UNIVERSIDADE TECNOLÓGICA FEDERAL DO PARANÁ DEPARTAMENTO ACADÊMICO DE ELETROTÉCNICA CURSO DE ENGENHARIA INDUSTRIAL ELETROTÉCNICA FABRÍCIO SALMAZO LEOMAR SUCHEVICZ MÁRCIO TONETTI ESTUDO COMPARATIVO TÉCNICO-ECONÔMICO ENTRE REDES DE DISTRIBUIÇÃO CONVENCIONAL E COMPACTA PROTEGIDA ESTUDO DE CASO: ALIMENTADORES URBANOS DA SUPERINTENDÊNCIA DE DISTRIBUIÇÃO LESTE DA COPEL CURITIBA 2007
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UNIVERSIDADE TECNOLÓGICA FEDERAL DO PARANÁ DEPARTAMENTO ACADÊMICO DE ELETROTÉCNICA
CURSO DE ENGENHARIA INDUSTRIAL ELETROTÉCNICA FABRÍCIO SALMAZO LEOMAR SUCHEVICZ
MÁRCIO TONETTI
ESTUDO COMPARATIVO TÉCNICO-ECONÔMICO ENTRE REDES DE DISTRIBUIÇÃO CONVENCIONAL E COMPACTA PROTEGIDA
ESTUDO DE CASO: ALIMENTADORES URBANOS DA SUPERINTENDÊNCIA DE DISTRIBUIÇÃO LESTE DA COPEL
CURITIBA
2007
FABRÍCIO SALMAZO LEOMAR SUCHEVICZ
MÁRCIO TONETTI
ESTUDO COMPARATIVO TÉCNICO-ECONÔMICO ENTRE REDES DE DISTRIBUIÇÃO CONVENCIONAL E COMPACTA PROTEGIDA
ESTUDO DE CASO: ALIMENTADORES URBANOS DA SUPERINTENDÊNCIA DE DISTRIBUIÇÃO LESTE DA COPEL
Trabalho apresentado na disciplina de
Projeto Final de Curso II como requisito
parcial para a conclusão do Curso de
Engenharia Industrial Elétrica - Ênfase em
Eletrotécnica - do Departamento
Acadêmico de Eletrotécnica, Universidade
Tecnológica Federal do Paraná.
Orientador: Prof. Ayrton Roberto Lopes
CURITIBA
2007
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FABRÍCIO SALMAZO
LEOMAR SUCHEVICZ
MÁRCIO TONETTI
“ESTUDO COMPARATIVO TÉCNICO-ECONÔMICO ENTRE REDES DE DISTRIBUIÇÃO CONVENCIONAL E COMPACTA PROTEGIDA ESTUDO DE
CASO: ALIMENTADORES URBANOS DA SUPERINTENDÊNCIA DE DISTRIBUIÇÃO LESTE DA COPEL”
Este Projeto Final de Graduação foi julgado e aprovado como requisito
parcial para obtenção do título de Engenheiro Eletricista pela Universidade Federal Tecnológica do Paraná.
Curitiba, 16 de fevereiro de 2007.
______________________________ Prof. Paulo Sérgio Walenia
Coordenador do Curso Engenharia Industrial Elétrica - Eletrotécnica
______________________________ Prof. Ivan Eidt Colling
Coordenador de Projeto Final de Graduação Engenharia Industrial Elétrica - Eletrotécnica
______________________________ Prof. Ayrton Roberto Lopes
______________________________ Profa. Andrea Lucia Costa
______________________________ Prof. Claudio Martin
4
AGRADECIMENTOS
À Deus pelo dom da vida e pela oportunidade de chegarmos até o presente
momento.
Aos pais Alfredo e Rosalina, Zélia e Valterlei, Josué e Mirian que nos
incentivaram durante nossa caminhada.
Às esposas Taís e Angela e à namorada Daise que tiveram muito carinho e
paciência em entender a necessidade do tempo dispendido.
À Dra. Andréa Lúcia Costa pela amizade, convívio e dedicação ao longo de
nossa jornada.
Ao professor Ayrton Roberto Lopes pelo incentivo e apoio em todos os
momentos de nosso trabalho.
Aos demais professores e pessoas que de alguma forma contribuíram para a
realização deste trabalho.
5
“Poder significa fazer a escolha certa -
agir como um mestre de si mesmo”.
Kumaris
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RESUMO
A melhoria na qualidade do sistema de distribuição, devido principalmente ao
controle realizado pelo órgão regulamentador, tornou-se um dos objetivos principais das
concessionárias fornecedoras de energia elétrica. Para monitorar esta qualidade
utilizam-se indicadores que permitem a supervisão, a avaliação e o controle da
qualidade do fornecimento de energia elétrica constatados ao longo de períodos
determinados. Para isto os indicadores DEC, FEC, DIC, FIC e DMIC destacam-se como
os principais índices de controle. Existem várias topologias aplicadas no transporte de
energia tais como, a rede de distribuição aérea convencional (RDA), a rede de
distribuição aérea compacta protegida (RDC) e a rede de distribuição subterrânea.
Excetuando-se a rede subterrânea, muitos danos são provocados às redes de distribuição
pelas árvores, nas regiões urbanas, em dias de ventos fortes ou chuvas. Com isso, faz-se
necessário a realização de um trabalho acentuado de manutenção corretiva. A RDC,
além de visualmente mais discreta, oferece maior confiabilidade para o sistema por
utilizar cabos protegidos. Além de aumentar a qualidade do fornecimento de energia, a
RDC melhora também sua relação com a natureza, reduzindo o túnel de poda necessário
à passagem dos cabos. Apesar do seu grau de qualidade, a RDC possui o estigma de
inviável, pelo fato de não existirem dados atuais disponíveis que comparem as
diferenças relacionadas aos custos e dificuldades de construção e manutenção entre a
RDC e a RDA. Com o objetivo de apresentar dados comparativos atualizados das duas
topologias de redes de distribuição e detalhar as principais causas das interrupções no
fornecimento de energia elétrica, propôs-se um estudo comparativo técnico-econômico
entre trechos de redes de distribuição aéreas em MT, destacando a eficiência nos
parâmetros de continuidade e fornecendo dados para embasamento de novas aplicações
de redes convencionais e compactas protegidas.
Palavras Chaves: Indicadores de Continuidade, Rede de Distribuição Convencional,
Rede de Distribuição Compacta Protegida, Fornecimento de Energia Elétrica.
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LISTA DE FIGURAS
Figura 1.1 – Detalhe da fatura de energia da COPEL .................................................... 16 Figura 1.2 – Comparação entre as redes RDA e RDC ................................................... 18 Figura 2.1 – Cabos protegidos afastados do poste ......................................................... 27 Figura 2.2 – Convivência entre a RDC e a arborização urbana ..................................... 28 Figura 2.3 – Queda de galho sobre cabos da RDC......................................................... 29 Figura 2.4 – Árvores com poda tipo V ........................................................................... 32 Figura 4.1 – Áreas de abrangência dos alimentadores Afonso Botelho e Argentina ..... 53 Figura 4.2 – Índice FEC entre os alimentadores Afonso Botelho e Argentina .............. 55 Figura 4.3 – Índice FEC entre os alimentadores Afonso Botelho e Argentina .............. 56 Figura 4.4 – Índice FEC entre os alimentadores Afonso Botelho e Argentina .............. 57 Figura 4.5 – Índice FEC entre os alimentadores Afonso Botelho e Argentina .............. 57 Figura 4.6 – Índice FEC entre os alimentadores Afonso Botelho e Argentina .............. 58 Figura 4.7 – Índice FEC entre os alimentadores Afonso Botelho e Argentina .............. 58 Figura 4.8 – Índice FEC entre os alimentadores Afonso Botelho e Argentina .............. 59 Figura 4.9 – Estrutura da RDC danificada sem desligamento do circuito ..................... 60 Figura 4.10 – RDC com cabos em contato entre si sem o desligamento do circuito ..... 60 Figura 4.11 – Contribuição das causas no alimentador Afonso Botelho........................ 61 Figura 4.12 – Contribuição dos componentes no alimentador Afonso Botelho............. 62 Figura 4.13 – Principais tarefas em 2003 no alimentador Afonso Botelho.................... 63 Figura 4.14 – Principais tarefas em 2003 no alimentador Argentina ............................. 64 Figura 4.15 – Principais tarefas em 2004 no alimentador Afonso Botelho.................... 64 Figura 4.16 – Principais tarefas em 2004 no alimentador Argentina ............................. 65 Figura 4.17 – Principais tarefas em 2005 no alimentador Afonso Botelho.................... 65 Figura 4.18 – Principais tarefas em 2005 no alimentador Argentina ............................. 66 Figura 4.19 – Principais tarefas em 2006 no alimentador Afonso Botelho.................... 66 Figura 4.20 – Principais tarefas em 2006 no alimentador Argentina ............................. 67 Figura 4.21 – Custo total gasto em tarefas no alimentador Afonso Botelho.................. 68 Figura 4.22 – Custo total gasto em tarefas no alimentador Argentina ........................... 68 Figura 4.23 – Custo de podas entre os alimentadores Afonso Botelho e Argentina ...... 69 Figura 4.24 – Comparação de custo para tarefas entre alimentadores ........................... 70 Figura 4.25 –Materiais usados na manutenção em 2003: alim. Afonso Botelho ........... 71 Figura 4.26 –Materiais usados na manutenção em 2003: alim. Argentina..................... 71 Figura 4.27 –Materiais usados na manutenção em 2004: alim. Afonso Botelho ........... 72 Figura 4.28 –Materiais usados na manutenção em 2004: alim. Argentina..................... 72 Figura 4.29 –Materiais usados na manutenção em 2005: alim. Afonso Botelho ........... 73 Figura 4.30 –Materiais usados na manutenção em 2005: alim. Argentina..................... 73 Figura 4.31 –Materiais usados na manutenção em 2006: alim. Afonso Botelho ........... 74 Figura 4.32 –Materiais usados na manutenção em 2006: alim. Argentina..................... 74 Figura 4.33 – Comparação entre os alimentadores Afonso Botelho e Argentina .......... 75 Figura 4.34 – Comparação do custo de manutenção entre alimentadores...................... 76 Figura 4.35 – Comparação do custo por quilômetro para manutenção.......................... 77 Figura 4.36 – Representação da região atendida por RDC no alimentador Prado ......... 79 Figura 4.37 – Performance do alimentador Prado no período de 1993 a 2006 .............. 79 Figura 4.38 – Comparação entre os trechos do alimentador Prado ................................ 80 Figura 4.39 – Chaves do alimentador Prado utilizadas para análise do FEC................. 81 Figura 4.40 – Comparação entre alimentadores RDA e RDC: período 2001 a 2006..... 83
8
Figura 5.1 – Projeto da RDA composto por cabo nu 35 mm2 ........................................ 87 Figura 5.2 – Projeto da RDA composto por cabo nu 185 mm2 ...................................... 88 Figura 5.3 – Projeto da RDC composto por cabo protegido 35 mm2............................. 89 Figura 5.4 – Projeto da RDC composto por cabo protegido 185 mm2........................... 90 Figura 5.5 – Custo total para as tarefas dos projetos de RDA e RDC............................ 94 Figura 5.6 – RDA com cabo 35 mm2: Participação percentual dos materiais................ 96 Figura 5.7 – RDA com cabo 185 mm2: Participação percentual dos materiais.............. 99 Figura 5.8 – RDC com cabo 35 mm2: Participação percentual dos materiais.............. 100 Figura 5.9 – RDC com cabo 185 mm2: Participação percentual dos materiais............ 102 Figura 5.10 – Custo total para os materiais aplicados aos projetos de RDA e RDC.... 103 Figura 5.11 – Custo total para implantação dos projetos de RDA e RDC ................... 104 Figura 5.12 – Comparativo: Total de materiais e tarefas para as redes projetadas ...... 105 Figura 5.13 – Variação do custo final para as configurações de RDA e RDC............. 106
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LISTA DE TABELAS
Tabela 4.1 – Causas de interrupções .............................................................................. 45 Tabela 4.2 – Condições climáticas ................................................................................. 46 Tabela 4.3 – Componentes de redes de distribuição ...................................................... 47 Tabela 4.4 – Área específica........................................................................................... 48 Tabela 4.5 – Tipos de interrupção .................................................................................. 48 Tabela 4.6 – Índices DEC e FEC dos alimentadores Afonso Botelho e Argentina ....... 54 Tabela 4.7 – Índices DEC e FEC dos alimentadores Afonso Botelho e Argentina ....... 54 Tabela 4.8 – Índice FEC do alimentador Prado.............................................................. 78 Tabela 4.9 – Índices DEC e FEC do alimentador Estação Show................................... 82 Tabela 4.10 – Índices DEC e FEC do alimentador Shopping Curitiba .......................... 82 Tabela 4.11 – Índices DEC e FEC do alimentador Cristal Plaza ................................... 82 Tabela 5.3 – Relação de tarefas da RDA com cabo nu 185 mm2................................... 91 Tabela 5.1 – Simbologias utilizadas no projeto de RDA/RDC ...................................... 86 Tabela 5.2 – Relação de tarefas da RDA com cabo nu 35 mm2..................................... 91 Tabela 5.4 – Relação de tarefas da RDC com cabo protegido 35 mm2.......................... 92 Tabela 5.5 – Relação de tarefas da RDC com cabo protegido 185 mm2........................ 93 Tabela 5.6 – Relação de materiais da RDA com cabo nu 35 mm2................................. 95 Tabela 5.7 – Relação de materiais da RDA com cabo nu 185 mm2............................... 97 Tabela 5.8 – Relação de materiais da RDC com cabo protegido 35 mm2...................... 99 Tabela 5.9 – Relação de materiais da RDC com cabo protegido 185 mm2.................. 101 Tabela 5.10 – Custo em pu / quilômetro para as configurações de RDA e RDC......... 107
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LISTA DE SIGLAS
ANEEL - Agência nacional de energia elétrica
ANI - Análise de Interrupções
BT - Baixa tensão
CA - Cabo de alumínio
CAA - Cabo de alumínio com alma de aço
CCR - Cruzeta de concreto retangular
CF - Chave-fusível
CEMIG - Companhia energética de Minas Gerais
COPEL - Companhia paranaense de energia elétrica
DEC - Duração equivalente de interrupção por unidade consumidora
DIC - Duração de interrupção por unidade consumidora
DMIC - Duração máxima de interrupção por unidade consumidora
DNAEE - Departamento nacional de águas e energia elétrica
DOU - Diário oficial da união
DRC - Duração relativa da transgressão de tensão crítica
DRI - Número médio de defeitos
DRM - Número médio de defeitos manutenidos preventivamente
DRP - Duração relativa da transgressão de tensão precária
FEC - Freqüência equivalente de interrupção por unidade consumidora
FIC - Freqüência de interrupção individual por unidade consumidora ou por
ponto de conexão
GD - Gerência de distribuição
ICC - Índice de unidades consumidoras com tensão crítica
IP - Iluminação pública
ISD - Interrupções do sistema de distribuição
MIT - Manual de instrução técnica COPEL
MT - Média tensão
NBR - Norma brasileira
NTC - Norma técnica COPEL
PCH - Pequena central hidroelétrica
PR - Pára-raios
PU - Por unidade
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RA - Religador automático
RDA - Rede de distribuição aérea convencional
RDC - Rede de distribuição aérea compacta protegida
R$ - Valor monetário brasileiro (em Reais)
SDL - Superintendência de distribuição leste
SDN - Superintendência de distribuição noroeste
SDO - Superintendência de distribuição oeste
SDT - Superintendência de distribuição norte
SOD - Sistema de operação de distribuição
TFM - Taxa de falha por quilômetro de rede primária
INDIVIDUAL .................................................................................................. 42 3.3.2 VIOLAÇÃO DO PADRÃO DOS INDICADORES DE CONTINUIDADE DO
CONJUNTO..................................................................................................... 43 4. LEVANTAMENTO DE DADOS........................................................................ 44 4.1 CAUSAS DE INTERRUPÇÕES ..................................................................... 44 4.2 COMPONENTES ............................................................................................ 46 4.3 ESTUDO DE CASOS...................................................................................... 50 4.3.1 ESTUDO COMPARATIVO ENTRE OS ALIMENTADORES AFONSO
BOTELHO A ARGENTINA ........................................................................... 52 4.3.1.1 CARACTERÍSTICA DOS ALIMENTADORES............................................ 53 4.3.1.2 INDICADORES DE PEFORMANCE............................................................. 54 4.3.1.3 ÍNDICES DE MANUTENÇÃO ...................................................................... 63 4.3.2 ESTUDO COMPARATIVO DA PERFORMANCE DE REDE COMPACTA
PROTEGIDA EM ÁREAS DE VANDALISMO............................................ 77 4.3.2.1 CARACTERÍSTICAS DO ALIMENTADOR PRADO.................................. 77
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4.3.3 PERFORMANCE DE ALIMENTADORES COMPACTOS EM REDES ESPECIAIS ...................................................................................................... 81
5. COMPARATIVO ENTRE RDA E RDC ........................................................... 85 5.1 PROJETO......................................................................................................... 85 5.2 TAREFAS DO PROJETO ............................................................................... 91 5.3 MATERIAIS DO PROJETO ........................................................................... 95 5.4 CUSTO TOTAL DO PROJETO.................................................................... 104 6. CONCLUSÕES FINAIS .................................................................................... 108 REFERÊNCIAS ......................................................................................................... 110 APÊNDICE A ............................................................................................................. 112 A.1 ASPECTOS CONSTRUTIVOS DA RDA .................................................... 112 A.1.1 POSTES.......................................................................................................... 112 A.1.2 ISOLADORES ............................................................................................... 113 A.1.2.1 ISOLADOR PILAR ....................................................................................... 113 A.1.2.2 ISOLADOR DE ANCORAGEM................................................................... 113 A.1.3 PROTEÇÃO CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS ......................... 114 A.1.3.1 PÁRA-RAIOS................................................................................................ 114 A.1.4 ESTRUTURAS DE SUSTENTAÇÃO.......................................................... 115 A.1.4.1 CRUZETAS ................................................................................................... 115 A.1.5 ACESSÓRIOS................................................................................................ 116 A.1.5.1 LAÇOS PRÉ-FORMADOS........................................................................... 116 A.1.5.2 ALÇAS PRÉ-FORMADAS........................................................................... 116 A.1.5.3 CONECTORES.............................................................................................. 117 A.1.5.4 GRAMPO DE LINHA VIVA ........................................................................ 118 A.1.5.5 ADAPTADOR ESTRIBO.............................................................................. 118 A.1.6 CABOS........................................................................................................... 119 A.1.7 TIPOS DE ESTRUTURAS DA RDA............................................................ 119 A.1.7.1 ESTRUTURAS N3 ........................................................................................ 119 A.1.7.2 ESTRUTURAS N4 ........................................................................................ 120 A.1.7.3 ESTRUTURAS DN3 ..................................................................................... 120 A.1.7.4 ESTRUTURAS N4CF ................................................................................... 121 A.1.7.5 ESTRUTURAS N1 ........................................................................................ 121 A.1.7.6 ESTRUTURAS N1PR ................................................................................... 122 A.1.7.7 ESTRUTURAS N1TTPRCF.......................................................................... 122 A.1.7.8 AFASTAMENTOS MÍNIMOS NA ESTRUTURA...................................... 123 A.2 ASPECTOS CONSTRUTIVOS DA RDC..................................................... 123 A.2.1 POSTES.......................................................................................................... 123 A.2.2 ISOLADORES ............................................................................................... 124 A.2.2.1 ISOLADORES TIPO PINO INCORPORADO............................................. 124 A.2.3 PROTEÇÃO CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS ......................... 124 A.2.3.1 PÁRA-RAIOS................................................................................................ 124 A.2.4 ESTRUTURAS DE SUPORTAÇÃO ............................................................ 125 A.2.4.1 BRAÇO L....................................................................................................... 125 A.2.4.2 BRAÇO ANTI-BALANÇO........................................................................... 125 A.2.4.3 PERFIL U....................................................................................................... 126 A.2.4.4 SUPORTE C................................................................................................... 126 A.2.4.5 SUPORTE HORIZONTAL ........................................................................... 127 A.2.5 ACESSÓRIOS................................................................................................ 127 A.2.5.1 ESPAÇADORES............................................................................................ 127 A.2.5.2 COBERTURA PROTETORA ....................................................................... 129
Inicialmente utilizou-se como método de pesquisa, revisões bibliográficas de
livros, normas e artigos de revistas e internet, visando reunir conhecimentos aplicáveis à
metodologia de execução de montagens e construções de redes de distribuição aérea
convencional e compacta protegida.
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Também foi realizada uma coleta de dados para levantar os índices de DEC e
FEC assim como os de manutenção no banco de dados da COPEL.
1.6 ESTRUTURA DO TRABALHO
Este trabalho é constituído de seis capítulos e dois apêndices. O 1º Capítulo
apresenta a proposta da pesquisa. O 2º Capítulo é destinado à introdução teórica
abordando a manutenção e o aspecto ambiental das redes de distribuição convencional e
compacta protegida. O 3º Capítulo versa sobre os índices de continuidade exigidos pela
ANEEL. O 4° capítulo apresenta o levantamento dos dados referentes ao banco de
dados da COPEL quanto aos índices de interrupção de fornecimento de energia e de
manutenção de redes. O 5° Capítulo é destinado à elaboração do estudo comparativo
entre redes de distribuição hipotéticas. Por fim, o 6° Capítulo apresenta as conclusões
finais do projeto.
O Apêndice A contém a revisão bibliográfica e uma descrição sucinta das
normas aplicáveis à construção e montagem de redes de distribuição tipo convencional e
compacta protegida em MT. O Apêndice B versa sobre outros indicadores de qualidade
dos serviços das concessionárias de energia elétrica.
22
2. REDES DE DISTRIBUIÇÃO
2.1 REDES DE DISTRIBUIÇÃO CONVENCIONAL (RDA)
2.1.1 HISTÓRICO
A energia elétrica desde o início de sua utilização passou por um grande
desenvolvimento e, na atualidade, é a fonte de energia mais utilizada no mundo. Sua
principal vantagem está na facilidade com que é transportada e seu baixo custo. Como
exemplo de fonte de energia elétrica no Brasil existem as usinas hidroelétricas,
termoelétricas, nucleares, PCH’s e centrais eólicas, sendo que a maior parte da energia
elétrica é a gerada nas usinas hidroelétricas.
Após sua geração, a energia elétrica é levada aos centros consumidores através
de linhas de transmissão, que por fatores econômicos, normalmente são configuradas
em tensões muito elevadas. Após o rebaixamento dos níveis de tensão, o sistema de
distribuição constituído por uma extensa malha de equipamentos como cabos,
transformadores, chaves e postes, é o responsável por entregar a energia aos
consumidores (HISTÓRIA...,2006).
Os equipamentos, o transporte, a distribuição e a entrega desta energia, bem
como seus controles e serviços necessários para sua continuidade, constituem o
processo produtivo das empresas distribuidoras de energia elétrica. Esse processo tem
como finalidade, receber a energia elétrica em média tensão, numa estação
transformadora denominada subestação e distribuir essa energia numa tensão adequada
a cada tipo de utilização e necessidade dos seus consumidores. Incluindo-se aí a
comercialização deste produto e os serviços de manutenção e operação do sistema.
A energia elétrica geralmente é fornecida nas tensões de 230 kV, 138 kV ou
69 kV e entregue nas subestações das concessionárias, onde através de transformadores
é reduzida para a tensão de 13,8 kV ou 34,5 kV, passando a ser distribuída através das
redes de distribuição. Esta energia para ser utilizada pelos consumidores, deve
novamente ser rebaixada para o nível de 127 V, 220 V ou 380 V, o que é feito através
dos transformadores de distribuição (MOURA, 2002).
No Brasil, as redes de distribuição de energia elétrica são predominantemente
aéreas do tipo convencional (RDA). Este sistema é composto por cabos nus sobre
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isoladores fixos em cruzetas de concreto ou em cruzetas de madeira. Apesar de
apresentar menor custo para implantação, este sistema muitas vezes não apresenta boa
confiabilidade devido à sua fragilidade em relação ao meio ambiente. Conforme suas
características construtivas, esta topologia apresenta a necessidade de manutenção mais
intensa, principalmente no que se refere às podas de árvores.
Na RDA, o contato de árvores com os cabos, principalmente se estiverem
molhadas, inevitavelmente causará um curto-circuito e conseqüentemente a interrupção
do fornecimento de energia. Daí resulta a razão da poda drástica das árvores em torno
deste tipo de rede de distribuição.
Segundo Sardeto (1999), a partir de 1940 as empresas de energia elétrica dos
Estados Unidos experimentaram um rápido crescimento na demanda pelo fornecimento
de energia elétrica. Este rápido incremento levou à necessidade de expansão dos
sistemas de distribuição, o que ocorreu basicamente através de redes aéreas. Com o
crescimento dos sistemas a confiabilidade destes passou a ser um desafio para as
empresas, obrigando técnicos e engenheiros a concentrar esforços na busca da criação
de novos materiais ou configurações que oferecessem maior confiabilidade ao sistema e
conseqüentemente melhorasse a qualidade da energia entregue aos consumidores.
2.1.2 MANUTENÇÃO
Para a diminuição das interrupções e o aumento da confiabilidade do sistema são
necessárias inspeções e manutenções que atendam a requisitos legais e à segurança. Na
área de distribuição de energia, devem-se manter elevados os níveis de eficiência
refletidos em índices de disponibilidade, fazendo da manutenção uma das partes
indispensáveis do sistema.
Deseja-se que os resultados de um programa de manutenção executados em um
alimentador tragam benefícios ao sistema. Estes devem se refletir em termos de uma
significativa redução da freqüência de desligamentos e conseqüentemente da duração
das interrupções acidentais. Mas, o controle sobre os resultados depende,
fundamentalmente, dos resultados verificados em períodos anteriores, de forma que
possam ser comparados com os do período corrente, histórico de DEC, FEC e
desligamentos acidentais. (PLANEJAMENTO..., 1998)
24
Assim sendo, pode ser correlacionada com a evolução histórica dos principais
eventos, as características dos defeitos levantados pela inspeção, os gastos despendidos
na inspeção, a evolução da melhoria obtida e os custos envolvidos na manutenção.
O histórico levantado para cada um dos alimentadores, permite a conclusão da
eficácia dos serviços de inspeção e manutenção realizados. Este tipo de controle
possibilita a fundamentação de alternativas para a melhoria das condições operacionais,
ou a convivência com a qualidade constatada.
Para a manutenção das redes de distribuição as concessionárias de energia
elétrica dispõem de equipes qualificadas, prontas a atuar tanto em caráter preventivo
quanto emergencial. Além disto, visando a segurança dos eletricistas envolvidos, a
manutenção da RDA deve ser executada preferencialmente de forma desenergizada.
Mas, com a constante cobrança por parte do órgão regulamentador quanto aos índices
de continuidade do fornecimento de energia e à necessidade que alguns consumidores
possuem em não poderem privar-se do fornecimento de energia elétrica, obriga as
concessionárias a efetuar a manutenção com equipes de linha-viva.
Esta manutenção sem interrupção de fornecimento de energia elétrica aos
consumidores torna-se hoje uma necessidade, pois à medida que a demanda cresce, a
responsabilidade da empresa de distribuição de energia elétrica aumenta
proporcionalmente no sentido de garantir o fornecimento.
As equipes de linha viva através de treinamento específico e de equipamentos
especiais realizam a manutenção das redes de distribuição de forma segura e eficiente,
contribuindo para a continuidade do fornecimento de energia e, em conseqüência, a
melhora dos índices de continuidade determinados pela ANEEL.
2.1.2.1 MANUTENÇÃO PREVENTIVA
Na RDA a manutenção preventiva é muito importante para o bom
funcionamento do sistema. Este tipo de manutenção compreende inspeções visuais nos
diversos componentes da rede como isoladores, postes, cabos, chaves, pára-raios,
transformadores, entre outros. Existem equipes que utilizam alguns equipamentos mais
sofisticados como é o caso do termovisor, equipamento destinado à localização de
pontos na RDA que estão superaquecidos devido a eventuais sobrecargas ou contatos
que possuam problemas de oxidação ou aperto inadequado. Este equipamento identifica
o ponto problemático na RDA através da análise espectral oriunda da temperatura em
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que se encontra o componente e, por esta razão, dá-se preferência em se realizar este
tipo de inspeção à noite.
Após a inspeção visual da rede e a constatação do defeito em potencial, é
realizada a substituição parcial ou total da estrutura ou do equipamento. Destaca-se na
RDA problemas em isoladores e acessórios de ancoragem, relacionados ao desgaste
propiciado pelo atrito destes com os cabos.
Além destes, existem outros exemplos de problemas comuns neste tipo de rede
como transformadores superaquecidos devido a sobrecargas, cruzetas e postes de
madeira que em função do envelhecimento acabam apodrecendo, estais (estrutura de
sustentação mecânica da rede) sem a devida tração aplicada, chaves com vazamento de
óleo, vara ou manípulo de manobra danificado ou com elo-fusível indevido.
Mesmo que exista ainda alguma resistência por parte de algumas empresas em
relação à previsão de investimentos para a realização da manutenção preventiva, fica
evidente o benefício que esta propicia às concessionárias de energia, pois com sua
aplicação é possível a obtenção de menores gastos com ressarcimentos, além de
contribuir para a melhoria dos índices de interrupção do sistema.
2.1.2.2 MANUTENÇÃO CORRETIVA
A manutenção corretiva é efetuada sempre após a falha do equipamento ou
estrutura da RDA, o que ocasiona problemas quanto aos índices de confiabilidade
fiscalizados pelo órgão regulamentador. Devido a isto, o período compreendido entre a
falha e seu reparo deve ser o menor possível, pois provavelmente vários consumidores
estarão privados de energia elétrica ou, em alguns casos como o de cabo caído sobre o
solo, estruturas, árvores ou veículos, transeuntes podem estar correndo sérios perigos de
acidente com eletricidade.
Para que o atendimento seja o mais ágil possível, as equipes de manutenção
devem ser compostas por um número suficientemente adequado de elementos, receber
treinamento específico e estarem providas de todo o material necessário para a
intervenção, estando em condições adequadas ao seu manuseio.
A manutenção corretiva da RDA depara-se, principalmente, com problemas
relacionados ao rompimento de cabos em função de quedas de árvores, sobrecarga ou
oxidação, cruzetas e postes quebrados em função da incidência de ventos ou colisões de
veículos com a estrutura.
26
Existem outros exemplos de problemas comuns neste tipo de rede como
transformadores queimados devido às sobrecargas ou descargas atmosféricas, isoladores
e pára-raios danificados em função de descargas violentas ou por atos de vandalismo,
estais arrebentados e chaves danificadas devido à desgastes.
2.2 REDE AÉREA COMPACTA PROTEGIDA (RDC)
2.2.1 HISTÓRICO
Devido à fragilidade apresentada pela RDA frente aos fatores relacionados ao
meio ambiente, foi desenvolvido o sistema Spacer Cable com a finalidade de melhorar a
confiabilidade no fornecimento de energia elétrica.
A criação do Código de Defesa do consumidor (Lei Federal n° 8.078 de 11 de
setembro de 1990), que trata sobre os direitos dos consumidores quanto à qualidade e
continuidade do fornecimento de energia elétrica, levou as concessionárias de
distribuição de energia elétrica a necessidade de utilização de novas topologias em redes
de distribuição. No Brasil, a CEMIG foi a empresa pioneira na utilização deste tipo de
rede, construindo as primeiras redes aéreas de distribuição do tipo compacta protegida
(RDC) em 1991.
No Paraná, a COPEL iniciou os primeiros estudos para utilização desta
topologia de rede em 1993. No ano seguinte, Maringá, devido a sua grande área
arborizada, foi a primeira cidade do estado a utilizar a RDC.
De acordo com Sardeto (1999), ao ser a primeira cidade brasileira a contar com
100% das redes urbanas compactas protegidas em operação, Maringá tornou-se cidade
laboratório para a disseminação desta nova tecnologia para outras regiões do Paraná
como para outras concessionárias do país.
Em 1994 foi assinado um convênio entre a COPEL e alguns fabricantes de
materiais poliméricos existentes no Brasil. No ano de 1995, seis quilômetros de RDA do
alimentador denominado Getúlio Vargas, foram transformados para a configuração de
RDC. Este alimentador serviu como um laboratório de campo, com o intuito de avaliar
o grau de deterioração destes materiais antes e após a aplicação em campo
(LINERO, 2003).
27
A RDC apresenta maior segurança às pessoas com relação ao choque elétrico.
Isto ocorre devido ao menor número de pontos em contato com as estruturas que
possam tornar-se perigosos em caso de contato direto ou indireto, isto é, os cabos estão
normalmente afastados dos postes. Isto é exatamente o contrário do que ocorre na RDA
onde os cabos nus são apoiados sobre isoladores e com o rompimento acidental destes,
todo o poste passa a ser energizado. A figura 2.1 apresenta uma estrutura tipo C1
pertencente à configuração RDC que mostra a fixação dos cabos protegidos de modo
que fiquem afastados do poste.
CABOS PROTEGIDOS AFASTADOS DO POSTE
Figura 2.1 – Cabos protegidos afastados do poste
Fonte: Os autores
Esta configuração de rede de distribuição aérea é utilizada preferencialmente em
áreas com características urbanas densamente arborizadas, áreas com alto índice de
vandalismo ou em áreas cujo ambiente seja agressivo, nas tensões de 13,8 kV e de
34,5 kV. É composta de cabos de alumínio cobertos, apoiados em espaçadores
losangulares sustentados por cordoalha de fios de aço zincado (mensageiro) obtendo-se
assim uma configuração compacta da rede de média tensão. Estas características
buscam assegurar melhores condições técnicas e econômicas no fornecimento e na
qualidade do serviço da distribuição de energia elétrica.
Os padrões de montagem da RDC permitem uma convivência menos agressiva
entre a rede de distribuição de energia elétrica e a arborização assim como ilustra a
figura 2.2. Os condutores possuem cobertura protetora que permite eventuais toques
com galhos de árvores, dispostos de uma forma que o espaço destinado a sua passagem
28
fica reduzido. Ainda, a disposição dos cabos reduz substancialmente a poda de árvores
devido à diminuição da área a ser podada (SARDETO, 1999).
C
Figura 2.2 – Convivência entre a RDC
Fonte: Os auto
Porém, não devem ocorrer contatos perma
cabos a fim de se evitar abrasão localizada com
cobertura, que fatalmente ocasionará a interrupção
e em caso de persistência, incêndio na cobertura pr
A queda de galhos sobre a RDC e o cont
protegidos não ocasionam curtos-circuitos, desde
seja perfurada pelos galhos. A figura 2.3 mostra a
constante contato com os cabos protegidos da RD
circuito. Esta mesma situação não é admissível
causará o curto-circuito, provocando a atuação do
desligamento do circuito.
Embora a filosofia da RDC imponha q
compõem sejam protegidos dos eventuais toques
locais, estes deverão ser considerados nus para
autorizadas e qualificadas, quando da manutenção
as manutenções sejam feitas por equipes d
RD
e a arborização urbana
res
nentes das árvores na cobertura dos
conseqüente perfuração elétrica da
no fornecimento de energia elétrica,
otetora do cabo.
ato permanente destes com os cabos
que a capa protetora dos cabos não
presença de um galho de árvore em
C, sem que ocorra o desligamento do
na RDA onde o galho certamente
sistema de proteção e o conseqüente
ue os materiais condutores que a
dos galhos de árvores presentes nos
efeito de toque de pessoas, no caso
em redes energizadas. O ideal é que
e linha viva, evitando-se assim
29
desligamentos. Entretanto, algumas tarefas, devido ao alto risco, devem ser
obrigatoriamente executadas com a RDC desenergizada.
CABOS PROTEGIDOS
GALHO CAÍDO SOBRE OS CABOS DA RDC
Figura 2.3 – Queda de galho sobre cabos da RDC
Fonte: Os autores
2.2.2 MANUTENÇÃO
Assim como nas redes de distribuição do tipo convencional, na RDC também
são realizadas manutenções preventivas, corretivas e com equipes de linha viva através
de treinamento específico e de equipamentos especiais, visando sempre a segurança, a
eficiência, a contribuição para a continuidade do fornecimento de energia e a melhoria
dos índices de continuidade delimitados pela ANEEL.
Neste caso os equipamentos protetores utilizados para a cobertura dos cabos nus
na RDA, em trabalhos com a rede energizada, são também utilizados na RDC, uma vez
que seus cabos protegidos são considerados como se fossem nus para o efeito de toque
dos eletricistas. (PROCEDIMENTOS DE MANUTENÇÃO..., 1998).
2.2.2.1 MANUTENÇÃO PREVENTIVA
A manutenção preventiva na RDC compreende, além das podas, inspeções
visuais em seus diversos componentes como isoladores, postes, cabos, chaves, pára-
raios, transformadores, entre outros. Principal atenção é dispensada para o estado da
proteção dos cabos, das capas protetoras dos conectores e buchas de transformadores,
onde é comum a formação de oxidações inconvenientes às instalações.
30
2.2.2.2 MANUTENÇÃO CORRETIVA
Para a manutenção da RDC é indispensável que as equipes de manutenção
estejam preparadas para atuarem. Assim como na RDA, as equipes devem ser
compostas por um número suficientemente adequado de elementos, receber treinamento
específico e estarem providas de todo o material necessário para a intervenção, estando
em condições adequadas ao seu manuseio.
A manutenção corretiva da RDC depara-se, principalmente, com problemas de
fixação dos cabos nos isoladores losangulares cuja danificação é causada pela ação dos
ventos, quedas de galhos de árvores e ressecamento do próprio material.
2.3 ASPECTOS AMBIENTAIS
Conforme Sardeto (1999), as árvores desempenham simultaneamente várias
funções essenciais à vida humana, melhorando notadamente as condições do meio
ambiente, principalmente nas áreas urbanas. Nestas áreas a temperatura ambiente é
significativamente maior que na área rural devido o efeito da irradiação do calor
absorvido pelos prédios e pelo asfalto, pela diminuição da ventilação provocada pelas
barreiras artificiais que são as edificações e ainda, pela emissão de poluentes e de calor
emitidos pelos veículos.
Dentre os inúmeros benefícios originados pela presença das árvores, além da
função decorativa, deve-se ressaltar os seguintes aspectos:
- sombreamento, devido à absorção de parte dos raios solares;
- diminuição da poluição sonora;
- proteção contra ventos;
- purificação do ar através do fornecimento de oxigênio;
- abrigo para a fauna urbana;
- melhores aspectos visuais, agradáveis à visão humana.
As árvores são inseridas no ambiente urbano, normalmente quando as ruas,
construções e outras estruturas urbanas já estão presentes, enfim, quando o espaço já
está praticamente ocupado. Assim seu tronco divide com veículos mal estacionados e
pedestres o já reduzido espaço compreendido pelas calçadas e passeios. Na parte aérea,
a concorrência com marquises, redes de distribuição de energia elétrica, telefonia, TV e
iluminação pública termina com a inevitável mutilação de suas copas.
31
De acordo com Sardeto (1999), na RDA os cabos nus quando energizados
apresentam uma diferença de potencial em relação à terra e quando tocados por
qualquer objeto não isolado, ocorre uma fuga de corrente à terra. Devido a isto, torna-se
difícil a convivência entre a arborização urbana e as redes aéreas de distribuição de
energia elétrica, pois sempre que galhos tocam um cabo nu, ocorre um curto-circuito
entre fases ou entre fase e terra, levando ao desligamento do circuito ou até mesmo de
todo alimentador pela ação do sistema de proteção instalado ao longo das redes de
distribuição e nas subestações. Além das interrupções ocasionadas pelo toque de galhos
nos cabos da RDA, impulsionados pela ação dos ventos, interrupções freqüentes
também ocorrem devido à queda de galhos ou mesmo de árvores inteiras sobre tais
redes.
Muitas vezes na ocorrência dos curtos-circuitos ocorre o rompimento dos cabos,
caindo sobre as árvores, calçadas, ruas, avenidas e veículos estacionados ao longo
destas, colocando em risco a vida das pessoas que eventualmente estejam passando por
estes pontos. A presença dos galhos das árvores tocando os cabos da RDA provoca, na
maioria das vezes, curtos-circuitos que ocasionam muitos danos em equipamentos das
concessionárias tais como:
- transformadores;
- chaves;
- capacitores;
- cabos.
Para as concessionárias ocorre a elevação dos custos operacionais e de
manutenção e ainda uma grande incidência de solicitações de ressarcimento de danos
provocados em equipamentos de consumidores. Para estes, mesmo que os danos sejam
indenizados pelas concessionárias, ocorrem prejuízos devido à indisponibilidade de seus
equipamentos.
A poda da arborização urbana, quando sua manutenção não é acompanhada ou
mal planejada, causa dificuldades adicionais:
- na operação das redes de distribuição, principalmente nos períodos noturnos,
colocando inclusive em risco os eletricistas que estão trabalhando.
- na localização dos defeitos gerados pelos desligamentos dos alimentadores
resultantes da atuação dos equipamentos de proteção.
- nas ampliações das redes de distribuição de energia elétrica e melhorias no sistema
de iluminação pública.
32
- na maior quantidade de indenizações provocadas por solicitações de danos causados
em equipamentos e utensílios dos consumidores.
Entende-se como poda o ato de cortar os ramos ou galhos das árvores, evitando
o contato dos mesmos com as redes energizadas que possam colocar em risco a
integridade de pessoas, animais, instalações e a operacionalidade do sistema elétrico
(SARDETO, 1999).
As podas tipo V possuem como objetivo eliminar os ramos que estejam
interferindo com a RDA e prejudicando a iluminação pública. Estes ramos são podados
com vistas a garantir as distâncias mínimas de segurança em relação aos cabos nus. Em
conseqüência, o que era para ser uma poda emergencial e não habitual, passou a ser
desenvolvida sistematicamente pelas concessionárias levando na maioria dos casos no
desequilíbrio e mutilação da arborização urbana situada sob a rede de distribuição,
principalmente quando se faz este tipo de poda. Na figura 2.4, com o auxílio gráfico, é
apresentada uma árvore que sofreu a poda tipo V.
Figura 2.4 – Árvores com poda tipo V
Fonte: Os autores
33
Um importante aspecto a ser levado em consideração na arborização urbana é o
exorbitante gasto despendido pelas concessionárias de distribuição de energia elétrica
com as podas de manutenção para liberação dos cabos, a diminuição dos riscos de
acidentes e os cortes de energia (SARDETO, 1999).
De acordo com Sardeto (1999), com a utilização da RDC a copa das árvores é
preservada, pois geralmente não há necessidade de se realizar a poda em V. Outra
vantagem é a formação de túneis verdes, por onde passam os cabos da rede compacta
protegida, pois apresentam dimensões reduzidas e acabam por beneficiar a arborização
urbana. Com isto, o gasto das concessionárias de distribuição de energia elétrica com as
podas de manutenção para liberação dos cabos e a diminuição dos riscos de acidentes e
cortes de energia passa a ser reduzido.
Devido à configuração das estruturas da RDC e a utilização dos cabos com
camada protetora em XLPE, consegue-se reduzir as distâncias de segurança ao redor
dos cabos quando comparados à RDA, reduzindo-se assim a área de poda das árvores
(PROCEDIMENTOS DE PODA..., 2006).
Da mesma forma, para as concessionárias ocorre a diminuição dos custos
operacionais, de manutenção e da incidência de solicitações de ressarcimento de danos
provocados em equipamentos de consumidores.
34
3. ÍNDICES DE QUALIDADE
3.1 HISTÓRICO
O setor elétrico vem passando por várias mudanças estruturais, tais como,
desverticalização das empresas de energia elétrica, reestruturação e desregulamentação
de modo a permitir a competição nos diversos segmentos do setor. Essas mudanças
ocorrem em muitos países, e tiveram seu início na década de 70 através do governo de
Margaret Tacher na Inglaterra, que defendia a redução da presença do estado na
economia. (DIAS, 2002)
Segundo Theotônio (1999), a idéia de competição se baseia na tese de que as
empresas atingem maiores níveis de eficiência quanto mais estejam submetidas à
concorrência. A proposta de reestruturação da Inglaterra estava fundamentada na idéia
de que o mercado poderia atender melhor aos consumidores se os agentes atuassem
livremente cabendo ao estado regular o comportamento destes agentes. A privatização
iniciou-se em 1990 e a geração, a transmissão, a distribuição e a comercialização de
eletricidade foram estruturadas como atividades econômicas independentes.
Na Noruega, em 1991 foi publicada a nova lei sobre energia, estabelecendo um
agente de regulação, cujo objetivo era estabelecer regras específicas, para equacionar os
inúmeros problemas da indústria, especialmente no que se refere à confiabilidade,
qualidade, preços e eficiência de fornecimento aos consumidores. Estes problemas
estariam relacionados ao baixo retorno dos investimentos, a uma preocupação com a
garantia do fornecimento aos consumidores dentro de padrões internacionais de
qualidade e a acomodação das empresas que operavam no mercado.
No Chile, a reforma do setor elétrico teve como principal objetivo a criação de
condições para privatização, sem, contudo, abandonar a noção de serviço público. Seu
início em 1982 se deu através da reestruturação financeira das empresas estatais,
introduzindo mudanças progressivas na regulamentação do mercado, buscando a
viabilização e a operação de um novo modelo. Os elementos centrais da reforma se
resumem na desverticalização parcial das empresas, com separação contábil das
atividades de geração e transmissão, das atividades de distribuição, a introdução de
concorrência coordenada na geração e a participação dos consumidores no
financiamento da expansão, através de empréstimos compulsórios reembolsáveis como
35
consumo futuro de energia e abertura das redes de transporte para todos os agentes do
mercado, que passam a pagar pedágio para uso da rede. A reforma chilena inclui ainda
um novo regime tarifário baseado nos custos de oportunidade dos fatores de produção, a
segmentação do mercado consumidor em parcela concorrencial e outra cativa e a
substituição do planejamento centralizado pelo indicativo. (THEOTÔNIO, 1999)
Por outro lado, na Argentina a reforma do setor elétrico foi inspirada no modelo
inglês, sendo impulsionada pela crise energética vivida no final dos anos 80. O governo
vinha perdendo em competitividade e as indústrias corriam o risco de parar por falta de
energia. Desta maneira ocorreu a privatização do setor elétrico, petroleiro e de gás,
cabendo ao estado a desregulamentação destes setores. (THEOTÔNIO, 1999)
No Brasil, as mudanças foram impulsionadas pela crise financeira do estado, e
pelos problemas de endividamento das empresas resultantes da inflação e de uma
administração pública ineficiente. Isto comprometia diretamente o alcance das diretrizes
energéticas nacionais até meados da década de 90. Além destes fatores, o aumento da
força política de grandes consumidores para a redução de tarifas e a forte influência de
empreiteiros sobre o plano de obras das concessionárias, contribuíram para o início do
processo de privatização das empresas concessionárias de energia elétrica.
Assim, o sistema elétrico brasileiro passou a ser composto por empresas estatais,
privadas e cooperativas regionais na área de distribuição de energia elétrica, onde a
sofisticação do mercado consumidor exige constantemente, padrões cada vez mais
elevados de qualidade, no sentido de otimizar a utilização da energia elétrica na geração
de riqueza, conforto e lazer.
Segundo Moura (2002), o cenário elétrico brasileiro constituído por um modelo
predominantemente estatal, regulado inteiramente pelo Estado que tem a propriedade
dos ativos, controla a operação do sistema elétrico, regula preços e serviços e impõe um
planejamento determinativo, passa para um modelo que contempla a livre competição
entre as empresas concessionárias de energia elétrica, num ambiente regulado pela
Agencia Nacional de Energia Elétrica (ANEEL).
A partir da privatização das empresas estatais, foram assinados contratos de
concessão com a ANEEL, que através da resolução N° 24 de 27 de janeiro de 2000,
estabelece as disposições relativas à continuidade da distribuição de energia elétrica às
unidades consumidoras. É de competência da ANEEL regular, estimular a melhoria do
serviço prestado e zelar, direta ou indiretamente, pela boa qualidade e continuidade da
distribuição de energia elétrica.
36
Através de contribuições de órgãos de defesa do consumidor, de conselhos de
consumidores, de consumidores, de associações de distribuidores de energia elétrica e
de concessionárias de serviço público de energia elétrica, foi estabelecido um conjunto
de exigências, obrigações, procedimentos, indicadores de natureza técnica e comercial,
além das penalidades, com o objetivo de assegurar a qualidade e continuidade dos
serviços prestados por essas empresas aos consumidores. A legislação passou a
estabelecer limites diferenciados para cada uma das empresas concessionárias,
baseando-se em seus históricos, visando preservar e/ou aumentar a qualidade do
fornecimento existente antes das privatizações (DIAS, 2002).
As empresas do setor elétrico, através da assinatura de contratos de concessão,
estão comprometidas a assumir todas as regras relacionadas à sistemática de controle de
qualidade do fornecimento de energia elétrica, nele dispostas. Este controle de
qualidade está sendo supervisionado, avaliado e controlado em etapas sucessivas,
considerando indicadores e padrões individuais e coletivos, sendo que, a violação dos
padrões individuais associados a cada unidade consumidora ou ponto de conexão, pode
gerar penalidades para as concessionárias em favor dos consumidores, da mesma forma
que a violação de padrões coletivos, que expressam os valores vinculados a conjuntos
de unidades consumidoras, acarreta recolhimentos ao órgão regulador.
De acordo com Moura (2002), a geração desses indicadores envolve uma
abrangente coleta de dados através de variáveis que geram tais indicadores. Estes são
características mensuráveis de produtos, serviços, processos e operações utilizadas pela
empresa para avaliar e melhorar o seu desempenho e acompanhar a sua evolução. Assim
pode-se definir estes indicadores como sendo relações matemáticas que expressam ou
mensuram o desempenho da empresa.
Os principais indicadores utilizados pelas empresas de energia elétrica são
definidos no contrato de concessão assinado com a ANEEL, que define padrões que se
não atingidos, penalizarão a concessionária com pesadas multas.
A concessionária de distribuição deverá apurar os indicadores de continuidade
considerando as interrupções com duração maior ou igual a três minutos. Estes
indicadores deverão ser apurados por meio de procedimentos auditáveis e que
contemplem desde o nível de coleta de dados das interrupções até a transformação
desses dados em indicadores.
As interrupções ocorridas nas redes de distribuição de energia elétrica, o número
de consumidores atingidos, a duração de cada interrupção e a quantidade de
37
interrupções ocorridas nos conjuntos de consumidores, são fontes de alimentação dos
indicadores.
De acordo com a Portaria DNAEE – Departamento Nacional de Águas e Energia
Elétrica n.º 163/93, a qualidade do fornecimento de energia pode ser avaliada através de
quatro atributos: a disponibilidade, a conformidade, a restaurabilidade e a flexibilidade.
A disponibilidade pode ser conceituada como a capacidade do sistema elétrico
em fornecer energia na quantidade desejada pelos consumidores e sem interrupção. Face
à abrangência deste conceito, é considerado somente o aspecto relativo à continuidade.
Por outro lado, a conformidade pode ser traduzida como a capacidade do sistema
elétrico em fornecer aos seus consumidores energia com tensão adequada e freqüência
isenta de distorções e flutuações harmônicas.
Já a restaurabilidade pode ser interpretada como a capacidade associada ao
sistema elétrico, quando interrompido seu fornecimento, de restaurar rapidamente o
fornecimento de energia elétrica, minimizando o tempo de interrupção.
A flexibilidade representa a capacidade que o sistema elétrico tem em assimilar
mudanças em sua estrutura ou configuração.
Na sistemática de supervisão da qualidade são contemplados enfoques sobre a
continuidade do fornecimento, a qualidade do atendimento comercial (aspectos e
relacionamento do consumidor com a área comercial da empresa), conformidade
(aspectos relacionados à tensão de fornecimento), as perdas de energia elétrica, a
satisfação do consumidor e a segurança dos serviços prestados (OLESKOVICZ, 2004).
Uma empresa distribuidora de energia elétrica tem como seu principal objetivo o
fornecimento adequado de energia elétrica, ou seja, na tensão que o consumidor
necessita, sem oscilações e com continuidade neste fornecimento. Para atender estas
necessidades de seu mercado, o gerenciamento estratégico da empresa contempla a
manutenção preventiva de suas redes e os equipamentos, a adequação e expansão de
suas redes elétricas para atender novas demandas. Para a execução dessas atividades
mencionadas, além da necessidade de canalização de grande volume de recursos
financeiros para a manutenção preventiva das redes e equipamentos, existe a
necessidade de priorizar os locais onde estes recursos deverão ser aplicados
(MOURA, 2002).
O consumidor tem o direito de solicitar à concessionária a apuração dos
indicadores DIC e FIC a qualquer tempo. A partir de março de 2006, as concessionárias
passaram a informar na fatura de energia elétrica de todas as unidades consumidoras,
38
sobre o direito do consumidor em receber uma compensação quando ocorrer violação
dos padrões de continuidade individuais, relativos à unidade consumidora de sua
responsabilidade.
A concessionária de distribuição deverá dispor de sistemas ou mecanismos de
atendimento emergencial, acessíveis aos consumidores, para que os mesmos apresentem
suas reclamações quanto a problemas relacionados ao serviço de distribuição de energia
elétrica. Para este atendimento um serviço de atendimento telefônico gratuito deve estar
disponível todos os dias, vinte e quatro horas por dia.
Os consumidores afetados pelos desligamentos programados devem ser avisados
sobre as interrupções no fornecimento de energia elétrica, em conformidade com a
resolução N° 24, de 27 de janeiro de 2000, da ANEEL. Sendo assim, as concessionárias
deverão avisar a todos os consumidores da respectiva área de concessão sobre as
interrupções programadas, informando a data da interrupção, horário de início e
término, segundo a seguinte classificação:
- unidades consumidoras atendidas em tensão superior a 1 kV e inferior a 230 kV, com
demanda contratada igual ou superior a 500 kW: os consumidores deverão receber o
aviso por meio de documento escrito e personalizado, com antecedência mínima de
cinco dias úteis em relação à data da interrupção;
- unidades consumidoras atendidas em tensão inferior a 69 kV e que prestem serviço
essencial: estas deverão receber o aviso por meio de documento escrito e personalizado,
com antecedência mínima de cinco dias úteis em relação à data da interrupção;
- consumidores atendidos em tensão igual ou inferior a 1 kV e que exerçam atividade
comercial ou industrial: estes deverão receber o aviso por meio de documento escrito e
personalizado, com antecedência mínima de três dias úteis em relação à data da
interrupção, desde que efetuem o cadastro da unidade consumidora na concessionária;
- outras unidades consumidoras: os consumidores deverão ser avisados por meios
eficazes de comunicação de massa ou por meio de documento escrito e personalizado,
informando a abrangência geográfica, com antecedência mínima de 72 horas em relação
ao horário de início da interrupção (PLANEJAMENTO..., 1998).
Conforme apresentado no IX Simpósio de Especialistas em Planejamento da
Operação e Expansão Elétrica, as metas aplicadas pela ANEEL foram determinadas por
Tanure (2000), que reuniu os dados de 4135 conjuntos de 56 concessionárias de todo
o Brasil. Todas as cinco variáveis utilizadas na revisão dos critérios para agrupamentos
39
de conjuntos consumidores foram determinadas de forma que as concessionárias de
energia elétrica tivessem condições de fornecê-las sem maiores complicações. São elas:
- extensão da rede aérea primária;
- potência instalada;
- número de unidades consumidoras;
- consumo médio mensal;
- área de atendimento.
3.2 INDICADORES
3.2.1 DEC
Este indicador exprime o intervalo de tempo que, em média, cada consumidor do
universo avaliado privou-se do fornecimento de energia elétrica, no período de
observação, considerando-se as interrupções maiores ou iguais a três minutos, conforme
demonstra a equação (3.1).
Cs
itiCaDEC
N
i∑ =×
= 1)()(
(3.1)
Sendo:
DEC - Duração equivalente por consumidor, expresso em horas;
Ca(i) - Número de consumidores por universo considerado, atingidos na
interrupção i;
t(i) - Tempo de duração da interrupção i, expresso em horas;
(i) - Número da interrupção considerada, variando de 1 a N, sendo N o número
de interrupções ocorridas;
Cs - Número total de consumidores do universo considerado.
A coleta e apuração desse indicador estão definidas pela ANEEL, através da
resolução n.º 24 de 27 de janeiro de 2000.
40
3.2.2 FEC
Significa o número de interrupções que, em média, cada consumidor do conjunto
considerado sofreu no período de observação, considerando-se as interrupções maiores
ou iguais a três minutos, conforme demonstra a equação (3.2).
Cs
iCaFEC
N
i∑ == 1)(
(3.2)
Sendo:
FEC - Freqüência equivalente de interrupções por consumidor;
Ca(i) - Número de consumidores do universo considerado atingidos na interrupção;
(i) - Número da interrupção considerada, variando de 1 a N, sendo N o número
de interrupções ocorridas;
Cs - Número total de consumidores do universo considerado.
A coleta e apuração desse indicador estão definidas pela ANEEL, através da
resolução n.º 24 de 27 de janeiro de 2000.
Na apuração destes indicadores, deverão ser consideradas todas as interrupções
que atingirem as unidades consumidoras com a exceção de falhas nas instalações da
unidade consumidora que não provoque interrupção em instalações de terceiros,
interrupções decorrentes de obras de interesse exclusivo do consumidor e que atinja
somente o mesmo e interrupção em situação de emergência.
3.2.3 DIC
Consiste no intervalo de tempo em que um determinado consumidor privou-se
do fornecimento de energia elétrica, no período de observação, considerando-se as
interrupções maiores ou iguais a três minutos, conforme demonstra a equação (3.3).
∑ ==
N
iitDIC
1)( (3.3)
Sendo:
DIC - Duração das interrupções do consumidor considerado, expresso em horas;
t(i) - Tempo de duração da interrupção i, expresso em horas;
41
(i) - Número da interrupção considerada, variando de 1 a N, sendo N o número
de interrupções ocorridas;
N - Número de interrupções do consumidor considerado.
A coleta e apuração desse indicador estão definidas pela ANEEL, através da
resolução n.º 24 de 27 de janeiro de 2000.
3.2.4 FIC
Exprime o número de interrupções ocorridas para um determinado consumidor,
no período de observação, considerando-se as interrupções maiores ou iguais a três
minutos, conforme demonstra a equação (3.4).
NFIC = (3.4)
Sendo:
FIC - Freqüência das interrupções do consumidor considerado;
N - Número de interrupções do consumidor considerado.
A coleta e apuração desse indicador estão definidas pela ANEEL, através da
resolução n.º 24 de 27 de janeiro de 2000.
Conforme Evaldo (2002), o intervalo de tempo entre o início e o fim da
contabilização das interrupções de fornecimento de energia elétrica dos consumidores
de um determinado universo define o período de apuração dos indicadores DEC, FEC,
DIC e FIC. Constata-se ainda que o indicador DEC resume-se na média dos valores de
DIC e que o indicador FEC equipara-se à média dos valores de FIC.
3.2.5 DMIC
Exprime a duração máxima de interrupção contínua, ou seja, o maior tempo
contínuo de interrupção ocorrido para um determinado consumidor, conforme
demonstra a equação (3.5).
.)( máxitDMIC = (3.5)
42
Sendo:
DMIC - Duração máxima das interrupções por unidade consumidora;
t(i)máx. - Valor correspondente ao tempo de máxima duração de interrupção (i),
no período de apuração, verificada na unidade consumidora.
A coleta e apuração desse indicador estão definidas pela ANEEL, através da
resolução n.º 24 de 27 de janeiro de 2000.
3.3 VIOLAÇÃO DOS PADRÕES DE CONTINUIDADE
A violação dos padrões de continuidade está classificada em duas possíveis
categorias, sendo elas a violação de padrão do indicador de continuidade individual e a
violação de padrão do indicador de continuidade de conjunto.
3.3.1 VIOLAÇÃO DE PADRÃO DO INDICADOR DE CONTINUIDADE
INDIVIDUAL
A violação de padrão do indicador de continuidade individual é obtida em
relação ao período de apuração (mensal, trimestral ou anual). Sua penalidade é a
compensação ao consumidor do valor a ser creditado na fatura de energia elétrica no
mês subseqüente à apuração. A equação (3.6), (3.7) e (3.8) demonstram as formas de
penalidade (DIÁRIO..., 2006).
Para o DIC:
keiCMDICpDICpDICvVALOR ××⎟⎟
⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−=
7301 (3.6)
Para o DMIC:
keiCMDMICpDMICpDMICvVALOR ××⎟⎟
⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−=
7301 (3.7)
Para o FIC:
keiCMFICpFICpFICvVALOR ××⎟⎟
⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−=
7301 (3.8)
43
Sendo:
DICv - Duração de interrupção por unidade consumidora;
DICp - Padrão de continuidade estabelecido no período considerado para o
indicador de duração de interrupção por unidade consumidora;
DMICv - Duração máxima de interrupção contínua por unidade consumidora;
DMICp - Padrão de continuidade estabelecido no período considerado para o
indicador de duração máxima de interrupção contínua por unidade
consumidora;
FICv - Frequência de interrupção por unidade consumidora;
FICp - Padrão de continuidade estabelecido no período considerado para o
indicador de frequência de interrupção por unidade consumidora;
CM - Média aritmética dos valores líquidos das faturas de energia elétrica;
730 - Número médio de horas no mês;
kei - Coeficiente de majoração.
3.3.2 VIOLAÇÃO DO PADRÃO DOS INDICADORES DE CONTINUIDADE
DO CONJUNTO
A violação de padrão do indicador de continuidade de conjunto está associada ao
descumprimento das disposições regulamentares ou contratuais relativas ao nível de
qualidade dos serviços de energia elétrica DEC e/ou FEC. Sua penalidade é o
pagamento de multas conforme estabelecido na resolução normativa N° 63, de 12 de
maio de 2004, ou de suas eventuais atualizações (DIÁRIO..., 2006).
44
4. LEVANTAMENTO DE DADOS
4.1 CAUSAS DE INTERRUPÇÕES
Entende-se por falha o término da capacidade de um componente de
desempenhar sua função, sendo que o aparecimento de uma falha ocasiona um
desligamento imediato. Por outro lado um defeito refere-se a toda alteração física ou
química, no estado de um componente, mas não a ponto de causar o término da
capacidade em desempenhar sua função (TERMINOLOGIA DO..., 1997).
Sendo assim, nas interrupções ocorridas num sistema de distribuição de energia
elétrica, sempre se procura atribuir uma ou mais causas para a ocorrência. A equipe de
manutenção após localizar a falha ou defeito, deve sempre informar o local, a natureza e
a intensidade dos danos. Com base nestas informações, verifica-se a necessidade de
solicitar reforço ao atendimento ou determinar que a própria equipe execute a
manutenção. Particularmente em vendavais, havendo desligamento de um alimentador,
deve-se considerar que poderá haver mais de uma falha, portanto, deverá ser
inspecionado todo o alimentador.
Este procedimento é necessário para que se possa analisar o que ocorre com a
rede ao longo do tempo e o que se pode fazer para melhorar seu desempenho e reduzir
suas falhas ou defeitos. Tais atribuições estão diretamente relacionadas com o ocorrido,
pois quase sempre nas situações de interrupção a identificação das causas não é
evidente, isto é, não se consegue ter uma noção exata do ocorrido.
Logo, busca-se identificar aquilo que é mais provável de ter ocorrido, como
descargas atmosféricas em caso de temporais, galhos encostando à rede em dias de
vendavais ou outros fatores imprevistos como o de calamidade pública. Por outro lado,
existem causas de interrupção que são evidentes como os casos da erosão do terreno ou
o alagamento do mesmo, abalroamentos de veículos em postes, atos de vandalismo
efetuados nas estruturas e corrosão de equipamentos, sendo esta última em particular às
áreas litorâneas ou outros locais onde o ambiente é agressivo.
45
Na tabela 4.1, é apresentado alguns dos tipos de causas possíveis consideradas
pela COPEL em caso de interrupção no fornecimento de energia elétrica do seu sistema
de distribuição, divididos em grupos segundo características próprias.
Tabela 4.1 – Causas de interrupções
Fonte: COPEL, Sistema ISD
MEIO AMBIENTE TERCEIROS Animais / Insetos / Pássaros Abalroamento de veículos Galhos tocando a rede Acidente de terceiros Corrosão / Oxidação / Poluição Objetos estranhos lançados na rede Descarga atmosférica Obras civis Erosão Vandalismo / Furtos Geada / Baixa Temperatura / Granizo Queimadas / Incêndio Cascas / Galhos lançados na rede FALHA/DEFEITO DE
COMPONENTE Inundação / Alagamento / Banhado Componente avariado / desregulado Vento / Vendaval Falha ou defeito de fabricação Fatores Imprevistos-Calamidade pública Ponto quente
PRÓPRIAS DO SISTEMA Falha de RA / Disjuntor Falha humana da empresa OUTRAS Falha humana contratada Erro de processamento Desequilíbrio de carga / tensão Inspeção ou manut. de equipe de
emergência Manobras Balanceamento de circuito Manutenção corretiva Remanejamento de Transformador Manutenção preventiva Coordenação da Proteção Melhorias e/ou ampliações Solicitação de terceiros
CONSUMIDOR Acomp. de veículo com carga alta Defeito instalação interna do consumidor Ligar / Desligar / Religar Várias reclamações na área Substituir / Retirada / Instalação
As condições climáticas também são classificadas para que a identificação da
causa de cada problema seja feita da forma mais adequada possível. Muitas interrupções
são causadas por características peculiares de cada condição climática, como é o caso de
descargas atmosféricas e vendavais quase sempre presentes em dias chuvosos.
Por outro lado em dias normais podem ocorrer abalroamentos de veículos junto
aos postes, ou objetos estranhos lançados na rede através de atos de vandalismo. A
tabela 4.2 mostra tal classificação adotada pela COPEL.
46
Tabela 4.2 – Condições climáticas
Fonte: COPEL, Sistema ISD
CONDICOES CLIMÁTICAS Normal Chuvoso Chuvoso Com Vento Calamidades
4.2 COMPONENTES
Associados às causas atribuídas às interrupções, estão os chamados
componentes, sendo estes os próprios equipamentos que compõe a rede de distribuição.
Assim, após a identificação das causas, é necessário conhecer quais componentes da
rede estão envolvidos na situação para que seja possível tomar algumas decisões como o
da troca de tal componente ou sua reparação. Muitas vezes este tipo de avaliação leva a
empresa optar pela substituição do modelo do equipamento ou do seu fornecedor.
Componentes avariados pela ação da atmosfera presente, por atos de vandalismo
ou pelo simples desgaste devido à sua utilização são responsáveis por desligamentos
indesejáveis à manutenção dos índices de fornecimento de energia. Podem inclusive, em
alguns casos, causar acidentes envolvendo terceiros e bens materiais como é o caso de
cabos caídos sobre veículos, solo ou estruturas, por exemplo. Devido a isto, é de suma
importância para o bom desempenho dos índices de continuidade, que todos os
componentes das redes de distribuição recebam o tratamento adequado em sua
instalação e manutenção, que suas características sejam bem conhecidas pelas equipes
de manutenção e que seu desempenho no sistema seja constantemente monitorado.
47
Os componentes da rede de distribuição são classificados em grupos com
características semelhantes. A tabela 4.3 mostra tal classificação adotada pela COPEL.
Tabela 4.3 – Componentes de redes de distribuição
Fonte: COPEL, Sistema ISD
ACESSÓRIOS CHAVES Alça pré-formada Chave a óleo Amarração Chave by-pass Aterramento Chave fusível Adaptador de estribo Chave seccionadora Emenda pré-formada Elo fusível tipo olhal (mola desligadora) Espaçador de BT Chave fusível tipo repetidora Espaçador de MT Atuação do RA Luva de emenda Atuação do elo-fusível Mufla CONDUTOR Pára-raios condutor de MT Elo-fusível condutor de BT
CONEXÕES Condutor de MT rompido Conector à compressão Jumper Conector tipo split-bolt (parafuso) Condutor de BT rompido Conexão charruada (emenda) EQUIPAMENTOS Conector paralelo (tapit) Banco de capacitores Grampo de linha viva Transformador de corrente Cruzamento aéreo Regulador de tensão Conector cunha Transformador de potencial
TRANSFORMADOR Religador Automático Barramento (cabo Isolado de saída) Chave reversora Automática Transformador de distribuição ESTRUTURA Terminais de MT Cruzeta Transformador queimado Poste Terminais de BT Isolador
ILUMINAÇÃO PÚBLICA Braço de luminária Lâmpada Luminária Reator / Ignitor de iluminação pública Relé fotoelétrico Conexão Condutor Iluminação pública Base para relé
48
As redes de distribuição são classificadas de modo com que sua denominação
caracterize a área específica em que se encontra. A tabela 4.4 mostra como esta
classificação é abordada na COPEL.
Tabela 4.4 – Área específica
Fonte: COPEL, Sistema ISD
ÁREA ESPECÍFICA Rede urbana Rede subterrânea Iluminação pública Rede rural Local de risco / Invasão Ilhas
Quanto à interrupção do fornecimento de energia elétrica deve-se destacar que
desligamento e interrupção são coisas distintas.
Desligamento é o estado que se segue à abertura de dispositivos instalados nos
circuitos elétricos, interrompendo a continuidade elétrica de uma instalação. Um
desligamento pode ser acompanhado ou não de uma interrupção no fornecimento de
energia elétrica, o que dependerá do tipo de configuração do sistema elétrico.
(TERMINOLOGIA DO..., 1997)
Por outro lado, interrupção é a descontinuidade da tensão disponível em
qualquer uma das fases de um circuito elétrico que atende uma unidade consumidora
(TERMINOLOGIA DO..., 1997). Quanto aos tipos de interrupção do fornecimento de
energia elétrica, são definidos três tipos, conforme apresentados na tabela 4.5.
Tabela 4.5 – Tipos de interrupção
Fonte: COPEL, Sistema ISD
TIPOS DE INTERRUPÇÃO Acidental Programada Voluntária
A interrupção do tipo acidental é aquela em que não há como prevení-la, pois,
como sua própria denominação indica, ocorre de forma acidental através de terceiros, de
condições climáticas desfavoráveis e por atos de vandalismo. Esta interrupção ocorre
49
através da atuação dos equipamentos de proteção devido à falhas ou defeitos no circuito
(TERMINOLOGIA DO..., 1997).
As interrupções programadas são aquelas executadas em função de manobras
necessárias na rede de distribuição para o atendimento a consumidores ou em casos de
emergência e obras. Este tipo de interrupção é feito de forma planejada pelas
concessionárias, através de um programa preestabelecido e mediante comunicação
prévia aos consumidores, devendo ser realizadas no menor número possível, a fim de se
manter os índices de continuidade em patamares desejáveis segundo as exigências
da ANEEL. Devido a este fato, as equipes de linha-viva ocupam um papel cada vez
mais acentuado na intervenção em redes de distribuição, sejam elas RDA ou RDC
(TERMINOLOGIA DO..., 1997).
As interrupções do tipo voluntárias caracterizam-se por atos de emergência em
ocasiões que necessitem o desligamento imediato de uma instalação por interferência
manual. Porém, este tipo de operação deverá ser realizado sempre por pessoas
habilitadas ao trabalho em redes de distribuição, munidas de equipamento próprio e em
condições de uso satisfatórias (TERMINOLOGIA DO..., 1997).
50
4.3 ESTUDO DE CASOS
A fiscalização das concessionárias, por parte da ANEEL, está baseada nos
índices definidos como DEC e FEC, sendo que o DEC representa a capacidade do
efetivo de restabelecer falhas ocorridas no sistema e o FEC, a qualidade do sistema, sua
eficiência no funcionamento em regime permanente, sujeito a todas as adversidades.
Desta forma, neste trabalho, torna-se prioritário o estudo focalizado no
indicador FEC. Com o intuito de verificar a performance da RDA e da RDC, adotou-se
como base de dados àqueles encontrados nos aplicativos ISD, SOD e ANI, utilizados
diariamente pela COPEL para o acompanhamento da qualidade do seu sistema de
distribuição.
As concessionárias possuem como referência de performance outro índice
denominado como taxa de falha, caracterizado pela quantidade de falhas/interrupções
por quilômetro.
A análise de continuidade dos alimentadores, embora seja extratificada em
vários níveis de informações relacionados abaixo, está focada nos itens destacados
em negrito. Isto ocorre desta maneira porque estes itens destacados representam,
segundo análise do grupo, a performance efetiva de um alimentador:
Localidade:
• SDC – Superintendência Centro
SDL – Superintendência Leste
• SDN – Superintendência Noroeste
• SDO – Superintendência Oeste
• SDT – Superintendência Norte
Período analisado:
2001 a 2006
Característica do alimentador:
Industrial
Não industrial
51
Origem da interrupção:
Própria
Cascata
Área elétrica:
• Transmissão
Distribuição
Média Tensão
• Baixa Tensão
Tipo de interrupção
Abalroamento
• Abertura durante a operação de outra chave
Acidente de terceiros
• Acompanhamento de veículo com carga alta
• Atendimento emergencial a consumidores
Animais, insetos e pássaros
Árvores caídas na rede
• Atendimento não efetuado
• Auxílio a outras equipes
• Balanceamento/Remanejamento de circuitos
Cascas / Galhos lançados na rede
Componente avariado / desregulado
• Coordenação da proteção
Corrosão / Oxidação / Poluição
• Corte de carga
• Defeito instalação interna do consumidor
Descarga atmosférica
• Desequilíbrio de carga / tensão
• Erosão
• Falhas em equipamentos de operação ou humana
52
4.3.1 ESTUDO COMPARATIVO ENTRE OS ALIMENTADORES AFONSO
BOTELHO A ARGENTINA
Para tornar possível o estudo comparativo entre as duas configurações de rede de
distribuição, RDA e RDC, foram analisados 24 alimentadores em duas subestações
distintas da cidade de Curitiba, sendo elas Santa Quitéria e Batel.
A região, na qual situam-se estas subestações, apresenta arborização, motivo
inicial da implantação da RDC em redes urbanas de distribuição. Este fator, aliado à
existência dos dois tipos de rede RDA e RDC na região e a facilidade de visitação para
o desenvolvimento do estudo, foram determinantes para a execução do mesmo. Isto é
essencial, pois a proposta de análise baseia-se na similaridade entre os alimentadores,
seja na região arborizada, seja na quantidade de consumidores e extensão dos
alimentadores.
Sendo assim, foram estudados para o comparativo, os alimentadores Argentina e
Afonso Botelho, oriundos da subestação Batel, pois o primeiro apresenta características
predominantes da RDA e o segundo apresenta característica mista, isto é, possui trechos
com características da RDA e trechos com características da RDC. O número de
consumidores atendidos por ambos os alimentadores são muito próximos, assim como é
similar a dimensão de suas extensões.
Um grande problema encontrado inicialmente foi o fato de não existir, em
Curitiba, alimentadores que possuam características exclusivas da RDC e que atendam
diversos consumidores em toda sua extensão, exceto alimentadores expressos utilizados
para atendimento exclusivo de Shoppings Centers da cidade, que apenas a título de
informação serão mencionados neste estudo.
Porém, o fato da inclusão de trechos com características da RDC em
alimentadores que possuem características predominantes da RDA possibilitam uma
melhora considerável em sua performance quanto aos índices de continuidade do
fornecimento de energia elétrica.
53
A figura 4.1 apresenta os diagramas unifilares dos alimentadores Argentina e
Afonso Botelho.
Regeião atendidaem RDC
Região de abrangência do Alim. Argentina
Figura 4.1 – Áreas de abrangência dos alimentadores
Fonte: COPEL, Sistema WebG
4.3.1.1 CARACTERÍSTICA DOS ALIMENTADORE
- AFONSO BOTELHO
Alimentador composto de 12,7 km de rede de dis
e 3,1 km de rede compacta protegida (RDC), sendo esta
totalidade, atendendo 4092 consumidores através de 85 tr
tensão, 13,8 kV-220/127 V.
- ARGENTINA
Alimentador composto de 9,7 km de rede de dist
atendendo 4785 consumidores através de 99 tran
tensão, 13,8 kV-220/127 V.
Região de abrangência do Alim. Afonso Botelho
Afonso Botelho e Argentina
EO
S
tribuição convencional (RDA)
no equivalente de 24% da sua
ansformadores abaixadores de
ribuição convencional (RDA),
sformadores abaixadores de
54
4.3.1.2 INDICADORES DE PEFORMANCE
Através dos índices de continuidade pode-se conhecer a performance de cada
alimentador. A tabela 4.6 apresenta a comparação dos índices de performance, referidos
a média tensão (MT), entre os alimentadores Afonso Botelho (RDA e RDC) e Argentina
(RDA), no período entre os anos de 2001 e 2006.
Os dados são coletados considerando ocorrências na média e baixa tensão, não
existe uma separação destes dados para o nível de causas e componentes. Desta forma, a
tabela 4.7 também inclui defeitos e falhas na BT e será tomada como referência para
todo estudo desenvolvido.
Tabela 4.6 – Índices DEC e FEC dos alimentadores Afonso Botelho e Argentina
Fonte: COPEL, adaptado do Sistema ISD
ALIMENTADOR ANO CONS. km DEC FEC Afonso Botelho 3.542 6,7 0,39 0,89
Figura 4.40 – Comparação entre alimentadores RDA e RDC: período 2001 a 2006
Fonte: COPEL, adaptado do Sistema ISD
Neste capítulo foram apresentados os parâmetros referenciais para a análise de
continuidade que são: as causas de interrupções e os componentes avariados. Uma vez
coletados e ordenados permitiram a apresentação de um estudo real de casos
envolvendo os alimentadores Afonso Botelho e Argentina. O fato de estarem expostos
às mesmas intempéries e apresentarem similaridade quanto ao número de consumidores
e sua extensão, permitiram que fossem feitas algumas constatações de performance de
continuidade e custos de manutenção, já que apresentam arquiteturas diferentes.
84
Também pôde se demonstrar que o uso de redes compactas em áreas
vandalizadas permite uma diminuição nos desligamentos acidentais, bem como uma
maior robustez no sistema elétrico de distribuição.
Por fim, apresentou-se uma alternativa para consumidores do tipo: shoppings
centers e hospitais, que quando utilizada a rede compacta para o atendimento destas
cargas, minimizam o tempo de descontinuidade do fornecimento de energia elétrica,
fator este de suma importância para este tipo de prestação de serviços.
85
5. COMPARATIVO ENTRE RDA E RDC
5.1 PROJETO
A elaboração de um projeto de rede de distribuição exige experiência,
conhecimento de materiais e equipamentos utilizados na execução de uma obra. O
estudo de esforços mecânicos possui o mesmo grau de importância que o
dimensionamento elétrico da rede. Cada tipo de material empregado possui um peso e
conseqüentemente sujeitará as estruturas a variados esforços, necessitando assim um
dimensionamento correto.
Para que sejam possíveis a comparação técnica e econômica entre redes de
distribuição convencional (RDA) e rede de distribuição compacta protegida (RDC) é
necessária a elaboração de um projeto que contemple as características de ambas
as redes.
Com a planta baixa do arruamento pertencente ao condomínio existente,
projetou-se o trajeto da rede de distribuição em média tensão posicionando os postes e
os transformadores. Para o levantamento dos materiais de uma RDA e de uma RDC
foram elaborados quatro projetos com o mesmo traçado, alterando apenas a bitola do
cabo condutor e os respectivos postes em função da tração apresentada pelos cabos. As
figuras 5.1 a 5.4 ilustram as diferentes construções para cabos nus e protegidos.
86
Para o auxílio na interpretação do projeto é apresentada a tabela 5.1, que possui
de forma sucinta as simbologias utilizadas em cada configuração de projeto e suas
respectivas descrições.
Tabela 5.1 – Simbologias utilizadas no projeto de RDA/RDC
Fonte: COPEL, adaptado do Sistema GD-PRO
SIMBOLOGIA DESCRIÇÃO
Poste seção duplo T, D150 daN/10,5 m
Poste seção duplo T, B600 daN/12,0 m
Poste seção duplo T, B1000 daN/12,0 m
Poste seção duplo T, B2000 daN/12,0 m
Chave-fusível 15 kV
Pàra-raios 15 kV
Aterramento
Transformador
Cabo de MT
87
RDA PROJETADA
Figura 5.1 – Projeto da RDA composto por cabo nu 35 mm2
Fonte: Os autores
88
RDA PROJETADA
Figura 5.2 – Projeto da RDA composto por cabo nu 185 mm2
Fonte: Os autores
89
RDC PROJETADA
Figura 5.3 – Projeto da RDC composto por cabo protegido 35 mm2
Fonte: Os autores
90
RDC PROJETADA
Figura 5.4 – Projeto da RDC composto por cabo protegido 185 mm2
Fonte: Os autores
91
5.2 TAREFAS DO PROJETO
Para o custo das obras considerou-se novamente que 1 US corresponde à 1 pu e
tomou-se como valor monetário base R$ 18,11, correspondente à US relativa ao ano de
2006 / 2007. O custo das obras basicamente compõe-se de valores referentes à mão-de-
obra e materiais. O valor da mão-de-obra representa os custos relacionados com as
pessoas envolvidas na obra. A tabela 5.2 e 5.3 apresentam as tarefas, ou mão-de-obra,
referentes à construção da RDA com os cabos de seção 35 mm2 e 185mm2.
Tabela 5.2 – Relação de tarefas da RDA com cabo nu 35 mm2
Fonte: COPEL, adaptado do Sistema GD-OBRAS
N° Descrição Unid Quant pu Unit pu Total 1 Amarração de cabos em MT un 19 0,27 5,13 2 Aterramento temporário p/ proteção coletiva un 3 1,01 3,03 3 Execução cava em terra até 600 daN / 12 m un 7 2,19 15,33 4 Fornecimento de cartucho un 27 0,23 6,21 5 Instalação de cadeia de isoladores de disco un 12 0,33 3,96 6 Instalação de chave-fusível un 9 0,91 8,19 7 Instalação de cruzeta un 13 0,84 10,92 8 Instalação de haste de aterramento un 6 1,77 10,62 9 Instalação de isolador pilar un 24 0,44 10,56 10 Instalação de pára-raios un 6 0,86 5,16 11 Instalação de protetor de bucha un 6 0,14 0,84 12 Instalação de transformador trifásico 13,8 kV un 2 4,73 9,46 13 Lançamento de cabo em MT até 35 mm2 km 0,96 15,41 14,79 14 Levantamento de poste até 1000 daN / 12 m un 7 6,48 45,36 15 Ligação de cabos em MT un 54 0,31 16,74 16 Locação de estrutura em RDU un 7 1,3 9,10 17 Transporte de material até a obra km 5,89 1 5,89 18 Transporte de poste até a obra km 21,74 1 21,74
Tabela 5.3 – Relação de tarefas da RDA com cabo nu 185 mm2
Fonte: COPEL, adaptado do Sistema GD-OBRAS
N° Descrição Unid Quant pu Unit pu Total 1 Amarração de cabos em MT un 19 0,27 5,13 2 Aterramento temporário p/ proteção coletiva un 3 1,01 3,03 3 Execução cava em terra até 600 daN / 12 m un 7 2,19 15,33 4 Fornecimento de cartucho un 30 0,23 6,90 5 Instalação de cadeia de isoladores de disco un 12 0,33 3,96 6 Instalação de chave-fusível un 9 0,91 8,19 7 Instalação de cruzeta un 13 0,84 10,92
92
8 Instalação de haste de aterramento un 6 1,77 10,62 9 Instalação de isolador pilar un 24 0,44 10,56 10 Instalação de pára-raios un 6 0,86 5,16 11 Instalação de protetor de bucha un 6 0,14 0,84 12 Instalação de transformador trifásico 13,8 kV un 2 4,73 9,46 13 Lançamento de cabo em MT até 185 mm2 km 0,96 42,76 41,05 14 Levantamento de poste até 1000 daN / 12 m un 7 6,48 45,36 15 Ligação de cabos em MT un 54 0,31 16,74 16 Locação de estrutura em RDU un 7 1,3 9,10 17 Transporte de material até a obra km 10,38 1 10,38 18 Transporte de poste até a obra km 36,76 1 36,76
A tabela 5.4 apresenta as tarefas, referentes à construção da RDC com
cabo protegido 35 mm2 e na tabela 5.5 estão relacionadas às tarefas referentes à
construção da RDC com cabo protegido 185 mm2.
Tabela 5.4 – Relação de tarefas da RDC com cabo protegido 35 mm2
Fonte: COPEL, adaptado do Sistema GD-OBRAS
N° Descrição Unid Quant pu Unit pu Total 1 Amarração de cabos em MT un 4 0,27 1,08 2 Armação com porca-olhal un 8 0,39 3,12 3 Aterramento temporário p/ proteção coletiva un 3 1,01 3,03 4 Cruzeta metálica un 7 0,92 6,44 5 Execução cava em terra até 600 daN / 12 m un 7 2,19 15,33 6 Fixação de cordoalha em suporte tipo L un 3 0,12 0,36 7 Fornecimento de cartucho un 25 0,23 5,75 8 Instalação de braço antibalanço un 3 1,52 4,56 9 Instalação de cadeia de isoladores de disco un 24 0,33 7,92 10 Instalação de chave-fusível un 9 0,91 8,19 11 Instalação de cruzeta un 5 0,84 4,20 12 Instalação de espaçador losangular un 56 0,87 48,72 13 Instalação de haste de aterramento un 6 1,77 10,62 14 Instalação de isolador pilar un 4 0,44 1,76 15 Instalação de pára-raios un 6 0,86 5,16 16 Instalação de protetor de bucha un 6 0,14 0,84 17 Instalação de suporte tipo L un 3 0,86 2,58 18 Instalação de transformador trifásico 13,8 kV un 2 4,73 9,46 19 Lançamento de cabo protegido 35 mm2 km 0,96 30 28,80 20 Lançamento de cordoalha em aço 6,4 mm km 0,32 25,65 8,21 21 Levantamento de poste até 1000 daN / 12 m un 7 6,48 45,36 22 Ligação de cabo protegido 35 mm2 un 21 1 21,00 23 Ligação de cabos em MT un 34 0,31 10,54
93
24 Locação de estrutura em RDU un 7 1,3 9,10 25 Transporte de material até a obra km 7,76 1 7,76 26 Transporte de poste até a obra km 26,62 1 26,62
Tabela 5.5 – Relação de tarefas da RDC com cabo protegido 185 mm2
Fonte: COPEL, adaptado do Sistema GD-OBRAS
N° Descrição Unid Quant pu Unit pu Total 1 Amarração de cabos em MT un 4 0,27 1,08 2 Armação com porca-olhal un 8 0,39 3,12 3 Aterramento temporário p/ proteção coletiva un 3 1,01 3,03 4 Cruzeta metálica un 7 0,92 6,44 5 Execução cava em terra até 600 daN / 12 m un 7 2,19 15,33 6 Fixação de cordoalha em suporte tipo L un 3 0,12 0,36 7 Fornecimento de cartucho un 25 0,23 5,75 8 Instalação de braço antibalanço un 3 1,52 4,56 9 Instalação de cadeia de isoladores de disco un 24 0,33 7,92 10 Instalação de chave-fusível un 9 0,91 8,19 11 Instalação de cruzeta un 5 0,84 4,20 12 Instalação de espaçador losangular un 56 0,87 48,72 13 Instalação de haste de aterramento un 6 1,77 10,62 14 Instalação de isolador pilar un 4 0,44 1,76 15 Instalação de pára-raios un 6 0,86 5,16 16 Instalação de protetor de bucha un 6 0,14 0,84 17 Instalação de suporte tipo L un 3 0,86 2,58 18 Instalação de transformador trifásico 13,8 kV un 2 4,73 9,46 19 Lançamento de cabo protegido 185 mm2 km 0,96 45,1 43,30 20 Lançamento de cordoalha em aço 6,4 mm km 0,32 25,65 8,21 21 Levantamento poste acima 1000 daN / 12 m un 7 12,31 86,17 22 Ligação de cabo protegido acima de 35 mm2 un 21 1,5 31,50 23 Ligação de cabos em MT un 34 0,31 10,54 24 Locação de estrutura em RDU un 7 1,3 9,10 25 Transporte de material até a obra km 10,92 1 10,92 26 Transporte de poste até a obra km 53,54 1 53,54
Assim como no projeto anterior de RDA, para a execução do mesmo projeto
configurado no sistema da RDC, são utilizadas basicamente as mesmas tarefas. A
diferença é que nesta configuração se faz necessário executar também o lançamento e a
fixação das cordoalhas, a fixação dos suportes tipo L, a fixação dos espaçadores
verticais em todos os vãos assim como a instalação dos braços anti-balanço.
Estas tarefas adicionais solicitadas pela configuração da RDC contribuem para
que o custo total da obra seja maior quando comparado com o custo necessário para
94
execução de uma RDA. A figura 5.5 apresenta graficamente os custos totais das tarefas
necessárias à elaboração dos projetos de RDA e RDC.
TOTAL TAREFAS
392,39
203,03
296,51
248,80
0,00
50,00
100,00
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00C
AB
O N
U35
mm
2
CA
BO
PR
OTE
GID
O35
mm
2
CA
BO
NU
185m
m2
CA
BO
PR
OTE
GID
O18
5mm
2
CABO UTILIZADO
VAL
OR
TO
TAL
(pu)
Figura 5.5 – Custo total para as tarefas dos projetos de RDA e RDC
Fonte: COPEL, adaptado do Sistema GD-OBRAS
As razões pelas quais algumas tarefas se destacam pelo seu custo elevado na
execução de uma RDA são praticamente as mesmas apontadas para a execução de
uma RDC. Porém, deve-se levar em consideração que na RDC são necessárias as tarefas
adicionais anteriormente comentadas.
É necessário também compreender que tarefas como levantamento de postes e
cava para os mesmos possuem o mesmo valor unitário e variam apenas em função da
quantidade e do tipo do poste utilizado. O custo no transporte de materiais e poste até a
obra varia também de acordo com a quantidade dos mesmos a ser transportada, em
função de seus pesos.
Por outro lado, justifica-se o custo mais elevado para ligação de cabos em MT
na RDC quando em comparação à RDA devido ao fato de que na RDC o trabalho é
mais lento e detalhado em função da capa protetora dos cabos. Se esta for danificada de
alguma forma, com o passar do tempo a capa protetora pode sofrer ressecamento e a
95
danificação do cabo pode tornar-se ainda maior, deixando pontos do cabo
desprotegidos.
5.3 MATERIAIS DO PROJETO
Para a composição final do custo da execução de uma rede de distribuição, é
necessário também se conhecer os gastos com os materiais aplicados em cada
configuração. A tabela 5.6 apresenta a relação de materiais utilizados na RDA com cabo
nu de seção nominal 35 mm2.
Tabela 5.6 – Relação de materiais da RDA com cabo nu 35 mm2
Fonte: COPEL, adaptado do Sistema GD-OBRAS
N° Descrição Unid Quant pu Unit pu Total 1 Alça pré-formada para cabo 35 mm2 un 24 0,05 1,20 2 Arruela quadrada un 79 0,01 0,79 3 Cabo de alumínio nu 35 mm2 kg 117,46 0,72 84,57 4 Cabo de cobre protegido 16 mm2 / 15 kV m 48 0,21 10,08 5 Chave-fusível 15 kV un 9 4,32 38,88 6 Conector cunha para cabo 35 mm2 un 9 0,95 8,55 7 Conector cunha tipo III un 6 0,07 0,42 8 Conector de linha-viva 25 a 95 mm2 un 15 0,88 13,20 9 Conector terminal de compressão 16 mm2 un 24 0,29 6,96 10 Conector terminal de compressão 35 mm2 un 3 0,2 0,60 11 Cruzeta de concreto retangular 250 daN un 14 1,88 26,32 12 Elo-fusível 500mm, 3A tipo H un 9 0,09 0,81 13 Estribo derivação para cabo 35 mm2 un 12 0,52 6,24 14 Fio de aço-cobre 16 mm2 kg 17,48 1,05 18,35 15 Fio de alumínio coberto para amarração m 1,5 0,11 0,17 16 Fio de amarração 16 mm2 kg 0,17 0,73 0,12 17 Gancho-olhal un 9 0,17 1,53 18 Haste de aterramento em aço-cobre 16 mm2 un 6 1,09 6,54 19 Isolador ancoragem bastão polim. 13,8 kV un 12 2,71 32,52 20 Isolador tipo pilar 15 kV un 24 2,35 56,40 21 Laço de topo para cabo 35 mm2 un 16 0,03 0,48 22 Manilha-sapatilha un 12 0,29 3,48 23 Mão francesa plana 619 mm un 28 0,29 8,12 24 Parafuso cabeça abaulada 45 mm un 12 0,05 0,60 25 Parafuso cabeça quadrada 125 mm un 26 0,08 2,08 26 Parafuso cabeça quadrada 150 mm un 6 0,13 0,78 27 Parafuso cabeça quadrada 200 mm un 8 0,1 0,80 28 Parafuso cabeça quadrada 250 mm un 9 0,11 0,99 29 Parafuso cabeça quadrada 300 mm un 8 0,13 1,04
96
30 Parafuso cabeça quadrada 350 mm un 3 0,21 0,63 31 Parafuso cabeça quadrada 550 mm un 6 0,26 1,56 32 Pára-raios polimérico 15 kV un 6 5,58 33,48 33 Pino auto-travante 140 mm un 24 0,16 3,84 34 Pó para solda exotérmica 32 g un 6 0,11 0,66 35 Porca-olhal un 9 0,12 1,08 36 Poste duplo T tipo B / 600 / 12 m un 7 37,73 264,11 37 Protetor de bucha de transformador 15 kV un 6 0,34 2,04 38 Suporte para transformador 195 x 100 mm un 4 2,74 10,96 39 Suporte tipo L p/ chave-fusível e pára-raio un 15 0,59 8,85 40 Transformador trifásico 45 kVA / 13,2 kV un 2 214 428,00
A figura 5.6 representa graficamente o percentual equivalente à cada material
para a composição final do custo da obra de uma RDA executada com cabo nu 35 mm2.
RDA - CABO UTILIZADO: NU 35mm2
OUTROS MAT.123,5511%
CABO84,578%
CF + PR72,367%
CRUZETA + ISOLADORES115,2411%
POSTES264,1124%
TRANSFORMADORES428,0039%
ccc
Figura 5.6 – RDA com cabo 35 mm2: Participação percentual dos materiais
Fonte: COPEL, adaptado do Sistema GD-OBRAS
Percebe-se que na composição total do custo de materiais alguns destes
destacam-se possuindo um custo elevado quando comparado a outros como é o caso da
chave-fusível, postes, transformadores e cabo. Especificamente para o caso estudado, o
97
material que apresentou o valor mais elevado foi o transformador de potência 45 kVA
com custo igual a 428 pu, considerando-se dois transformadores aplicados no projeto.
Contudo, se o projeto possuísse maior extensão, da ordem de alguns
quilômetros, caso aplicado aos alimentadores especiais ou expressos que atendem
cargas isoladas, o cabo e os postes seriam os materiais que apresentariam maior custo.
Isto não ocorreu porque o presente projeto além de possuir extensão reduzida é aplicado
para atender vários consumidores, caracterizando uma rede de distribuição urbana.
Aplicando cabos de maior bitola, ou seja, cabos 185 mm2 ao invés de
cabos 35 mm2 neste mesmo projeto, obtiveram-se custos superiores. Como este cabo
possui maior peso e conseqüentemente maior tração, os postes tipo B600 / 10,5 m foram
substituídos por postes tipo B-1,5 / 1000 / 12 m, mais reforçados e mais caros, porém
este fato não foi determinante para o aumento do custo de materiais para este projeto
uma vez que a quantidade de equipamentos como chave-fusível, pára-raios e
transformadores foram os mesmos. A tabela 5.7 apresenta a relação de materiais
referentes à construção da RDA com cabo nu 185 mm2.
Tabela 5.7 – Relação de materiais da RDA com cabo nu 185 mm2
Fonte: COPEL, adaptado do Sistema GD-OBRAS
N° Descrição Unid Quant pu Unit pu Total 1 Alça pré-formada para cabo 185 mm2 un 12 0,33 3,96 2 Arruela quadrada un 86 0,01 0,86 3 Cabo de alumínio nu 185 mm2 kg 598,46 0,56 335,14 4 Cabo de cobre protegido 16mm2 / 15 kV m 48 0,21 10,08 5 Chave-fusível 15 kV un 9 4,32 38,88 6 Conector cunha 185 mm2 un 9 1,52 13,68 7 Conector cunha tipo III un 6 0,07 0,42 8 Conector de linha-viva 25 a 95 mm2 un 15 0,88 13,20 9 Conector terminal compressão 185 mm2 un 3 0,61 1,83 10 Conector terminal de compressão 16 mm2 un 24 0,29 6,96 11 Cruzeta de concreto retangular 250 daN un 14 1,88 26,32 12 Elo-fusível 500mm, 3A tipo H un 9 0,09 0,81 13 Estribo derivação p/ cabo 185 mm2 un 12 0,7 8,40 14 Fio de aço-cobre 16 mm2 kg 17,48 1,05 18,35 15 Fio de alumínio coberto para amarração m 1,5 0,11 0,17 16 Fio de amarração 16 mm2 kg 0,17 0,73 0,12 17 Gancho-olhal un 9 0,17 1,53 18 Haste de aterramento em aço-cobre 16 mm2 un 6 1,09 6,54 19 Isolador ancoragem bastão polim. 13,8 kV un 12 2,71 32,52
98
20 Isolador tipo pilar 15 kV un 24 2,35 56,40 21 Laço de topo para cabo 185 mm2 un 28 0,06 1,68 22 Manilha-sapatilha un 12 0,29 3,48 23 Mão francesa plana 619 mm un 28 0,29 8,12 24 Parafuso cabeça abaulada 45 mm un 16 0,05 0,80 25 Parafuso cabeça quadrada 125 mm un 28 0,08 2,24 26 Parafuso cabeça quadrada 150 mm un 6 0,13 0,78 27 Parafuso cabeça quadrada 200 mm un 9 0,1 0,90 28 Parafuso cabeça quadrada 250 mm un 10 0,11 1,10 29 Parafuso cabeça quadrada 300 mm un 9 0,13 1,17 30 Parafuso cabeça quadrada 350 mm un 4 0,21 0,84 31 Parafuso cabeça quadrada 550 mm un 6 0,26 1,56 32 Pára-raios polimérico 15 kV un 6 5,58 33,48 33 Pino auto-travante 140 mm un 24 0,16 3,84 34 Pó para solda exotérmica 32 g un 6 0,11 0,66 35 Porca-olhal un 9 0,12 1,08 36 Poste duplo T tipo B-1,5 / 1000 / 12 m un 7 53,44 374,08 37 Protetor de bucha de transformador 15 kV un 6 0,34 2,04 38 Suporte para transformador 195 x 100 mm un 4 2,74 10,96 39 Suporte tipo L p/ chave-fusível e pára-raio un 15 0,59 8,85 40 Transformador trifásico 45 kVA / 13,2 kV un 2 214 428,00
A figura 5.7 representa o percentual equivalente de cada material para a
composição final do custo da obra de uma RDA executada com cabo nu 185 mm2.
RDA - CABO UTILIZADO: NU 185mm2
OUTROS MAT.137,01
9%
CABO335,1423%
CRUZETA + ISOLADORES115,24
8%
CF + PR72,365%POSTES
374,0826%
TRANSFORMADORES428,0029%
c
99
Figura 5.7 – RDA com cabo 185 mm2: Participação percentual dos materiais
Fonte: COPEL, adaptado do Sistema GD-OBRAS
A tabela 5.8 apresenta a relação de materiais referentes à construção da RDC
com cabo protegido 35 mm2.
Tabela 5.8 – Relação de materiais da RDC com cabo protegido 35 mm2
Fonte: COPEL, adaptado do Sistema GD-OBRAS
N° Descrição Unid Quant pu Unit pu Total 1 Alça de estai 6,4 mm2 un 8 0,07 0,56 2 Arruela quadrada un 62 0,01 0,62 3 Braço anti-balanço com espaçador, 15 kV un 3 0,68 2,04 4 Braço tipo L para rede compacta un 3 1,07 3,21 5 Cabo de alumínio coberto 35 mm2 / 15 kV m 1260 0,18 226,80 6 Cabo de cobre protegido 16 mm2 /15 kV m 39 0,21 8,19 7 Chave-fusível 15 kV un 9 4,32 38,88 8 Cobertura protetora 15 kV un 9 3,57 32,13 9 Conector cunha 16 mm2 un 4 0,19 0,76 10 Conector cunha 35 mm2 un 9 0,95 8,55 11 Conector cunha tipo III un 3 0,07 0,21 12 Conector de linha-viva 25 a 95 mm2 un 15 0,88 13,20 13 Conector terminal de compressão 16 mm2 un 24 0,29 6,96 14 Conector terminal de compressão 35 mm2 un 3 0,2 0,60 15 Cordoalha de aço 6,4 mm2 kg 76,36 0,43 32,83 16 Cruzeta de concreto retangular 250 daN un 5 1,88 9,40 17 Elo-fusível 500mm, 3A tipo H un 9 0,09 0,81 18 Espaçador losangular c/ anel de amarração un 56 0,88 49,28 19 Estribo derivação para cabo 35 mm2 un 12 0,52 6,24 20 Estribo para espaçador losangular un 3 0,16 0,48 21 Fio de aço-cobre 16 mm2 kg 3,13 1,05 3,29 22 Fio de alumínio coberto para amarração m 1,5 0,11 0,17 23 Fixador de perfil U un 7 0,47 3,29 24 Gancho-olhal un 24 0,17 4,08 25 Grampo âncora, para cabo 35 mm2 XLPE un 24 1,24 29,76 26 Haste de aterramento em aço-cobre 16 mm2 un 6 1,09 6,54 27 Isolador ancoragem bastão polim. 13,8 kV un 24 2,71 65,04 28 Isolador tipo pilar 15 kV un 3 2,35 7,05 29 Isolador universal polimérico 15 kV un 1 1,32 1,32 30 Laço de topo 35 mm2 un 3 0,03 0,09 31 Manilha-sapatilha un 24 0,29 6,96 32 Mão francesa plana 619 mm un 10 0,29 2,90 33 Parafuso cabeça abaulada 45 mm un 24 0,05 1,20 34 Parafuso cabeça quadrada 125 mm un 12 0,08 0,96
100
35 Parafuso cabeça quadrada 200 mm un 15 0,1 1,50 36 Parafuso cabeça quadrada 250 mm un 5 0,11 0,55 37 Parafuso cabeça quadrada 300 mm un 3 0,13 0,39 38 Parafuso rosca dupla 150 mm un 16 0,13 2,08 39 Parafuso rosca dupla 250 mm un 8 0,19 1,52 40 Parafuso rosca dupla 300 mm un 7 0,22 1,54 41 Pára-raios polimérico 15 kV un 6 5,58 33,48 42 Perfil U para rede compacta un 7 2,43 17,01 43 Pino auto-travante 140 mm un 3 0,16 0,48 44 Pó para solda exotérmica 32 g un 6 0,11 0,66 45 Porca-olhal un 32 0,12 3,84 46 Poste duplo T tipo B / 600 / 12 m un 7 37,73 264,11 47 Protetor de bucha de transformador 15 kV un 6 0,34 2,04 48 Sapatilha un 8 0,05 0,40 49 Suporte para transformador 195 x 100 mm un 4 2,74 10,96 50 Suporte tipo L p/ chave-fusível e pára-raio un 15 0,59 8,85 51 Transformador trifásico 45 kVA / 13,2 kV un 2 214 428,00
A figura 5.8 representa graficamente o percentual equivalente de cada material
para a composição final do custo da obra de uma RDC executada com cabo
protegido 35 mm2.
RDC - CABO UTILIZADO: XLPE 35mm2
CRUZETA + ISOLADORES82,816%
OUTROS MAT.212,7616%
CABO226,8017%
COBERTURA PROTETORA
32,132%
CORDOALHA32,832%
CF + PR72,365%
POSTES264,1120%
TRANSFORMADORES428,0032%
Figura 5.8 – RDC com cabo 35 mm2: Participação percentual dos materiais
Fonte: COPEL, adaptado do Sistema GD-OBRAS
101
A tabela 5.9 apresenta a relação de materiais referentes à construção da RDC
com cabo protegido 185 mm2.
Tabela 5.9 – Relação de materiais da RDC com cabo protegido 185 mm2
Fonte: COPEL, adaptado do Sistema GD-OBRAS
N° Descrição Unid Quant pu Unit pu Total 1 Alça de estai 6,4 mm2 un 4 0,07 0,28 2 Alça de estai 9,5 mm2 un 4 0,26 1,04 3 Arruela quadrada un 65 0,01 0,65 4 Braço anti-balanço com espaçador 15 kV un 3 0,68 2,04 5 Braço tipo L para rede compacta un 3 1,07 3,21 6 Cabo de alumínio coberto 185 mm2 / 15 kV m 1260 0,38 478,80 7 Cabo de cobre protegido 16 mm2 / 15 kV m 50 0,21 10,50 8 Chave-fusível 15 kV un 9 4,32 38,88 9 Cobertura protetora 15 kV un 9 3,57 32,13 10 Conector cunha 185 mm2 un 9 1,52 13,68 11 Conector cunha 70 mm2 un 3 0,38 1,14 12 Conector cunha tipo III un 4 0,07 0,28 13 Conector de linha-viva 25 a 95 mm2 un 15 0,88 13,20 14 Conector terminal de compressão 16 mm2 un 31 0,29 8,99 15 Conector terminal de compressão 35 mm2 un 3 0,2 0,60 16 Cordoalha de aço 6,4 mm2 kg 76,36 0,43 32,83 17 Cruzeta de concreto retangular 250 daN un 6 1,88 11,28 18 Elo-fusível 500mm, 3A tipo H un 9 0,09 0,81 19 Espaçador losangular c/ anel de amarração un 48 0,88 42,24 20 Estribo derivação p/ cabo 185 mm2 un 12 0,7 8,40 21 Estribo derivação para cabo 35 mm2 un 3 0,52 1,56 22 Estribo para espaçador losangular un 3 0,16 0,48 23 Fio de aço-cobre 16 mm2 kg 3,13 1,05 3,29 24 Fio de alumínio coberto para amarração m 1,5 0,11 0,17 25 Fixador de perfil U un 7 0,47 3,29 26 Gancho-olhal un 24 0,17 4,08 27 Grampo âncora, para cabo 185 mm2 / 15 kV un 12 1,32 15,84 28 Grampo âncora, para cabo 35 mm2 / 15 kV un 12 1,24 14,88 29 Haste de aterramento em aço-cobre 16 mm2 un 6 1,09 6,54 30 Isolador ancoragem bastão polim. 13,8 kV un 24 2,71 65,04 31 Isolador tipo pilar 15 kV un 3 2,35 7,05 32 Isolador universal polimérico 15 kV un 1 1,32 1,32 33 Laço de topo 185 mm2 un 3 0,06 0,18 34 Manilha-sapatilha un 24 0,29 6,96 35 Mão francesa plana 619 mm un 12 0,29 3,48 36 Parafuso cabeça abaulada 45 mm un 32 0,05 1,60
102
37 Parafuso cabeça quadrada 125 mm un 14 0,08 1,12 38 Parafuso cabeça quadrada 200 mm un 15 0,1 1,50 39 Parafuso cabeça quadrada 250 mm un 4 0,11 0,44 40 Parafuso cabeça quadrada 300 mm un 4 0,13 0,52 41 Parafuso rosca dupla 150 mm un 16 0,13 2,08 42 Parafuso rosca dupla 250 mm un 10 0,19 1,90 43 Parafuso rosca dupla 300 mm un 6 0,22 1,32 44 Pára-raios polimérico 15 kV un 6 5,58 33,48 45 Perfil U para rede compacta un 7 2,43 17,01 46 Pino auto-travante 140 mm un 3 0,16 0,48 47 Pó para solda exotérmica 32 g un 6 0,11 0,66 48 Porca-olhal un 32 0,12 3,84 49 Poste duplo T tipo B-1,5 / 1000 / 12 m un 7 53,44 374,08 50 Protetor de bucha de transformador 15 kV un 6 0,34 2,04 51 Sapatilha un 8 0,05 0,40 52 Suporte para transformador 195 x 100 mm un 4 2,74 10,96 53 Suporte tipo L p/ chave-fusível e pára-raio un 15 0,59 8,85 54 Transformador trifásico 45 kVA / 13,2 kV un 2 214 428,00
A figura 5.9 representa o percentual equivalente de cada material para a
composição final do custo da obra da RDC executada com cabo protegido 185 mm2.
RDC - CABO UTILIZADO: XLPE 185mm2
CRUZETA + ISOLADORES84,695%
COBERTURA PROTETORA
32,132%
POSTES374,0822%
CORDOALHA32,832%
CF + PR72,364%
CABO478,8027%
OUTROS MAT.222,5213%TRANSFORMADORES
428,0025%
Figura 5.9 – RDC com cabo 185 mm2: Participação percentual dos materiais
Fonte: COPEL, adaptado do Sistema GD-OBRAS
103
Considerando o mesmo projeto, mas alterando sua configuração de RDA
para RDC, notamos algumas diferenças no valor do custo de materiais para a execução
da obra. Porém, os materiais que antes se diferenciaram como sendo os mais caros
continuam destacando-se na RDC.
A diferença de custo entre o cabo nu de seção 35 mm2 e o cabo protegido de
seção 35 mm2 é notória, uma vez que o primeiro apresentou custo total de 84,57 pu,
conforme a tabela 5.6, e o último 226,80 pu, conforme a tabela 5.8. Isto é, o cabo
protegido de mesma bitola custa aproximadamente 2,7 vezes mais que o cabo nu.
A diferença entre o cabo nu de seção 185 mm2 e o cabo protegido de
seção 185 mm2 não ocorreu na mesma proporção que a anterior, onde se obteve custo
para o primeiro de 335,14 pu, conforme a tabela 5.7, e para o segundo igual
a 478,80 pu, conforme a tabela 5.9, evidenciando que o cabo protegido nesta bitola
custa cerca de 1,5 vezes mais que o cabo nu.
Através da figura 5.10, pode-se notar a diferença entre os custos totais, gerados
pelos materiais aplicados à cada configuração de rede projetada.
TOTAL MATERIAIS
1351,81
1087,83
1461,83
1725,42
0,00
200,00
400,00
600,00
800,00
1000,00
1200,00
1400,00
1600,00
1800,00
2000,00
CA
BO
NU
35m
m2
CA
BO
PR
OTE
GID
O35
mm
2
CA
BO
NU
185m
m2
CA
BO
PR
OTE
GID
O18
5mm
2
CABO UTILIZADO
VALO
R TO
TAL
(pu)
c
Figura 5.10 – Custo total para os materiais aplicados aos projetos de RDA e RDC
Fonte: COPEL, adaptado do Sistema GD-OBRAS
104
5.4 CUSTO TOTAL DO PROJETO
A figura 5.11 apresenta os custos totais para cada configuração do projeto
desenvolvido, em função do cabo utilizado. Nota-se que a RDC projetada com cabo de
seção nominal 35 mm2 apresenta um custo de aproximadamente 1,27 vezes o valor
daquele apresentado à configuração de RDA. Para o caso da RDC projetada com cabo
de seção 185 mm2, esta apresenta um custo de aproximadamente 1,23 vezes o valor
daquele obtido com a configuração de RDA. Isto significa que a RDC possui um custo
para implantação de 23 à 27% acima do custo de execução da RDA.
Estes valores apresentam um decréscimo com relação aos valores praticados no
ano de 2001. De acordo com Velasco (2003), no ano de 2001 o valor de implantação
para a RDA, utilizando-se cabo de seção nominal 35 mm2, apresentava-se
como 3,13 vezes maior que o praticado para a RDC. Da mesma forma, quando utilizado
o cabo de seção nominal 185 mm2, o valor para a implantação da RDA apresentava-se
como 2,52 vezes maior que o praticado para a RDC.
CUSTO TOTAL DO PROJETO: TAREFAS + MATERIAIS
1648,32 1710,63
1290,86
2117,81
0,00
500,00
1000,00
1500,00
2000,00
2500,00
CAB
O N
U 3
5mm
2
CAB
OPR
OTE
GID
O35
mm
2
CAB
O N
U18
5mm
2
CAB
OPR
OTE
GID
O18
5mm
2
CABO UTILIZADO
VALO
R T
OTA
L (p
u)
Figura 5.11 – Custo total para implantação dos projetos de RDA e RDC
Fonte: COPEL, adaptado do Sistema GD-OBRAS
105
A figura 5.12 apresenta a comparação entre os totais de material e tarefas
aplicadas às diferentes configurações de projetadas. O aumento do custo de materiais
percebido é gerado basicamente pela variação do tipo de cabo utilizado em cada
configuração. O tipo de cabo determina a utilização de materiais compatíveis para
sua fixação.
COMPARAÇÃO DE CUSTO: TAREFAS x MATERIAIS
392,39248,80296,51
203,03
1725,42
1461,831351,81
1087,83
0,00
200,00
400,00
600,00
800,00
1000,00
1200,00
1400,00
1600,00
1800,00
2000,00
VAL
OR
TO
TAL
(pu)
TAREFAS 203,03 296,51 248,80 392,39
MATERIAIS 1087,83 1351,81 1461,83 1725,42
CABO NU 35mm2CABO
PROTEGIDO 35mm2
CABO NU 185mm2CABO
PROTEGIDO 185mm2
Figura 5.12 – Comparativo: Total de materiais e tarefas para as redes projetadas
Fonte: COPEL, adaptado do Sistema GD-OBRAS
Na maior parte das obras o valor do material aplicado em sua construção
representa cerca de 80% do valor total para a implantação da rede de distribuição,
fazendo com que as tarefas representem apenas 20% deste total. Isto é o que acontece
com as obras da COPEL e provavelmente seja a realidade de outras concessionárias do
ramo.
106
À medida que aumenta a seção nominal do cabo utilizado assim como seu
tipo, nu ou protegido, o custo total das tarefas eleva-se. Através da figura 5.13 é
possível visualizar esta variação.
Destaca-se também que qualquer das configurações, RDA ou RDC, projetadas
com cabo de seção 185 mm2, possuem custo total superior às configurações que
utilizam cabo de seção 35 mm2. Esta diferença ocorre principalmente pelo fato de que o
cabo de seção 185 mm2 necessita de estruturas mais reforçadas para suportá-lo, devido
ao seu peso ser superior ao do cabo de seção 35 mm2.
VARIAÇÃO DO CUSTO FINAL
1290,86
1648,321710,63
2117,81
0,00
500,00
1000,00
1500,00
2000,00
2500,00
VALO
R TO
TAL
(pu)
CUSTO FINAL 1290,86 1648,32 1710,63 2117,81
CABO NU 35mm2
CABO PROT. 35mm2
CABO NU 185mm2
CABO PROT. 185mm2
Figura 5.13 – Variação do custo final para as configurações de RDA e RDC
Fonte: COPEL, adaptado do Sistema GD-OBRAS
Considerando que alimentadores urbanos, em sua maioria, são constituídos por
cabos de seção 35mm2 e 185mm2 ao longo de sua extensão, pode-se apresentar para a
implantação da rede de distribuição convencional (RDA) e também para a implantação
da rede de distribuição compacta protegida (RDC) valores médios iguais a 3573,21 pu
e 4497,78 pu, respectivamente. A tabela 5.10 apresenta os valores de custo em pu/km
para a implantação de cada configuração de RDA e RDC.
107
Tabela 5.10 – Custo em pu / quilômetro para as configurações de RDA e RDC
Fonte: COPEL, adaptado do Sistema GD-OBRAS
Configuração Cabo utilizado Custo (pu/km)
RDA nu 35 mm2 3073,48
RDA nu 185 mm2 4072,93
RDC protegido 35 mm2 3938,86
RDC protegido 185 mm2 5056,69
Neste capítulo pudemos verificar que os custos de implementação da RDC não
são muito elevados em relação à RDA, correspondendo em média 40% a mais.
Entretanto, os benefícios são elevados, pois os custos da RDA com manutenções
corretivas são muito maiores que os custos da RDC.
108
6. CONCLUSÕES FINAIS
Vivemos numa época em que o desenvolvimento tecnológico chegou a
patamares elevados, e que diariamente apresenta novidades. Depois de alcançar tal
evolução, a sociedade representada pelas autoridades passou a exigir, além de
aprimoramento tecnológico constante, cuidados com o meio ambiente e maiores índices
de qualidade em produtos e serviços, tudo isto aliado ao menor custo possível. A idéia
de se fazer um estudo comparativo técnico-econômico entre redes de distribuição
convencional e compacta protegida, vem ao encontro destas necessidades.
Como pôde ser visto ao longo do trabalho, a utilização da RDC traz inúmeros
benefícios ao sistema de distribuição de energia elétrica. Um dos principais benefícios
proporcionados através da utilização da RDC é a preservação ecológica, pois como
ficou demonstrado, as agressões ao meio ambiente são consideravelmente minimizadas
uma vez que ocorre a diminuição do túnel de poda em função da não utilização da
poda em V.
Outro ponto que se pode destacar é a preservação da imagem da
concessionária. Fica evidente que através dos índices de FEC a qualidade do
atendimento aos consumidores em um alimentador composto por RDC é superior
quando comparado aos índices encontrados em alimentadores que utilizam a RDA.
Conforme demonstrado, o alimentador caracterizado como RDC, o sistema
permanece muito mais tempo disponibilizando energia aos consumidores e, ao mesmo
tempo, permite que a concessionária continue vendendo energia ininterruptamente.
Quanto à manutenção, pode-se constatar que o ganho é bastante significativo
através da comparação do custo total de manutenção por quilômetro entre os
alimentadores Afonso Botelho e Argentina. No primeiro alimentador, cuja parte de sua
extensão é composta por RDC, verifica-se para este um custo de manutenção
aproximadamente 46% menor que o custo do segundo alimentador, cuja extensão
possui 100% de características da rede RDA.
Outro aspecto positivo encontrado na RDC é sua utilização em áreas de
vandalismo. Conforme se verifica no estudo, a média do índice FEC após a implantação
da RDC, é reduzido de 77,7% do valor total médio obtido antes da implantação da
mesma.
109
Pode-se comprovar também a eficácia da RDC através dos índices encontrados
em alimentadores especiais ou expressos, pois os índices de FEC apresentados para
estes são próximos de zero.
Através da análise de um projeto contendo várias estruturas utilizadas em uma
rede de distribuição aérea, tanto na configuração de RDA quanto de RDC, porém de
mesmo traçado e extensão é possível observar que o custo para implantação de
uma RDC é cerca de 23 a 27% maior que o custo de implantação de uma RDA.
Verifica-se também que o custo total da obra eleva-se em função do aumento da
seção do cabo utilizado, dependendo diretamente também do seu tipo, nu ou protegido.
Ainda, pode-se constatar que realmente o valor dos materiais reflete cerca
de 80% do valor total de implantação da rede de distribuição e que isto independe de
sua topologia, isto é, a rede de distribuição pode ser RDA ou RDC, mas o determinante
de seu custo final será o valor atribuído aos materiais.
Com o passar do tempo, no período compreendido entre os anos de 2001 e 2006,
o custo para implantação de uma RDC tem decrescido sensivelmente em função de
fatores como a redução no custo dos cabos protegidos e o aumento da experiência de
pessoas em sua implantação. Isto é crucial para que a RDC perca o estigma de inviável,
tornando possível sua expansão em larga escala no atual sistema de distribuição de
energia elétrica.
Através da média de custos despendidos em manutenção no período de 2003 a
2006, verifica-se que para a RDA e a rede mista, constituída por RDA e RDC, foram
gastos anualmente cerca de 86,85 pu/km e 59,53 pu/km, respectivamente.
Deixa-se como sugestão para a futura continuidade deste trabalho uma análise
econômica envolvendo fatores como: os custos em pu/km encontrados para implantação
e manutenção, a depreciação da rede e a energia não vendida durante o desligamento.
110
REFERÊNCIAS
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Atividades de construção de redes. Manual de Instruções Técnicas da COPEL (MIT). Versão 00. [SL], novembro de 2006.
Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica (DNAEE), Portaria n°163/93, Disponível em: <http://www.aneel.gov.br>, Acesso em 28.10.2006
Diário Oficial da União (DOU). Presidência da República. Imprensa Nacional. 25 de janeiro de 2006. Disponível em: <http://www.in.gov.br/imprensa/jsp/pesquisa.jsp>, Acesso em 28.10.2006
DIAS, Evaldo Baldin. Avaliação de indicadores de continuidade e seu impacto no planejamento de sistemas de distribuição. 159f. Dissertação (Mestrado em Engenharia Elétrica) - Universidade de São Paulo, São Paulo, 2002.
História da COPEL. Companhia Paranaense De Energia (COPEL). Disponível em: <http://www.copel.com>, Acesso em 21.10.2006
LINERO, Luiz Eduardo, et alli. Fatores de influência na compatibilidade de cabos protegidos, isoladores e acessórios utilizados em redes aéreas compactas de distribuição de energia elétrica, sob condições de multiestressamento. Curitiba: [s.n.], 2003.
MOURA, Ronald Rolim de. Avaliação da utilização de indicadores de desempenho como suporte ao gerenciamento estratégico de uma empresa: um estudo de caso em uma empresa distribuidora de energia elétrica. 155f. Dissertação (Mestrado em Administração) - Universidade Federal do Rio Grande do Sul, Porto Alegre, 2002.
OLESKOVICZ, Mário. Qualidade da energia - fundamentos básicos. São Paulo: Universidade de São Paulo, Escola de Engenharia de São Carlos, 2004. 129f. Apostila.
Planejamento, programa anual, supervisão e controle da manutenção. Manual de Instruções Técnicas da COPEL (MIT). Versão 01. [SL], abril de 1998.
Presidência da República. Casa Civil. Subchefia para Assuntos Jurídicos, Lei Federal n°8.078, de 11 de setembro de 1990. Disponível em: <http://www.planalto.gov.br/ccivil/leis/L8078.html>, Acesso em 28.10.2006
111
Procedimentos de manutenção em rede compacta. Manual de Instruções Técnicas da COPEL (MIT). Versão 00. [SL], fevereiro de 1998.
Procedimentos de Poda de Árvores. Manual de Instruções Técnicas da COPEL (MIT). Versão 00. [SL], julho de 2006.
SARDETO, Edson. Avaliação técnica, econômica e de impacto ambiental da implantação das redes compactas protegidas em Maringá. 85f. Monografia (Pós-Graduação em Gestão Técnica de Concessionárias de Energia Elétrica) – Departamento de Hidráulica e saneamento. Setor de Tecnologia. Universidade Federal do Paraná, Curitiba, 1999.
SPERANDIO, Maurício et ali. IX Simpósio de especialistas em planejamento da operação e expansão elétrica: Revisão dos critérios para agrupamentos de conjuntos consumidores de energia elétrica. Rio de janeiro, 23 a 27 de maio de 2004.
TANURE, J. E. P. S. e de Carvalho, E.B. Regulação por comparação de desempenho para o estabelecimento de metas de continuidade de fornecimento. Anais do XIV seminário nacional de distribuição de energia elétrica. Foz do Iguaçu, 2000.
Terminologia do sistema elétrico de distribuição. Manual de Instruções Técnicas da COPEL (MIT). [SL], dezembro de 1997.
THEOTÔNIO, Rodrigo da Cunha Rocha. Princípios de Análise da Reforma do Setor Elétrico: Um Estudo Comparativo. Florianópolis, 1999.
VELASCO, Giuliana Del Nero. Arborização viária x sistemas de distribuição de energia elétrica: avaliação dos custos, estudo das podas e levantamento de problemas fitotécnicos. 2003. 94f. Dissertação (Mestrado em Agronomia) - Universidade de São Paulo, Escola Superior de Agricultura “Luiz de Queiroz”, São Paulo, 2003.
112
APÊNDICE A
A.1 ASPECTOS CONSTRUTIVOS DA RDA
A.1.1 POSTES
No início da instalação das redes de distribuição os postes de madeira tratada
foram largamente utilizados, porém com o passar do tempo e a evolução da engenharia
civil, surgiram os postes de concreto circulares apresentando como vantagem uma
resistência superior à dos postes de madeira, além de poderem ser confeccionados de
forma rápida, não precisando de beneficiamento, e ainda não sofrerem com o
apodrecimento de sua base. O poste circular, devido à sua formação geométrica,
possibilita oferece grande praticidade nas estruturas que necessitam de deflexão
horizontal, mas sua estrutura composta por barras de aço encarece sua confecção.
Com o intuito de se conseguir outro poste com características semelhantes,
porém com custos reduzidos foi criado, então, o poste de seção duplo T. Este não possui
a mesma flexibilidade como o poste circular em estruturas com deflexão assim como
não possui a mesma resistência mecânica tanto contra abalroamentos como para a
própria tração exercida pelos cabos. Porém, responde satisfatoriamente às necessidades
das concessionárias na montagem de redes de distribuição sendo, então, largamente
utilizado. Novas tecnologias estão sendo desenvolvidas com o intuito de baratear ainda
mais as obras e torná-las mais fáceis de serem executadas. Prova disto é o
desenvolvimento dos postes e cruzetas de material polimérico ou de fibra de
vidro. A tabela A.1 apresenta os tipos de poste seção duplo T comumente utilizados
na RDA.
Tabela A.1 – Tipos de postes de seção duplo T usuais
TIPO / CARGA NOMINAL (daN)
ALTURA (m)
D150 10,5 B300 10,5 B300 12,0 B600 10,5 B600 12,0
B-1,5 1000 10,5
113
A.1.2 ISOLADORES
A.1.2.1 ISOLADOR PILAR
A utilização dos isoladores tipo pilar faz parte da aplicação de novas tecnologias,
devido à evolução de materiais mais modernos, os quais oferecem melhor desempenho
das redes elétricas, resultando em uma menor relação custo/benefício e melhorando os
índices de qualidade. Este tipo de isolador é aplicado nas redes de distribuição de média
tensão localizadas em ambientes urbanos ou rurais, agressivos e não agressivos,
variando somente no tamanho conforme o nível de isolamento.
Os isoladores tipo pilar são maciços e podem ser constituídos de porcelana ou
material polimérico. Apresentam a característica de suportar maiores esforços
mecânicos e de serem imperfuráveis eletricamente, evitando a maior fonte de defeitos
verificados nos isoladores de pino convencionais que é a perfuração no leito do
condutor, de difícil detecção. Este tipo de isolador está apresentado na figura A.1.
Figura A.1 – Isolador tipo pilar
Fonte: Os autores
A.1.2.2 ISOLADOR DE ANCORAGEM
As cadeias de isoladores de disco devem suportar grande impulso atmosférico, a
fim de serem compatíveis com os isoladores tipo Pilar. São utilizadas em ambientes
tanto agressivos quanto não agressivos. O isolador de ancoragem tipo bastão tem
melhor desempenho frente a vandalismos que uma correspondente cadeia de isoladores
114
de disco de vidro ou porcelana. Por outro lado, em pontos sujeitos à poluição
acentuada (ambientes agressivos) deve-se dar preferência à cadeia de isoladores de
disco de vidro temperado ou porcelana, pois possuem maior distância de escoamento
que os isoladores de ancoragem tipo bastão, além de maior suportabilidade de corrente
de fuga superficial. Com intuito de aumentar à distância de escoamento, adota-se
comumente na tensão de 13,8 kV a utilização deste acessório com capacidade de
isolação superior. Na figura A.2 podemos verificar o isolador de ancoragem tipo
polimérico.
Figura A.2 – Isolador de ancoragem polimérico
Fonte: Os autores
A.1.3 PROTEÇÃO CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS
A.1.3.1 PÁRA-RAIOS
Devido ao fato da RDA estar exposta a impulsos atmosféricos, deve-se aplicar
maior quantidade de pára-raios ao longo desta junto a equipamentos, tais como chaves e
transformadores.
O pára-raio deve ser provido de desligador automático para que na eventual
ocorrência de defeito elétrico do pára-raio, este dispositivo possibilite o desligamento
rápido e automático do terminal de aterramento, desativando e garantido a continuidade
de serviço da rede, além de possibilitar com facilidade a visualização da unidade
defeituosa.
A montagem preferencial dos pára-raios em estruturas que possuam
transformadores de distribuição é que sejam instalados no tanque destes. Esta instalação
é mais compacta e simples, apresenta menor custo e principalmente proporciona ao
115
transformador maior proteção mediante surtos de tensão na rede de
distribuição. A figura A.3 apresenta o pára-raios utilizado na RDA.
Figura A.3 – Pára-raio de distribuição
Fonte: Os autores
A.1.4 ESTRUTURAS DE SUSTENTAÇÃO
A.1.4.1 CRUZETAS
As cruzetas devem ser dimensionadas para que sejam aplicados esforços
nominais a seu eixo e também esforços laterais em isoladores tipo pilar, com capacidade
de 250 daN. Atualmente a predominância das cruzetas é do tipo concreto
retangular (CCR), mas ainda existem estruturas menos recentes que utilizam cruzetas de
concreto tipo T ou até mesmo cruzetas de madeira.
Cruzetas constituídas de material polimérico ou de fibra de vidro também são
aplicadas, porém ainda em período de testes. A figura A.4 apresenta a cruzeta do tipo
CCR.
CRUZETA DE CNCRETO RETANGULAR
MÃO FRANCESA PLANA
Figura A.4 – Cruzeta de concreto retangular
Fonte: Os autores
116
A.1.5 ACESSÓRIOS
A.1.5.1 LAÇOS PRÉ-FORMADOS
Os laços pré-formados são largamente utilizados em cabos de alumínio (CA),
cabos de alumínio com alma de aço (CAA) e cabos de cobre, para a fixação destes nos
isoladores com estruturas do tipo passantes ou com pequenas deflexões. A figura A.5
apresenta o laço pré-formado.
Figura A.5 – Laço pré-formado
Fonte: Os autores
A.1.5.2 ALÇAS PRÉ-FORMADAS
As alças pré-formadas possuem a mesma aplicação dos laços diferindo na
função que é a fixação destes nos isoladores com estruturas de ancoragem. Seu aspecto
é representado na figura A.6.
Figura A.6 – Alça pré-formada
Fonte: Os autores
117
A.1.5.3 CONECTORES
Devido a grande incidência de má conexão em cruzamentos aéreos da RDA, foi
desenvolvido um novo tipo de conector para melhorar a qualidade do fornecimento de
energia. Abandonados os antigos conectores paralelos adotou-se somente conectores de
derivação tipo cunha, a fim de se conseguir melhorar a conexão entre os cabos. A
figura A.7 apresenta o conector cunha.
Figura A.7 – Conector tipo cunha
Fonte: Os autores
Na confecção de cruzamentos aéreos a correta aplicação destes conectores é
fundamental, pois assim não permitem que este tipo de montagem afrouxe com o tempo
ocasionando curtos-circuitos na rede de distribuição. O aspecto de um cruzamento aéreo
da RDA é demonstrado na figura A.8.
Figura A.8 – Cruzamento aéreo
Fonte: Os autores
118
A.1.5.4 GRAMPO DE LINHA VIVA
Nos trechos de RDA que necessitam freqüente conexão e desconexão de cabos,
são utilizados os grampos de linha viva. São aplicados em derivações de ramais, para
alimentação de transformadores e outros equipamentos pertinentes ao sistema quando
não há necessidade da utilização de chaves. Este conector auxilia também para a
agilização de ligações temporárias, onde o tempo de execução deve ser
extremamente curto.
A.1.5.5 ADAPTADOR ESTRIBO
Este acessório quando fixado nos cabos da RDA, permite que se crie um ponto
de conexão para a conexão do grampo de linha viva. A figura A.9 apresenta o
adaptador estribo.
Figura A.9 – Adaptador Estribo
Fonte: Os autores
119
A.1.6 CABOS
Na RDA, são utilizados cabos do tipo CA e CAA. Nos casos em que a atmosfera
do local apresente-se agressiva para o cabo, este deverá ser de cobre, como no litoral, ou
possuir cobertura especial. Os cabos tipo CA comumente utilizados apresentam-se nas
bitolas 35 mm2, 70 mm2, 120 mm2 e 185 mm2. Por outro lado, os cabos tipo CAA são
usados na bitola de 16 mm2. A figura A.10 ilustra o cabo de alumínio nu tipo CA.
Figura A.10 – Cabo de alumínio nu
Fonte: Os autores
A.1.7 TIPOS DE ESTRUTURAS DA RDA
A.1.7.1 ESTRUTURAS N3
A estrutura N3 é de ancoragem simples e composta por cruzeta, isolador de
ancoragem, podendo no caso de equipamentos conter pára-raios e conector derivação
tipo estribo. Esta estrutura pode ser montada através de uma ou duas cruzetas,
dependendo da complexidade da montagem, conforme ilustra a figura A.11.
Figura A.11 – Estrutura N3
Fonte: Os autores
120
A.1.7.2 ESTRUTURAS N4
A estrutura N4 é de ancoragem dupla, semelhante à estrutura N3, utilizada em
montagens que exigem deflexões angulares tanto verticais como horizontais ou em
casos de mudança de bitola. A figura A.12 apresenta a estrutura N4.
Figura A.12 – Estrutura N4
Fonte: Os autores
A.1.7.3 ESTRUTURAS DN3
A estrutura DN3 é uma estrutura com derivação de ancoragem utilizada para
mudanças de direção da rede, geralmente com ângulo de 90°. A figura A.13 apresenta a
estrutura DN3.
Figura A.13 – Estrutura DN3
Fonte: Os autores
121
A.1.7.4 ESTRUTURAS N4CF
A estrutura tipo N4CF é denominada como corta circuito. É uma estrutura
voltada para instalação de CF’s (podendo ser extendida também à chaves faca e de
operação em carga) adequada para facilitar a manutenção e operação da rede Esta
montagem está apresentada na figura A.14.
Figura A.14 – Estrutura N4CF
Fonte: Os autores
A.1.7.5 ESTRUTURAS N1
A estrutura tipo N1 é passante, sendo que os cabos da rede permanecem
apoiados sobre isoladores tipo pilar. Esta estrutura permite pequenas angulações e,
devido à extensão da RDA, é a mais utilizada. Sua montagem é apresentada
na figura A.15.
Figura A.15 – Estrutura N1
Fonte: Os autores
122
A.1.7.6 ESTRUTURAS N1PR
Para a instalação de pára-raios ao longo da RDA, utiliza-se a estrutura
tipo N1PR. Esta foi criada para melhorar a proteção das redes contra sobretensões,
aumentando os pontos de escoamento à terra para as descargas
atmosféricas. A figura A.16 apresenta este tipo de estrutura.
Figura A.16 – Estrutura N1PR
Fonte: Os autores
A.1.7.7 ESTRUTURAS N1TTPRCF
A estrutura do tipo N1TTPRCF é utilizada para a montagem com transformador
e pára-raios na RDA, onde as CF’s e os PR’s assim como o transformador são montados
junto à uma estrutura tipo N1. A figura A.17 apresenta esta montagem.
Figura A.17 – Estrutura N1TTPRCF
Fonte: Os autores
123
A.1.7.8 AFASTAMENTOS MÍNIMOS NA ESTRUTURA
Os afastamentos são os mínimos permitidos para situações possíveis de ocorrer
numa construção da RDA. A distância mínima de trabalho é de 60 cm para a rede
de 13,8 kV.
A.2 ASPECTOS CONSTRUTIVOS DA RDC
A.2.1 POSTES
A RDC utiliza o mesmo posteamento utilizado na rede de distribuição
convencional (RDA). Apenas são utilizados suportes especiais para fixação quando faz-
se necessária a instalação da RDC em postes circulares, assim como é necessário usar
suportes de prolongamento quando o poste existente não apresenta a altura necessária
para instalação da estrutura.
Cuidados especiais devem ser tomados nas situações de ancoragem dos cabos
da RDC, pois estes apresentam valores acentuados de tração, exigindo que o poste seja
suficientemente resistente ao esforço. Caso isto não ocorra com o poste existente, este
deve ser trocado por um de maior resistência que atinja o desempenho esperado, de
acordo com projeto específico a ser realizado por pessoal especializado.
124
A.2.2 ISOLADORES
A.2.2.1 ISOLADORES TIPO PINO INCORPORADO
Os isoladores tipo pino incorporado são constituídos de material polimérico e
foram desenvolvidos para atender as necessidades da RDC, respeitando os afastamentos
mínimos necessários para operação. A figura A.18 ilustra o isolador de pino
incorporado.
ISOLADOR COM PINO INCORPORADO
Figura A.18 – Isolador com pino incorporado
Fonte: Os autores
A.2.3 PROTEÇÃO CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS
A.2.3.1 PÁRA-RAIOS
Na RDC é aplicado o mesmo tipo de pára-raios utilizado na RDA, porém dá-se
preferência em utilizar como padrão de montagem aqueles constituídos de material
polimérico, uma vez que quase 100% dos materiais utilizados na RDC são poliméricos.
125
A.2.4 ESTRUTURAS DE SUPORTAÇÃO
A.2.4.1 BRAÇO L
O braço L é usado para fixar cordoalhas de fios de aço zincado. Deve ser fixado
em postes de concreto armado do tipo duplo T através de parafusos, ou através de cintas
adaptadas no caso de poste circular. A figura A.19 apresenta o braço L.
Figura A.19 – Instalação do Braço L
Fonte: Os autores
A.2.4.2 BRAÇO ANTI-BALANÇO
O braço anti-balanço é próprio para a fixação dos espaçadores losangulares,
evitando-se a aproximação ou o distanciamento dos cabos cobertos junto às estruturas.
Este movimento se dá principalmente quando as estruturas estão expostas à ação dos
ventos que ocorrem normalmente em dias chuvosos. A figura A.20 apresenta o braço
anti-balanço e a figura A.21 apresenta sua instalação.
Figura A.20 – Braço Anti-Balanço
Fonte: Os autores
126
Figura A.21 – Ins
A.2.4.3 PERFIL U
O perfil U é utilizado
desnível ou em casos onde o
instalação da RDC. No primei
de duas mãos francesas. Já
do poste.
A.2.4.4 SUPORTE C
O suporte C é usado p
ângulos de até 90° utilizando-
suporte está apresentado na fig
F
BRAÇO ANTI-BALANÇO
talação do Braço Anti-Balanço na estrutura
Fonte: Os autores
como cruzeta ou como extensor de poste em regiões com
poste é existente e não possui altura suficiente para a
ro caso deve ser fixado diretamente ao poste com o apoio
no segundo caso deve ser fixado diretamente no topo
ara suportar os cabos fase em configuração triangular, em
se de isoladores poliméricos com pino incorporado. Este
ura A.22.
SUPORTE TIPO C
igura A.22 – Suporte tipo C
Fonte: Os autores
127
A.2.4.5 SUPORTE HORIZONTAL
O suporte horizontal é utilizado para suportar cabos fase sobre isoladores
poliméricos nas estruturas que utilizam estribos de modo a permitir maior estabilidade
dos mesmos. São usado também em estruturas de derivação de redes e para
transformadores autoprotegidos. Ao contrário do suporte L, o suporte horizontal permite
que os cabos fiquem dispostos de maneira paralela, ou seja, um ao lado do outro. Seu
aspecto está apresentado na figura A.23.
Figura A.23 – Suporte horizontal
Fonte: Os autores
A.2.5 ACESSÓRIOS
A.2.5.1 ESPAÇADORES
Os espaçadores verticais e losangulares para RDC são aplicados para suportar e
espaçar cabos na vertical, permitindo uma uniformidade na disposição da rede, bem
como possibilidade de manutenção Sua aplicação é essencial em cruzamentos
aéreos. A figura A.24 apresenta este espaçador.
128
Os espaça
partir de cada est
de no máximo
vão. Distâncias m
de rompimento d
representado na fi
ESPAÇADORVERTICAL
Figura A.24 – Espaçador vertical
Fonte: Os autores
dores losangulares dependurados em mensageiros são instalados a
rutura dispostos ao longo da RDC, mantendo um afastamento entre si
8 (oito) metros, distribuídos de forma eqüidistante ao longo do
enores podem ser utilizadas a fim de se aumentar a segurança em caso
os cabos cobertos, próximo aos espaçadores. Este espaçador está
gura A.25.
Figura A.25 – Espaçador losangular
Fonte: Os autores
129
A.2.5.2 COBERTURA PROTETORA
Estas coberturas são utilizadas para cobrir os estribos com seus respectivos
grampos de linha viva, a fim de manter a proteção da RDC evitando pontos descobertos
ao longo do cabo. A figura A.26 apresenta este equipamento.
Figura A.26 – Cobertura protetora
Fonte: Os autores
A.2.5.3 PROTETOR DE BUCHA
As buchas de MT dos transformadores de distribuição e os terminais de linha
dos pára-raios são protegidos por protetores de bucha. Estes propiciam à tais
equipamentos proteção elétrica e mecânica aos seus terminais. O protetor de bucha está
ilustrado na figura A.27.
Figura A.27 – Protetor de bucha
Fonte: Os autores
130
A.2.5.4 CORDOALHA
A cordoalha de fios de aço zincado é utilizada como mensageiro de cabos de
alumínio cobertos na RDC. Quando necessário, em função do tracionamento de cabos,
utiliza-se também esta cordoalha para estaiamento de postes. A figura A.28 ilustra
a RDC com a referida cordoalha (mensageiro).
S
ESPAÇADOR LOSANGULAR
Fig
A cordoalh
próximo ao meio
formado pelo me
espaçadores losan
cordoalha auxiliar
CABOS PROTEGIDO
CORDOALHA DE AÇO ZINCADO (MENSAGEIRO)
ura A.28 – Cordoalha de aço zincado (mensageiro)
Fonte: Os autores
a auxiliar de fios de aço zincado 6,5 mm é fixada ao mensageiro,
do vão, através de fixadores pré-formados para atenuar o ângulo
nsageiro e pelos cabos cobertos, evitando assim inclinação nos
gulares próximos a estas estruturas que necessitem de angulações. A
está indicada na figura A.29.
131
CORDOALHA DE AÇO ZINCADO (MENSAGEIRO)
CORDOALHA AUXILIAR
S
A.2.5.5
O
incorpor
curto-cir
circuito
tanque, a
A
equipam
manuten
apresent
CABOS PROTEGIDO
Figura A.29 – Cordoalha de aço zincado (auxiliar)
Fonte: Os autores
TRANSFORMADOR AUTOPROTEGIDO
s transformadores autoprotegidos fazem parte da topologia da RDC e
am componentes para proteção do sistema de distribuição contra sobrecargas e
cuito na rede secundária, falhas internas no transformador e sobretensões no
primário. Possuem fusível de MT e disjuntor de BT montados internamente ao
lém de pára-raios de MT montados em suportes soldados ao tanque.
pesar de seu custo ser mais elevado que o transformador convencional, este
ento proporciona grande vantagem em termos de execução de estruturas e
ção por necessitar de ferragens reduzidas para aplicação. A figura A.30
a o transformador autoprotegido.
DISJUNTOR DE PROTEÇÃO
Figura A.30 – transformador autoprotegido
Fonte: Os autores
132
A.2.6 CABOS PROTEGIDOS
Os cabos cobertos protegidos usados na RDC aplicam-se em substituição aos
cabos nus utilizados na RDA e são indicados para locais onde são constantes os
desligamentos causados por contatos de objetos estranhos à rede e, em locais onde se
necessita melhores índices de confiabilidade, segurança e otimização das instalações
elétricas. Estes locais geralmente são áreas de congestionamento de circuitos (saída de
subestação), áreas onde se exige um alto índice de confiabilidade devido as
características dos consumidores especiais, tais como hospitais, emissoras de televisão,
centros de processamento de dados, empresas altamente automatizadas e outros. Podem
ser áreas de condomínios fechados, quando houver exigência de áreas fechadas,
considerando os aspectos de segurança e confiabilidade assim como áreas que
necessitem de travessias de difícil acesso. Locais com densa arborização, áreas de difícil
convívio da RDA com as edificações e áreas com freqüentes ações de vandalismo,
também podem receber a aplicação deste tipo de cabo.
Como característica, o condutor nu deve ser de seção circular redonda normal ou
compactada, constituído por fios encordoados de alumínio (seções 35, 70 e 185 mm²) ou
cobre (seção 16 mm²). O cabo deve ser totalmente bloqueado contra a penetração
de água ao longo de todo o seu comprimento. A figura A.31 ilustra o cabo protegido.
Figura A.31 – Cabo protegido com capa em XLPE
Fonte: Os autores
133
A.2.7 TIPOS DE ESTRUTURAS DA RDC
A.2.7.1 ESTRUTURAS CA
A estrutura CA é do tipo passante e sua utilização é feita quando não ocorre
deflexão horizontal na RDC. Exige dois espaçadores losangulares espaçados no máximo
de oito metros, um de cada lado da estrutura. A figura A.32 apresenta tal estrutura.
Figura A.32 – Estrutura CA
Fonte: Os autores
A.2.7.2 ESTRUTURAS C1
A estrutura tipo C1 também é passante, acrescida do braço anti-balanço,
permitindo deflexão horizontal da RDC, tracionando ou comprimindo o referido braço
anti-balanço. Esta estrutura também exige dois espaçadores losangulares assim como na
estrutura tipo CA. A figura A.33 apresenta esta estrutura.
Figura A.33 – Estrutura C1
Fonte: Os autores
134
A.2.7.3 ESTRUTURAS CS
Sendo passante, a estrutura tipo CS é composta por braço L, suporte C e isolador
com pino universal. Permite deflexão máxima horizontal na RDC de quarenta e
cinco graus, flexionando os isoladores. A montagem desta estrutura está apresentada
na figura A.34.
Figura A.34 – Estrutura CS
Fonte: Os autores
A.2.7.4 ESTRUTURAS CH
A estrutura tipo CH é passante, com braço L, suporte horizontal e isolador com
pino universal, permitindo deflexão máxima horizontal na RDC de seis graus. É
utilizada em ligações de chaves fusíveis, oferecendo distância de segurança para
ligações. Esta estrutura está representada na figura A.35.
Figura A.35 – Estrutura CH
Fonte: Os autores
135
A.2.7.5 ESTRUTURAS C3
A estrutura C3 é de ancoragem simples, com isolador de ancoragem, mensageiro
fixado no poste, cabos cobertos em configuração triangular, podendo, no caso de
equipamentos, conter pára-raios. Esta estrutura exige um espaçador losangular instalado
a quatro metros de distância da estrutura. A figura A.36 apresenta esta estrutura.
Figura A.36 – Estrutura C3
Fonte: Os autores
A.2.7.6 ESTRUTURAS C4
A estrutura C4 é de ancoragem dupla, semelhante à estrutura C3, utilizada em
ângulos superiores a quinze graus ou em casos de mudança de bitola. Esta estrutura está
representada na figura A.37.
Figura A.37 – Estrutura C4
Fonte: Os autores
136
A.2.7.7 ESTRUTURAS D-C3
A estrutura D-C3 é uma estrutura com derivação de ancoragem, utilizada quando
é necessário um ângulo horizontal entre quarenta e cinco graus e noventa graus. A
montagem desta estrutura está apresentada na figura A.38.
Figura A.38 – Estrutura D-C3
Fonte: Os autores
A.2.7.8 ESTRUTURAS N3-C3
Esta estrutura é utilizada na transição da RDA para a RDC, sem pára-raios. A
existência de proteção até a segunda estrutura adjacente à estrutura de transição de
cabo nu para cabo protegido é necessária para a dispensa da instalação de pára-raios na
estrutura de transição. A figura A.39 apresenta esta estrutura.
Figura A.39 – Estrutura N3-C3
Fonte: Os autores
137
A.2.7.9 ESTRUTURAS C3-AP-PR
A estrutura do tipo C3-AP-PR é utilizada para a montagem com transformador
autoprotegido e pára-raios na RDC. Esta estrutura está representada na figura A.40.
Figura A.40 – Estrutura C3-AP-PR
Fonte: Os autores
A.2.7.10 ESTRUTURAS C4-CF
A estrutura tipo C4-CF é denominada corta circuito, sendo adequada para
instalação de CF’s, podendo ser extendida também a chaves faca e de operação em
carga diminuindo os custos de instalação e facilitando a manutenção. A montagem desta
estrutura está apresentada na figura A.41.
Figura A.41 – Estrutura C4-CF
Fonte: Os autores
138
A.2.7.11 ESTRUTURAS PR
Para a instalação de pára-raios ao longo da rede, utiliza-se a estrutura
tipo PR. Assim como na RDA, esta estrutura foi criada na tentativa de melhorar a
proteção da RDC contra sobretensões.
A.2.7.12 ESTRUTURAS PARA ATERRAMENTO TEMPORÁRIO
A estrutura para aterramento temporário é instalada ao longo da rede, possuindo
estribos de espera. Assim como na RDA, esta estrutura é utilizada para atender a
necessidade de manutenção em RDC energizada, que exigem pontos para instalação do
conjunto de aterramento temporário. Os conjuntos devem ser instalados no ponto de
trabalho ou em pontos que confinem o local de trabalho. A figura A.42 apresenta esta
estrutura.
Figura A.42 – Estribo de espera para aterramento temporário
Fonte: Os autores
A.2.7.13 AFASTAMENTOS NA ESTRUTURA
Os afastamentos são os mínimos permitidos para situações possíveis de ocorrer
numa construção de RDC. Neste tipo de rede de distribuição é possível instalar maior
número de circuitos num mesmo poste, sendo quatro no total, quando em comparação
à RDA, cuja capacidade máxima é de dois circuitos. Isto é um diferencial muito
importante no que diz respeito à ampliação de redes e ao custo envolvido, assim como a
praticidade e a rapidez de instalação para a execução de obras.
139
APÊNDICE B
B.1 OUTROS INDICADORES
Segundo Oleskovicz (2004), existem outros indicadores não menos importantes
a serem considerados pelas concessionárias de energia, com relação à qualidade dos
serviços prestados, em termos de fornecimento de energia elétrica, a todos os seus
consumidores.
B.1.1 DRP
Expressa o indicador individual referente à duração relativa das leituras de
tensão, nas faixas de tensão precárias, no período de observação definido, expresso em
percentual.
B.1.2 DRC
É o indicador individual referente à duração relativa das leituras de tensão, nas
faixas de tensão críticas, no período de observação definido, expresso em percentual.
B.1.3 ICC
Indica o percentual da amostra com transgressão de tensão crítica.
B.1.4 TMA
É a média do tempo de atendimento às reclamações dos consumidores. A coleta
e apuração desse indicador são definidas no contrato de concessão entre as
concessionárias de energia elétrica e a ANEEL.
140
B.2 INDICADORES DE ACOMPANHAMENTO
B.2.1 ÍNDICES DE CONTROLE
Através da avaliação de índices de controle, obtêm-se condições claras e
objetivas que permitem aprimorar o planejamento da manutenção para períodos futuros,
melhorando o desempenho da rede e conseqüentemente a qualidade no atendimento ao
consumidor MIT, (1998).
B.2.2 INSPEÇÃO
O índice de controle na inspeção, para a manutenção de redes de distribuição, é
obtido através da equação (B.1).
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛=
kmSDiDRI ou ⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛=
CSDiDRI (B.1)
Sendo:
DRI - Número médio de defeitos encontrados pela inspeção em cada
quilômetro de rede primária ou circuito de B.T.;
Di - Número de defeitos encontrados na inspeção (por alimentador ou chave);
km - Comprimento da rede primária inspecionada (por alimentador ou chave);
C - Número de circuitos de B.T. inspecionados.
B.2.3 MANUTENÇÃO
O índice de controle na manutenção de redes de distribuição é obtido através da
equação (B.2).
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛=
kmSDMiDRM ou ⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛=
CSDMiDRM (B.2)
Sendo:
DRM - Número médio de defeitos corrigidos preventivamente em cada
quilômetro de rede primária ou circuito de B.T.;
DMi - Número de defeitos eliminados pela manutenção preventiva;
141
km - Comprimento da rede primária manutenida (por alimentador ou chave);
C - Número de circuitos de B.T. inspecionados.
B.2.4 VERIFICAÇÃO
O índice de controle da verificação, para a manutenção de redes de
distribuição, é obtido através da equação (B.3).
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛=
kmSiALTFM (B.3)
Sendo:
TFM - Taxa de falha por quilômetro de rede primária, devido a causas
associadas com a manutenção preventiva;
iAL - Número de interrupções acidentais sustentadas, ocorridas na rede
primária devido a causas associadas a manutenção preventiva num
período considerado;
km - Comprimento total da rede primária.
A avaliação dos recursos aplicados consiste no levantamento dos gastos, seja
com materiais ou mão-de-obra, despendidos na inspeção do alimentador. Isto significa
que após o término dos serviços de inspeção, é possível quantificar o volume dos
recursos necessários à correção dos defeitos apontados.
Os defeitos apontados pela inspeção são corrigidos através das equipes de
manutenção. Com o banco de inspeção e os serviços das equipes de manutenção
arquivados é possível em qualquer tempo, ter o controle do que foi executado e do que
está pendente para execução, devidamente quantificado em termos monetários
(MIT, 1998).
Concluídos os serviços de manutenção da rede de distribuição, é possível, então
através de relatório, obter o total de recurso despendido em cada tarefa no que se refere
ao pessoal e material. Este recurso levantado ano a ano, quando comparado permite
conclusões sobre tendências de comportamento do alimentador, assim como possibilita
concluir-se sobre os recursos despendidos e os benefícios obtidos.