo conforme disposto no artigo nº 33, é adotada a fórmula a seguir fornecida pelo DNAEE – Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica, definida pelo CONFAZ – Conselho de Política Fazendária.
Fórmula:ICMS = Fornecimento x { [1/(1 – Alíquota)] – 1}
Fórmula de Cálculo
Portanto, no cálculo da energia, como no de qualquer produto, o valor do ICMS faz parte do valor da operação, que é a base de cálculo.
A continuidade do fornecimento é avaliada através de indicadores que mensuram a frequência e a duração das interrupções ocorridas nas unidades consumidoras.
Ressalta-se que, similarmente a outros indicadores no mundo, os indicadores são apurados para as interrupções maiores que 3 minutos, sendo admitidos alguns expurgos na sua apuração.
Os indicadores de continuidade são os seguintes:
Duração equivalente de interrupção por unidade consumidora (DEC): Intervalo de tempo que, em média, no período de apuração, em cada unidade consumidora do conjunto considerado ocorreu descontinuidade da distribuição de energia elétrica.
Indicadores de Contibuidade
Freqüência equivalente de interrupção por unidade consumidora (FEC): Número de interrupções ocorridas, em média, no período de apuração, em cada unidade consumidora do conjunto considerado.
Duração de interrupção individual por unidade consumidora (DIC): Intervalo de tempo que, no período de apuração, em cada unidade consumidora ou ponto de conexão ocorreu descontinuidade da distribuição de energia elétrica
Freqüência de interrupção individual por unidade consumidora (FIC): Número de interrupções ocorridas, no período de apuração, em cada unidade consumidora ou ponto de conexão.
Duração máxima de interrupção contínua por unidade consumidora ou ponto de conexão (DMIC): Tempo máximo de interrupção contínua de energia elétrica, em uma unidade consumidora ou ponto de conexão.
Duração da interrupção individual ocorrida em dia crítico por unidade consumidora ou ponto de conexão (DICRI): Corresponde à duração de cada interrupção ocorrida em dia crítico, para cada unidade consumidora ou ponto de conexão.
A continuidade do fornecimento é avaliada pela ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica
através de subdivisões das distribuidoras, denominadas Conjuntos Elétricos.
Existem limites para indicadores associados a cada conjunto. Ressalta-se que o conjunto elétrico pode ter abrangência variada. Conjuntos grandes podem abranger mais de um município, ao mesmo tempo que alguns municípios podem possuir mais de um conjunto.
Os limites dos indicadores DIC e FIC são definidos para períodos mensais, trimestrais e anuais.
O limite do indicador DMIC é definido para períodos mensais.
O limite do indicador DICRI é definido para cada interrupção em dia crítico.
O assunto está regulamentado no Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição – PRODIST.
As informações referentes aos indicadores de continuidade estão disponíveis na fatura de energia elétrica.
Informações adicionais devem ser obtidas com a distribuidora.
Fonte: ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica
1. Fornecimento de energia elétrica a todos os consumidores com qualidade e continuidade asseguradas;
2. Executar, por sua opção, as obras necessárias ao seu fornecimento, com a devida participação financeira do concessionário;
3. Rever o contrato de fornecimento (consumidores em alta tensão), após implantar medidas de conservação de energia;
4. Ter os equipamentos de medição vistoriados periodicamente pelo concessionário, segundo critérios estabelecidos na legislação metrológica. O consumidor poderá exigir a qualquer tempo uma aferição dos medidores;
Na desconfiança do funcionamento irregular do medidor de kwh, solicite a aferição do mesmo. Caso seja constatado irregularidade em seu funcionamento, deverá ser substituído sem ônus para o consumidor.
5. No caso de inexistência de medidores, o faturamento deverá ser feito com base nos valores mínimos faturáveis;
Medidor Digital de kwh
6. No caso de defeito no medidor, o período máximo de retroação para cobrança dos valores não medidos é de 1 (um) mês.
7. Ser informado, quando da efetivação do pedido de fornecimento, as opções de faturamento que podem ser exercidas pela unidade consumidora;
8. As faturas devem conter informações sobre a qualidade do fornecimento, além de ser possível incluir a cobrança de outros serviços, desde que previamente autorizado pelo consumidor;
Deverão ser informados os índices: Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC, bem como Duração de interrupção individual por unidade consumidora (DIC) e Freqüência de interrupção individual por unidade consumidora (FIC).
9. Solicitar a entrega da fatura em outro local que não a unidade consumidora, devendo arcar com eventuais custos adicionais;
10. Disponibilização de 6 (seis) datas de vencimento da fatura, para a escolha do consumidor;
11. Quando houver pagamento em duplicidade da fatura, o concessionário deverá fazer a devolução até o próximo vencimento;
Ressarcimento
O ressarcimento será feito na próxima fatura de energia elétrica.
12. A multa por atraso está limitada a 2% do valor total da fatura;
13. No caso de suspensão de fornecimento indevida, o concessionário deverá providenciar a religação, sem qualquer ônus, no prazo máximo de 4 (quatro) horas após o pedido;
Em caso de corte indevido, entre em contato com o SAC de sua concessionária. A religação não deverá ultrapassar de 4 horas.
Segurança com Energia Elétrica
14. Deverá ser informado permanentemente sobre os cuidados especiais para a utilização da energia elétrica, bem como ser cientificado de seus direitos e deveres;
15. Esta assegurado o ressarcimento por danos ocasionados em virtude do fornecimento de energia elétrica.
16. Ser avisado com 15 dias de antecedência, no caso de suspensão do fornecimento por falta de pagamento;
O aviso é feito na fatura do mês anterior no campo ‘observações’.
Sobrevida
17. Os consumidores que façam uso de equipamentos vitais à preservação da vida humana, que dependem de eletricidade, deverão ser avisados sobre interrupções programadas, com antecedência mínima de 5 dias úteis.
O consumidor que depende de energia elétrica para sobreviver, deverá procurar uma unidade da Concessionária e fazer cadastro de sobrevida.
Deveres
1. Observar as normas técnicas dos órgãos oficiais, do concessionário, da ABNT; com especial atenção aos aspectos
de segurança;
2. Instalar em local adequado e de fácil acesso, os dispositivos necessários para a colocação do medidor e equipamentos de proteção;
É de responsabilidade do consumidor a construção do padrão de medição, bem como de sua manutenção. A Concessionária não tem responsabilidade na construção e manutenção do padrão.
Padrão de Entrada de Energia Elétrica
3. Manter sob sua guarda, na condição depositário fiel e gratuito, os equipamentos de medição do concessionário;
Os consumidores são responsáveis pela guarda dos equipamentos da Concessionária e responderão legalmente em caso de avaria por vandalismo ou maus cuidados, bem como por fraude na medição. Em caso de avaria devido à utilização ou tempo de uso, a responsabilidade pela manutenção do equipamento de medição é da Concessionária.
4. As instalações elétrica internas da unidade consumidora que estiverem em desacordo com as normas deverão ser reformadas ou substituídas;
Adolpho Eletricista
Procure um eletricista de confiança.
5. Declarar toda a carga elétrica que será utilizada na unidade consumidora;
Inclusive quando houver acréscimo de cargas e/ou mudança do ramo de atividade.
6. Celebrar contrato de fornecimento ou de adesão com o concessionário;
Será feito no ato do pedido de ligação de energia elétrica.
7. Informar ao concessionário a atividade que será desenvolvida na unidade consumidora;
Residencial, comercial ou industrial. Se comercial ou industrial, deverá ser informado o ramo de atividade.
Fatura de Energia Elétrica
8. Fazer os pagamentos correspondentes aos serviços prestados pelo fornecimento da energia.
Fonte: ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica.
Os comentários destacados em azul itálico e figuras são de autoria de Adolpho Eletricista.
onde: VFN – tensão de fase neutro
