( PDF ) Análise de confiabilidade e melhoria da taxa de falhas para cubículos classe 15 KV

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UNIVERSIDADE DE SÃO PAULO

USP

Programa Interunidades de Pós-Graduação em Energia

PIPGE

(EP/FEA/IEE/IF)

ANÁLISE DE CONFIABILIDADE E MELHORIA DA TAXA

DE FALHAS PARA CUBÍCULOS CLASSE 15 KV

Nunziante Graziano

São Paulo

2006

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NUNZIANTE GRAZIANO

Analise de confiabilidade e melhoria da taxa de falhas para cubículos classe 15 KV

Dissertação apresentada ao Programa

Interunidades de Pós-Graduação em Energia

da Universidade de São Paulo (Instituto de

Eletrotécnica e Energia / Escola Politécnica /

Instituto de Física / Faculdade de Economia e

Administração) para a obtenção do Título de

Mestre em Energia.

Orientação: Prof. Dr. Geraldo Francisco Burani

São Paulo

2006

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AUTORIZO A REPRODUÇÃO E DIVULGAÇÃO TOTAL OU PARCIAL DESTE

TRABALHO, POR QUALQUER MEIO CONVENCIONAL OU ELETRÔNICO,

PARA FINS DE ESTUDO E PESQUISA, DESDE QUE CITADA A FONTE .

FICHA CATALOGRÁFICA

Graziano, Nunziante.

Analise de confiabilidade e melhoria da taxa de falhas

para cubículos classe 15 KV./ Nunziante Graziano;

orientador Geraldo Francisco Burani. São Paulo, 2006.

88p.: il; 30cm.

Dissertação (Mestrado – Programa Interunidades de

Pós-Graduação em Energia) – EP / FEA / IEE / IF da

Universidade de São Paulo.

1. Distribuição de Energia Elétrica - confiabilidade

2.Sistemas Elétricos de Potência I.Título.

Dedico este trabalho, em memória, ao meu querido primo Paschoal Graziano Neto, que nos

deixou imensa saudade.......

AGRADECIMENTOS

Agradeço em especial à minha esposa Cristina, cujo incentivo nunca me deixou esmorecer.

Ao Prof. Dr. Geraldo Francisco Burani, pela colaboração, amizade, paciência e sábios

conselhos.

Aos meus pais, Nunziante e Vera, por todo o estímulo e compreensão, além dos inúmeros

ensinamentos não só neste trabalho, mas ao longo de toda a minha vida.

Aos meus sócios e irmãos Vanderlei e Vera, pela paciência de tolerar minhas ausências por

longas manhãs e tardes ao longo da trajetória deste trabalho.

A todos que, direta ou indiretamente, contribuíram com o desenvolvimento deste trabalho.

Finalmente a todos os cidadãos do Estado de São Paulo, cujo trabalho me proporcionou a

oportunidade de continuar meus estudos na renomada Universidade de São Paulo.

RESUMO

GRAZIANO. N. Analise de confiabilidade e melhoria da taxa de falhas para cubículos

classe 15 KV. 2006. 90 p. Dissertação de Mestrado – Programa Interunidades de Pós-

Graduação em Energia. Universidade de São Paulo.

Este trabalho apresenta as principais causas de desligamento de cubículos classe 15kV,

restringindo-se aos cubículos conhecidos como cabines primárias, que fazem a interface entre

a rede das concessionárias de energia e os consumidores primários. Conhecidas as razões

pelas quais as cabines desligam, verificou-se quais são as taxas de falha presumidas para os

componentes individuais como: chaves seccionadoras e seus acessórios, disjuntores e suas

bobinas, relés de proteção de sobrecorrente, transformadores de corrente e de potencial,

componentes de serviços auxiliares, etc. Para avaliar a taxa de falhas das diversas

configurações possíveis foram estabelecidos dezoito modelos específicos e estudadas

matematicamente suas taxas de falha. Para tanto, foram utilizados os padrões estabelecidos

pelas concessionárias Brasileiras como AES-ELETROPAULO, ESCELSA e CPFL, além da

proposição de modelo que pode ser considerado como OTIMIZADO. Com base na

experiência adquirida com os modelos estudados foi possível ainda a proposição de

mecanismos de melhoria dos índices de desligamento.

ABSTRACT

GRAZIANO. N. Reliability Analisys and failure rates decrease for 15kV switchgears.

2006. 75 p. Post-Degree Study for the Post-Degree Graduation in Energy, University of Sao

Paulo, Sao Paulo, 2006.

This study is intended to explore the main causes of failure in 15kV switchgears, restricted to

primary equipments making the interface between the Utility and the consumers.

Discovering the reasons of the failures, the individual failure rates of each components was

noted, as following: switches and its acessories, circuit breakers and its coils, overcurrent

relays, current and voltage transformers, auxiliary circuits, etc. Analyzing the failure rates of

many possible configurations of eighteen particular models, a mathematical failure rate study

was achieved.

A Brazilian standards, used by Energy Companies like AES-ELETROPAULO, ESCELSA

and CPFL, was used to achieve the results and a optimized model could be proposed. Based

on the acquired experienced during this study, it was possible to offer new techniques to

decrease the failure rates.

LISTA DE FIGURAS

página

Figura 1– Curva da banheira ......................................................................................................20

Figura 2 – Curva de Custos X Confiabilidade............................................................................22

Figura 3 – Diagrama unifilar básico para consumidor primário – Fornecimento de

energia elétrica em tensão primária de distribuição - instruções gerais - Edição

2004 – AES-(ELETROPAULO)........................................................................................24

Figura 4 - Seccionadora isolada a Ar tipo GV-01 ......................................................................25

Figura 5 - Seccionadora isolada a SF6 , modelo gama SM6 ....................................................25

Figura 6 – Disjuntor a óleo tipo PVO ........................................................................................28

Figura 7 – Ilustração do mecanismo de injeção de SF

na câmara de extinção do arco. ...........28

Figura 8 – Disjuntor a SF

tipo FPX .........................................................................................29

Figura 9 – Ilustração da ampola a Vácuo com extinção a arco rotativo ....................................30

Figura 10 – Comparação da capacidade de recuperação do dielétrico entre disjuntores

a Vácuo, SF

, N

e H

........................................................................................................31

Figura 11 – Transformador de corrente com único secundário, modelo BCS-11 .....................35

Figura 12 - Transformador de corrente destruído por colapso de isolação decorrente

de descargas parciais. ........................................................................................................36

Figura 13 – Transformador de potencial classe 15kV, modelo BPS-12 ...................................37

Figura 14 – Bucha de passagem de parede classe 15kV, modelo BI 005 JO4-110....................38

Figura 15 – Isolador para uso abrigado classe 15kV, modelo MTA-17,5 JO10-95 ..................39

Figura 16 – relé de sobrecorrente, modelo MRI 1-I5R2D ........................................................41

Figura 17 – relé de tensão, modelo MRU 3-2 ...........................................................................43

Figura 18 – relé de tensão, modelo RST-21-MM.......................................................................43

Figura 19 – Disparador capacitivo , modelo TCC .....................................................................45

Figura 20 - Pára-raios tipo estação com disparador tipo PBP ...................................................47

Figura 21 – Diagrama unifilar de uma cabine primária padrão AES-ELETROPAULO. ..........50

Figura 22 – Diagrama unifilar de uma cabine primária padrão ESCELSA. ..............................57

Figura 23 – Diagrama unifilar de uma cabine primária padrão CPFL. ......................................64

Figura 24 – relé de proteção multifunção de sobrecorrente e sub/sobretensão com

fonte capacitiva incorporada, modelo URP-1439T............................................................73

Figura 25 – Punho de manobra para chave seccionadora com e sem bloqueio kirk .................75

Figura 26 – foto de cubículo durante o ensaio, submetido a ensaio de impulso

atmosférico 95kV/ onda 1,2/50us.......................................................................................78

Figura 27 – foto de cubículo durante o ensaio, submetido a ensaio de arco interno

devido a falha interna 25kA/13,8kV/1s..............................................................................80

Figura 28 – Diagrama unifilar de uma cabine primária OTIMIZADA......................................81

Figura 29 – Foto do conjunto considerado OTIMIZADO. ........................................................83

Figura 30– Curva comparativa entre custos de aquisição e “confiabilidades” para

padrão AES-Eletropaulo.....................................................................................................84

Figura 31 - Curva comparativa entre custos de aquisição e “confiabilidades” para

padrão ESCELSA...............................................................................................................85

Figura 32 - Curva comparativa entre custos de aquisição e “confiabilidades” para

padrão CPFL.......................................................................................................................85

LISTA DE SIGLAS

1. ABNT - Associação Brasileira de Normas Técnicas

2. NBR-6979 – Conjuntos de Manobra e Controle em invólucro metálico de 1kV a

36,2kV, de 1998

3. IEC-62271-200 – High-Voltage Switchgear na Controlgear – Part 200 – AC Metal-

Enclosed switchgear and controlgear for rated voltages above 1kV and up to and

including 52kV

4. MTBF – Main time between failures – tempo médio entre falhas

5. SF6: Hexafluoreto de Enxofre, Gás isolante

6. PVO: Pequeno volume de óleo mineral isolante

7. NBI: Nível básico de Impulso Atmosférico a seco

8. NBR-14039 – Instalações elétricas de média tensão de 1,0 kV a 36,2 kV, de 2005

9. CEPEL – Centro de Pesquisas de Energia Elétrica, grupo Eletrobrás

10. CPFL – Companhia Paulista de Força e Luz

11. ESCELSA – Espírito Santo Centrais Elétricas S/A

12. TP – Transformador de Potencial

13. TC – Transformador de Corrente

LISTA DE TABELAS

página

Tabela 1 – Tabela comparativa entre seccionadoras isoladas a ar e a SF6. .............................25

Tabela 2 – Tabela comparativa entre disjuntores isolados a Óleo (modelo DSF, fabricação

AREVA Transmissão e Distribuição), Vácuo (modelo HVX, fabricação AREVA

Transmissão e Distribuição) e a SF6 (modelo SF1, fabricação SCHNEIDER

ELECTRIC), sendo que todos os disjuntores são de 630A, NBI 95kV e 16kA/1s..........31

Tabela 3 – Tabela comparativa entre acessórios de disjuntores isolados a Óleo (modelo DSF,

fabricação AREVA Transmissão e Distribuição), Vácuo (modelo HVX, fabricação

AREVA Transmissão e Distribuição) e a SF6 (modelo SF1, fabricação SCHNEIDER

ELECTRIC), sendo que todos os disjuntores são de 630A, NBI 95kV e 16kA/1s..........32

Tabela 4 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo 1.............51

Tabela 5 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo 2.............52

Tabela 6 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo 3.............53

Tabela 7 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo 4.............54

Tabela 8 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo 5.............55

Tabela 9 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo 6.............56

Tabela 10 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo 7...........58

Tabela 11 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo 8...........59

Tabela 12 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo 9...........60

Tabela 13 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo 10.........61

Tabela 14 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo 11.........62

Tabela 15 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo 12.........63

Tabela 16 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo 13.........65

Tabela 17 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo 14.........66

Tabela 18 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo 15.........67

Tabela 19 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo 16.........68

Tabela 20 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo 17.........69

Tabela 21 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo 18.........70

Tabela 22 – Tabela resenha das taxas de falha dos modelos apresentados. .............................71

Tabela 23 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do sistema de

proteção obrigatório para cabines primárias.....................................................................73

Tabela 24 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo padrão..82

Tabela 25 – Tabela resenha dos preços e “confiabilidades” globais dos modelos estudados..86

SUMÁRIO

página

1. INTRODUÇÃO..................................................................................................................14

2 A DEFINIÇÃO DE CONFIABILIDADE..........................................................................17

3. COMPONENTES...............................................................................................................24

3.1 - Chave Seccionadora .......................................................................................................24

3.2 - Disjuntor.........................................................................................................................26

3.3 - Transformador de corrente.............................................................................................34

3.4 - Transformador de potencial ...........................................................................................36

3.5 - Bucha de passagem de parede........................................................................................38

3.6 - Isoladores tipo pedestal ..................................................................................................39

3.7 - Relé de proteção de sobrecorrente .................................................................................40

3.8 - Relé de proteção trifásico de subtensão, sobretensão e sequência de fase.....................42

3.9 - Acumulador de energia ..................................................................................................44

3.10 - Circuito auxiliar............................................................................................................45

3.11 – Pára-raios.....................................................................................................................46

3.12 - Conjunto trifásico de barramentos de cobre.................................................................47

4. CONFIGURAÇÕES CLÁSSICAS....................................................................................50

4.1 – Convencional, Padrão AES-Eletropaulo ...........................................................................50

4.1.1.1 – Convencional, Padrão AES-Eletropaulo com disjuntor PVO e relé de tensão

analógico.....................................................................................................................................51

4.1.1.2 – Convencional, Padrão AES-Eletropaulo com disjuntor PVO e relé de tensão

digital..........................................................................................................................................52

4.1.2.1 – Convencional, Padrão AES-Eletropaulo com disjuntor a Vácuo e relé de

tensão analógico .........................................................................................................................53

4.1.2.2 – Convencional, Padrão AES-Eletropaulo com disjuntor a Vácuo e relé de

tensão digital...............................................................................................................................54

4.1.3.1 – Convencional, Padrão AES-Eletropaulo com disjuntor a SF6 e relé de tensão

analógico.....................................................................................................................................55

4.1.3.2 – Convencional, Padrão AES-Eletropaulo com disjuntor a SF6 e relé de tensão

digital..........................................................................................................................................56

4.2 – Convencional, Padrão ESCELSA ...............................................................................57

4.2.1.1 – Convencional, Padrão ESCELSA com disjuntor PVO e relé de tensão

analógico.....................................................................................................................................58

4.2.1.2 – Convencional, Padrão ESCELSA com disjuntor PVO e relé de tensão digital ..........59

4.2.2.1 – Convencional, Padrão ESCELSA com disjuntor a Vácuo e relé de tensão

analógico.....................................................................................................................................60

4.2.2.2 – Convencional, Padrão ESCELSA com disjuntor a Vácuo e relé de tensão

digital..........................................................................................................................................61

4.2.3.1 – Convencional, Padrão ESCELSA com disjuntor a SF6 Vácuo e relé de

tensão analógico .........................................................................................................................62

4.2.3.2 – Convencional, Padrão ESCELSA com disjuntor a SF6 Vácuo e relé de

tensão digital...............................................................................................................................63

4.3 – Convencional, Padrão CPFL .......................................................................................64

4.2.1.2 – Convencional, Padrão CPFL com disjuntor PVO e relé de tensão digital ..................66

4.2.2.1 – Convencional, Padrão CPFL com disjuntor a Vácuo e relé de tensão

analógico.....................................................................................................................................67

4.2.2.2 – Convencional, Padrão CPFL com disjuntor a Vácuo e relé de tensão digital.............68

4.2.3.1 – Convencional, Padrão CPFL com disjuntor a SF6 Vácuo e relé de tensão

analógico.....................................................................................................................................69

4.2.3.2 – Convencional, Padrão CPFL com disjuntor a SF6 Vácuo e relé de tensão

digital..........................................................................................................................................70

5. CONFIGURAÇÃO OTIMIZADA.....................................................................................71

5.2 ANALISE DE CONFIABILIDADE DA CONFIGURAÇÃO OTIMIZADA...............81

6 - CONCLUSÃO ......................................................................................................................84

7 - BIBLIOGRAFIA...................................................................................................................88

1. INTRODUÇÃO

O objetivo deste trabalho é orientar a escolha do comprador de cubículos blindados de classe

15kV, diferenciando tipos de equipamentos com a mesma finalidade, mas com preços e

tecnologias bastante diferentes.

A orientação ao usuário das cabines primárias é realizada analisando-se as taxas presumidas

de falhas da configuração desejada pelo comprador, comparando as diversas tecnologias

possíveis, concluindo qual a melhor relação entre o custo do investimento e o benefício de se

adquirir um equipamento com baixo índice de falhas.

O trabalho refere-se apenas às configurações de cabines primárias, as quais são estabelecidas

pelas concessionárias. É razoável então, propor ao leitor uma configuração básica, que atenda

às necessidades de segurança e de operação previstas nas normas técnicas específicas de cada

concessionária, as normas da ABNT

No Brasil, existem algumas dezenas de concessionárias, cada qual com seu padrão

diferenciado de cabine. Para definição dos padrões a serem ponderados, foram analisados

protótipos das seguintes concessionárias: CEEE do Rio Grande do Sul, CELESC de Santa

Catarina, CELG de Goiás, CELPA do Pará, CELPE de Pernambuco, CELTINS do Tocantins,

CEMAT do Mato Grosso, CEMIG de Minas Gerais, COELBA da Bahia, COPEL do Paraná,

LIGHT do Rio de Janeiro, ESCELSA do Espírito Santo, CPFL, ELEKTRO e

ELETROPAULO de São Paulo. Todos estes padrões foram subdivididos em três grandes

grupos representativos, cuja divisão foi baseada em similaridade técnica, sendo a escolha da

ELETROPAULO, CPFL e ESCELSA fundamentada na facilidade de obtenção de dados e

conhecimento técnico prévio sobre as normas destas concessionárias.

Porém, num movimento iniciado em 1995, principalmente pelas grandes Multinacionais do

setor de fabricação de cubículos blindados, o País vê uma grande evolução no tocante a

conjunto de manobra e controle em invólucros metálicos sendo ensaiados e certificados

ABNT - Associação Brasileira de Normas Técnicas

conforme as normas pertinentes, notadamente a NBR-6979

e a IEC-62271-200

, que

passaram a ser consideradas no mercado de cabines primárias.

Com a normatização, os fabricantes nacionais passaram a investir esforços em desenvolver

produtos que atendessem às normas da ABNT e que fossem facilmente adaptáveis aos

diversos padrões de concessionárias nacionais.

O problema é que as caixas de medidores, armários onde são instalados os tarifadores das

concessionárias, são muito diferentes em suas dimensões e exigências, o que obrigou os

fabricantes a desacoplar este armário da estrutura de alta tensão.

Por problemas de possibilidade de fraude tarifária, a primeira vista as concessionárias não

admitiram a idéia de separar fisicamente o armário dos medidores da estrutura do cubículo,

porém , nada seria diferente do que já existia nas cabines de alvenaria.

Dirimidas as dúvidas quanto a fraude, foram estabelecidas normas de instalação específicas

para este modelo de instalação, contudo, fez-se obrigatória a apresentação dos certificados dos

ensaios de tipo estabelecidos na NBR-6979. A norma IEC-62271-200 de 2003 estabelece

características de continuidade de serviço no item 3.131.

Cabe atenção especial a este critério que relaciona da abertura de invólucros para manutenção

preventiva ou corretiva com a continuidade em serviço do restante do conjunto de manobra

composto por barramento único.

No escopo deste trabalho somente temos equipamentos de barramento único, mas na maioria

dos casos não são reparáveis com o equipamento energizado. Isso traz uma outra preocupação

ao usuário ainda não prescrito nas referidas normas: Confiabilidade.

Por tratarmos aqui de um equipamento de larga utilização, podemos utilizar como ponto de

partida as informações colhidas pelos usuários e principalmente por fabricantes. Estas

NBR-6979 – Conjuntos de Manobra e Controle em invólucro metálico de 1kV a 36,2kV, de 1998.

IEC-62271-200 – High-Voltage Switchgear na Controlgear – Part 200 – AC Metal-Enclosed switchgear and

controlgear for rated voltages above 1kV and up to and including 52kV.

informações de taxas de falhas presumidas e realizadas são cruciais para a tomada de decisão

de compra ou reparo.

Vamos então, verificar as configurações interessantes, as taxas de falha reais de componentes

de campo e as taxas de falha informadas pelos fabricantes para equipamentos cujo índice é

relativamente baixo e o tempo médio entre falhas (MTBF

) é muito grande.

Como os dados utilizados são de origem diferente, coloca-se aqui um problema que afeta o

tratamento matemático destes dados. MTBF desconhecidos, Espaços amostrais e períodos de

observação diferentes impedem a utilização dos métodos de distribuição estatísticos clássicos

como Normal, Log-normal, Poisson, Binomial e Weibull. Por estas razões, a utilização do

termo confiabilidade na sua conotação clássica é inadequado.

Munido das informações até aqui aludidas, verificaremos quais as distribuições características

destas para propor as melhores alternativas de redução dos índices de desligamento.

Para dirimir quaisquer dúvidas, definimos como falta como qualquer defeito externo à cabine

primária, ou seja, fora do escopo deste trabalho. Por conseguinte, falta é todo e qualquer

defeito que leva à não continuidade de qualquer serviço proposto para a cabine primária.

MTBF – Main time between failures – tempo médio entre falhas.

2 A DEFINIÇÃO DE CONFIABILIDADE ADOTADA NESTE TRABALHO

A confiabilidade é o atributo caracterizado pela probabilidade do produto cumprir sua função

ao longo do ciclo de vida. É, muitas vezes, confundida com qualidade, dado que tem forte

relação com o padrão de desempenho do produto.

Muitas são as definições de confiabilidade. De uma forma geral, confiabilidade pode ser

definida como a probabilidade de um item desempenhar uma determinada função, de forma

adequada, durante um intervalo de tempo, sob condições especificadas. O importante é

compreender que a definição de confiabilidade deve conter quatro estruturas fundamentais ou

categorias: probabilidade, comportamento adequado, período de uso e condições de uso. Estas

categorias e seus significados devem ser considerados integralmente em cada etapa do ciclo

de vida do produto, em especial no processo de projeto, bem como na análise da atividade

para garantia da confiabilidade.

Devemos fazer aqui uma restrição de como o termo confiabilidade é utilizado neste trabalho.

Como os componentes presentes nas cabines primárias têm MTBF desconhecidos, espaços

amostrais e períodos de observação diferentes, não se pode abordar as distribuições

probabilísticas da forma clássica. As distribuições Normal, Log-normal, Poisson, Binomial e

Weibull utilizam dados como tempo de observação e tamanho das amostras para obter

conclusões, mas como nossos dados não apresentam tais informações, utilizaremos a

definição básica da confiabilidade clássica com as restrições necessárias. Entende-se falha,

para este trabalho, como qualquer evento que faça a cabine primária deixar de cumprir a

função para a qual ela foi destinada, mesmo que não haja desligamento do disjuntor.

Exemplo: uma falha em um dos transformadores de corrente do circuito de medição da

concessionária, mesmo que não ocorra um curto-circuito fase-terra decorrente de uma falha de

isolação que levaria ao desligamento da cabine, consideramos como sendo falha, já que o

circuito de medição é um serviço proposto para o equipamento e deve funcionar e ter sua taxa

de falhas incluída na somatória geral. Assim, utilizaremos o termo como “confiabilidade”.

A probabilidade expressa a possibilidade de ocorrência de um evento. Para isso, não existe

uma simples fórmula ou uma única técnica. Depende do problema existente e das condições

de contorno estabelecidas. A dificuldade da consideração dessa estrutura ocorre

principalmente nas primeiras etapas do desenvolvimento do produto e, praticamente, em todas

as fases do processo de projeto, devido à falta de informações em quantidade e qualidade

estatisticamente representativas do evento em foco. Há que utilizar, nesses casos, de

estratégias e ferramentas de análise, compatíveis às exigências requeridas pela tomada de

decisão, recomendada para cada etapa do ciclo de vida. Na presença de dados estatísticos

pode-se, em função de formulações apropriadas, estabelecer referenciais a serem seguidos

para cada etapa do ciclo de vida ou cada fase de qualquer das etapas.

O comportamento adequado indica a existência de um padrão, um referencial a ser atingido

ou já definido anteriormente. Significa dizer que nos casos em que se dispõe de informações,

estima-se, a priore o padrão. No caso da não existência de dados, simplesmente, estabelece

uma meta a ser alcançada a posteriore. Em alguns casos há que considerar métodos que

possibilitem transformar as informações qualitativas em quantitativas, de forma a criar uma

referência que possa servir de base em todo o ciclo de vida do produto. O padrão, dependendo

do tipo de mercado, pode ser obtido através de marketing, normas técnicas, exigências

contratuais ou governamentais em face de leis ambientais ou de histórico de falhas.

O período de uso normalmente expresso em função do tempo, deve ser analisado a partir da

premissa básica de que a falha ocorrerá mais cedo ou mais tarde. Constitui-se de informações

que represente a expectativa do mercado em relação à vida do item. Essa categoria chama a

atenção do projetista para soluções relacionadas com métodos para evitar, prevenir ou

acomodar as falhas. O projetista deve utilizar-se das técnicas de redundância, de colocação de

sensores para predição de falha e, até, de recomendação de gestão de manutenção. O atributo

de mantenabilidade

ganha importância quando a confiabilidade é focada sob o ponto de vista

dessa categoria.

A condição de operação refere-se à adequação do ambiente de uso relativo à variável de

projeto inicialmente estabelecida. Essa condição necessita ser bem definida, dado que o

sucesso de um evento pode não se manter se as premissas anteriormente estabelecidas forem

alteradas. Veja que essa categoria está situada na etapa do ciclo de vida chamada de uso ou

operação. A condição de operação está relacionada com os aspectos técnicos e humanos.

Significa dizer que formação e capacitação dos agentes de operação é condição fundamental

para a garantia da confiabilidade.

Mantenabilidade: probabilidade de se realizar um reparo antes que a falha ocorra.

A confiabilidade é também definida ou representada por uma expressão matemática. A

expressão matemática é uma codificação, cujo objetivo é sintetizar um conjunto ou histórico

de informações, num percentual, visando facilitar decisões de projeto ou gerenciais.

Evidentemente, muitas são as possibilidades de cálculo quando se dispõe de dados

estatísticos, mas exige também um formalismo matemático para representá-la.

Matematicamente, confiabilidade C(t) é definida como a probabilidade de um item não falhar

entre um tempo inicial (to) e um tempo final (t), considerando que o item esteja atuando desde

o tempo inicial (to). O complemento da função confiabilidade, denominada de função de

probabilidade acumulativa F(t), é a probabilidade do item falhar no mesmo intervalo de tempo

(t - to). A probabilidade de ocorrer um e outro evento, em qualquer tempo t é 1. Assim

C(t)+ F(t) = 1 1. 1

A função F(t), dependendo da aplicação, é mais freqüentemente representada pela distribuição

de Weibull e Exponencial. Pode-se utilizar também a distribuição Normal, Log-Normal,

Poisson ou Binomial.

A distribuição, postulada por Walloddi Weibull (1939) é a que melhor representa o evento

relacionado com a taxa de falha do sistema técnico. Permite representar o evento de falha nos

três períodos mais significativos do ciclo de vida do produto, caracterizado pela curva da taxa

de falha (curva da banheira, figura 1) como: período de juventude, período de vida útil e

período de envelhecimento ou descarte. A distribuição exponencial, por ter taxa de falha

constante, é adequada para representar somente o período de vida útil. A distribuição normal

pode ser utilizada para descrever o período de envelhecimento ou descarte.

Bathtub Curve

tempo

(h)

Taxa de falhas (x10

-3

)

Figura 1– curva da banheira (fonte: Analise de dados de vida – RS-401 – Reliasoft)

Em função das diferentes formulações apresentadas por Weibull, segundo Hallinan (1993),

confusões podem ocorrer na análise ou leitura dos resultados baseados na distribuição de

Weibull. Hallinan (1993), na publicação de revisão da distribuição de Weibull, apresenta as

cinco formulações da função de probabilidade acumulada F(t) e as respectivas funções

densidade de probabilidade f(t), de taxa instantânea de falha h(t) e o processo para estimar os

parâmetros da distribuição de Weibull, mais utilizadas na área das engenharias.

As cinco formulações mais correntes da função de probabilidade acumulada, segundo

Hallinan (1993) são:

1.2

1.3

1.4

1.5

1. 6

sendo os parâmetros:

CURVA DA BANHEIRA

• a é o parâmetro de escala, em alguns casos, é semelhante ao tempo médio entre falha.

• a' = 1/a é análogo ao parâmetro de escala para falha por unidade de tempo.

• b é um parâmetro de forma que determina a aparência ou forma da distribuição.

• b’ = 1/b.

• c é um parâmetro local. É o menor tempo t a partir do qual a probabilidade de falha

não é zero.

• k é um parâmetro que combina os parâmetros de forma e de escala.

• k' = 1/k, é também um parâmetro de escala, mas sofre a influência do parâmetro de

forma b.

Os parâmetros da distribuição de Weibull podem ser determinados por:

1 - Método baseado no papel probabilístico de Weibull, no qual é definida uma escala cujos

dados da distribuição são linearizados;

2 - Utilização do método dos mínimos quadrados e representação gráfica das informações em

uma escala normal;

3 - Determinação teórica através de métodos de estimativa de probabilidade. Os dois

primeiros métodos são adequados para a maioria das aplicações.

O cálculo da confiabilidade, em cada etapa do ciclo de vida de um produto, está relacionado

com existência de informações organizadas e definidas pela expectativa do mercado onde o

produto será utilizado e pela existência de dados, principalmente, relacionados com a falha do

produto.

O registro de falha, é mais freqüentemente encontrado, para componentes ou sistemas com

padrões de projeto e uso bem definidos como sistemas eletrônicos, hidráulicos, pneumáticos.

Nesses casos a confiabilidade pode ser mais facilmente representada por uma distribuição

estatística. A distribuição de Weibull é bastante adequada para esses casos.

Em projetos novos ou quando não se dispõe de registro da taxa de falha estatisticamente

significativos, ou de uma estimativa de taxa de falha dos componentes a serem utilizados, a

situação é mais complexa. Nessa situação, é recomendável utilizar a distribuição exponencial,

dado que é definida somente em função do tempo de vida e da taxa de falha. A taxa de falha,

nesse caso, é o inverso do tempo médio entre falhas (MTBF). A distribuição exponencial é

um caso particular da distribuição de Weibull, quando o parâmetro de forma é igual a 1.

Em resumo, para podermos fornecer a ferramenta de escolha da configuração mais adequada

da cabine primária pelo usuário, proposta neste trabalho, precisamos relacionar

“confiabilidade” com o custo do produto.

Se uma empresa quer aumentar a confiabilidade do seu produto ela irá, provavelmente,

aumentar o custo do projeto e da produção do mesmo. Entretanto, um baixo custo de

produção não implica numa diminuição total no custo do produto.

O custo total de um produto é a soma dos custos de produção, custos de projeto e de pós-

venda. Aumentando-se a confiabilidade do produto, pode-se aumentar os custos de produção,

mas diminuem-se os custos de pós-venda e de manutenção. Um ótimo custo total mínimo é

obtido utilizando-se a confiabilidade ótima para o produto.

Custo do Produto X Confiabilidade

confiabilidade

Custos

custos de pós-venda

custo total do produto

custos de produção

Figura 2 – Curva de Custos X Confiabilidade (fonte: Analise de dados de vida – RS-401

– Reliasoft)

A figura 2 ilustra a relação entre o aumento de custos na fase de projetos com um índice de

“confiabilidade” maior e custos de pós-venda menor. A maneira inversa também é verdadeira,

ou seja, custos baixos em fases de projeto normalmente estão associados a “confiabilidades”

menores e custos maiores de pós-venda.

De maneira análoga, o consumidor do produto pode admitir que: Se adquirir um produto com

taxa presumida de falhas baixa, ele enfrentará custos de manutenção mais baixos.

Voltando-se a analisar a figura 1, deve-se observar que a curva apresenta três fases bem

definidas:

Primeira fase – Descendente: trata-se da fase inicial da vida do produto, conhecida como

infância, cuja taxa de falhas é decrescente, sendo estas normalmente decorrentes de problemas

de produção, matéria-prima, projeto inadequado ou uso não adequado do produto;

Segunda-fase – constante: fase média que corresponde à vida útil determinada no projeto, cuja

taxa de falhas é baixa e praticamente constante, sendo que normalmente, eventos externos são

os causadores das falhas, sendo estas, eventos imprevisíveis.

Terceira fase - ascendente: Fase final do ciclo de vida do produto, cuja taxa de falhas é

sempre crescente indicando o final da vida útil do produto.

3. COMPONENTES

Para iniciar nosso trabalho, devemos escolher uma das possíveis configurações e listas seus

componentes:

Figura 3 – Diagrama unifilar básico para consumidor primário – Fornecimento de

energia elétrica em tensão primária de distribuição - instruções gerais - Edição 2004 –

AES-(ELETROPAULO)

As cabines primárias são, obrigatoriamente, compostas por, pelo menos:

3.1 – Chave Seccionadora;

A chave seccionadora (89.2) é o componente utilizado para inserir uma distancia de

seccionamento a montante do disjuntor geral que possibilita que se realize manutenção no

disjuntor ou a jusante dele sem o risco de toque acidental em barramento energizado.

Em muitas concessionárias, como é o caso da AES-ELETROPAULO, é obrigatório

também o uso de mais uma seccionadora (89.1) antes do circuito de medição com a finalidade

de se isolar a instalação do cliente da rede da concessionária.

POSTE

Figura 4 - Seccionadora isolada a Ar tipo GV-01 (fabricação: G&V Indústria e

Comércio de Materiais Elétricos ltda)

Figura 5 - Seccionadora isolada a SF6

, modelo gama SM6 (fabricação: Schneider

Electric)

As duas seccionadoras acima apresentadas realizam o mesmo serviço, porém, apresentam

custos de aquisição e taxas de falha bastante diferentes. Para analisar as diferenças, veja tabela

Tabela 1 – Tabela comparativa entre seccionadoras isoladas a ar e a SF6.

Seccionadora isolada a Ar Seccionadora isolada a SF6

Custo médio R$ 1.100,00 R$ 9.000,00

Taxa de falhas 0,0031/ano

0,0000744/ano

SF6: Hexafluoreto de Enxofre - Gás inerte, transparente, inodoro, não inflamável e quimicamente estável,

obtido por uma reação química entre enxofre fundido e fluoreto. O fluoreto é obtido pela eletrólise de ácido

fluorídrico.

Dado referente as 3 falhas em 991 peças instaladas nas subestações da AES-Eletropaulo durante o ano de 2003,

sendo duas destas falhas referentes aos contatos auxiliares.

Dado fornecido pela Schneider Electric.

3.1.1 - As principais falhas em chaves seccionadoras isoladas a ar são:

Quebras de bielas decorrentes de operações indevidas, fadigas do material e principalmente a

destruição da biela quando ela sofre uma descarga elétrica fase-terra superficial por deposição

de poluição sobre a peça, rompendo a distância de isolamento.

Quebras de eixo decorrentes de operações indevidas ou fadigas do material.

Desgaste dos contatos é decorrente da realização de manobras, o que é desgaste natural, mas

que precisa ser corrigida em manutenções preventivas; ou também por abertura da chave sob

carga, quando o arco elétrico gerado funde as partes fixas e móveis dos contatos da chave,

levando ao posterior aquecimento por mau contato.

Soldagem dos contatos é decorrente da condução de correntes de falta superiores à capacidade

da chave;

Descargas disruptivas nos isoladores e bielas que levam à destruição quando sofrem uma

descarga elétrica fase-terra superficial por deposição de poluição sobre a peça, rompendo a

distância de isolamento.

3.1.2 - As principais falhas em chaves seccionadoras isoladas a SF6 são:

3.1.2.1 - Abertura e Fechamento em curto causa expansão do SF6 e despressurização da

câmara. É necessário repressurizar pois a capacidade de isolamento e de extinção diminui

devido a diminuição da pressão do SF6 dentro da chave.

3.1.2.2 - Descargas disruptivas entre os terminais já que a isolação entre os mesmos é a AR.

Isso ocorre pois as distâncias são muito reduzidas.

3.2 - Disjuntor;

O disjuntor (52) é o componente utilizado para manobrar a carga, pela vista da

concessionária. Além disso, realiza a abertura do circuito do consumidor no caso de

ocorrerem faltas como: Sobrecargas (função ANSI 50 – sobrecorrente instantânea), Curto-

circuito (Função ANSI 51 – sobrecorrente temporizada), Subtensão (Função ANSI 27-

subtensão), Inversão de fase ou defasagem angular (Função ANSI 47-sequência de fase),

Sobretensão (Função ANSI 59-sobretensão), entre outras, já que para todas as concessionárias

estas são as funções mínimas de proteção, sendo que este conjunto de relés pode ser ampliado

dependendo da aplicação. Como as chaves seccionadoras, os disjuntores apresentam

tecnologias diferentes para a extinção do arco. São elas: Óleo mineral isolante, Vácuo e SF6.

3.2.1. O óleo mineral isolante é um derivado do petróleo, formado por uma mistura de

hidrocarbonetos e quando novo é transparente (tem cor amarela pálida). Para aplicações em

equipamentos elétricos, são empregados dois tipos de óleo mineral isolante: naftênico e

parafínico. Sua grande limitação técnica é o processo de oxidação por que passa o óleo, que

podem ser aceleradas pela presença de compostos metálicos, oxigênio, alto teor de água e

calor excessivo. Esta oxidação diminui a capacidade de corte do disjuntor, fazendo-o,

portanto, perder a função elétrica ao longo do tempo. Por isso, esta tecnologia, apesar de mais

barata, tem sido substituída por Vácuo e SF

, que apresentam índices de deterioração da

capacidade de corte próximos a zero. Entretanto, por se tratar de equipamento desenvolvido a

mais de cinqüenta anos, tem a preferência das equipes de manutenção, por já ser de domínio

público todos os problemas possíveis de se ocorrer. Contudo, esta longevidade trás consigo

uma desvantagem: Acessórios obsoletos. As bobinas de atuação deste tipo de disjuntor, além

dos motores de carregamento de molas, apresentam muitos problemas de funcionamento,

acarretando ao disjuntor, uma redução grande nos seus índices de “confiabilidade”.

Sobretudo, é sem sombra de dúvida, o tipo de disjuntor mais instalado em cabines primárias

no Brasil, sendo fabricado apenas pela AREVA - Transmissão e Distribuição ltda. e pela

BEGHIM Indústria e Comércio ltda.

Figura 6 – Disjuntor a óleo tipo PVO (fabricação: Beghim Indústria e Comércio ltda.)

3.2.2. A técnica de utilização do SF6 desenvolveu-se rapidamente na extra-alta tensão e,

mais recentemente, em média tensão para a execução de interruptores, disjuntores, contatores;

aparelhagem simples e de grande duração de vida. Neste tipo de disjuntor, o fluxo de gás é

injetado na zona de formação do arco devido ao movimento do contato móvel, que através de

um cilindro e de um injetor de gás produzem pressões da ordem das duas vezes a pressão

existente na câmara de corte.

Figura 7 – Ilustração do mecanismo de injeção de SF

na câmara de extinção do arco.

Por se tratar de tecnologia oriunda de equipamentos de extra-alta tensão, os acessórios deste

tipo de disjuntor trazem consigo a filosofia de alta “confiabilidade”. Assim sendo, as bobinas

de atuação elétrica destes aparelhos apresentam alta “confiabilidade”, tendo disponibilidade

para redundância paralela, em alguns casos.

Figura 8 – Disjuntor a SF

tipo FPX (fabricação: AREVA Transmissão e Distribuição

ltda.)

3.2.3. Com o vácuo aborda-se agora uma técnica que, para todos os efeitos, original desde

quando as suas propriedades de interrupção foram evidenciadas desde 1920. Uma qualidade

uniforme do vácuo, material de contato apropriado, assim como um sistema de contato bem

dimensionado, garante um comportamento de corte seguro em toda faixa de corrente.

O vapor metálico gerado numa câmara de vácuo no processo de abertura tem uma tensão de

manutenção tão baixa que a energia ali liberada não desgasta o material de contato, que

simplesmente se recombina com a superfície após a extinção do arco.

O disjuntor a vácuo demonstra uma particularidade que é única neste tipo de aparelhos devido

à ação de corte, melhorando-se a pressão interna na câmara a vácuo. Isto significa um vácuo

perfeito mesmo no fim da vida útil mecânica de uma câmara. Estas propriedades contribuem

para que a capacidade de corte não piore durante sua vida útil total.

No entanto, em disjuntores convencionais, deve-se contar com uma alteração das

propriedades de corte, analogamente ao crescente número de ciclos de operação do mesmo,

pois o arco elétrico, conseqüência do corte, influencia negativamente tanto no material de

contato como também no gás (ou óleo).

Na técnica do arco rotativo da Schneider Electric, a rotação do arco entre contatos circulares é

provocada por um campo magnético intenso. Este campo é criado por uma bobina pela qual a

própria corrente a ser interrompida circula no momento da abertura. A energia necessária para

extinguir o arco é fornecida pelo próprio sistema.

Portanto o mecanismo de comando é mais simples e econômico. A rápida movimentação da

raiz do arco sobre os contatos reduz substancialmente o seu desgaste.

Esta alta velocidade de extinção do arco elétrico, para cargas de alta capacitância, é bastante

prejudicial.

Ela acarreta a formação de arcos de reignição da corrente. Assim, para bancos de capacitores,

por exemplo, o uso de disjuntores a Vácuo deve ser evitado.

Figura 9 – Ilustração da ampola a Vácuo com extinção a arco rotativo (fabricação:

Schneider Electric)

Figura 10 – Comparação da capacidade de recuperação do dielétrico entre disjuntores a

Vácuo, SF

, N

e H

(Website da Hyundai Heavy Industries, consultado a 13 de agosto de

2005.)

Tabela 2 – Tabela comparativa entre disjuntores isolados a Óleo (modelo DSF,

fabricação AREVA Transmissão e Distribuição), Vácuo (modelo HVX, fabricação

AREVA Transmissão e Distribuição) e a SF6 (modelo SF1, fabricação SCHNEIDER

ELECTRIC), sendo que todos os disjuntores são de 630A, NBI 95kV e 16kA/1s.

Disjuntor a PVO Disjuntor a Vácuo Disjuntor a SF6

Custo médio R$ 8.500,00 R$ 18.100,00 R$ 17.700,00

Taxa de falhas 0,2060/ano

0,0229/ano

0,0008944/ano

A tabela 3 apresenta as taxas de falhas dos acessórios dos disjuntores, relacionadas com seus

custos individuais. Pode-se verificar que as performances dos acessórios são bastante

diferentes entre si, tais como as bobinas de mínima tensão. Porém, elas contribuem para a

falha do componente principal, o disjuntor. Embora algumas taxas de falha encontradas na

tabela sejam iguais a zero, não podemos considerar a taxa de falhas como está. Para respeitar

Dado fornecido pela INDÚSTRIA, MONTAGEM E INSTALAÇÕES GIMI, sendo o número total de falhas de

51, num espaço amostral de 247 peças de disjuntores PVO entre os anos de 2001 a 2005.

Dado fornecido pela AREVA T&D, sendo o número total de falhas de 48, num espaço amostral de 13298

peças de disjuntores TIPO HVX entre os anos de 1999 a 2005.

Dado fornecido pela Schneider Electric.

os dados históricos dos bancos de dados das empresas que aqui contribuíram, devemos

considerar as taxas de falha como desprezível.

Tabela 3 – Tabela comparativa entre acessórios de disjuntores isolados a Óleo (modelo

DSF, fabricação AREVA Transmissão e Distribuição), Vácuo (modelo HVX, fabricação

AREVA Transmissão e Distribuição) e a SF6 (modelo SF1, fabricação SCHNEIDER

ELECTRIC), sendo que todos os disjuntores são de 630A, NBI 95kV e 16kA/1s.

Acessório do Disjuntor Custo médio Taxa de falhas

Bobina de mínima tensão para disjuntor a PVO R$ 553,00 0,1940/ano

Bobina de abertura (trip) para disjuntor a PVO R$ 625,00 0,006/ano

Bobina de fechamento para disjuntor a PVO R$ 625,00 0,006/ano

Motor para disjuntor a PVO R$ 5.078,00 0,0/ano

Bobina de mínima tensão para disjuntor a Vácuo R$ 857,00 0,0192/ano

Bobina de abertura (trip) para disjuntor a Vácuo R$ 625,00 0,0001/ano

Bobina de fechamento para disjuntor a Vácuo R$ 625,00 0,0/ano

Motor para disjuntor a Vácuo R$ 3.095,00 0,0/ano

Bobina de mínima tensão para disjuntor a SF

R$ 890,00 0,0004/ano

Bobina de abertura (trip) para disjuntor a SF

R$ 595,00 0,0004/ano

Bobina de fechamento para disjuntor a SF

R$ 595,00 0,00001/ano

Motor para disjuntor a SF

R$ 2.980,00 0,00001/ano

3.2.4 – As principais falhas em disjuntores são:

3.2.4.1 - Problemas nas bobinas de atuação elétrica são comuns nas três tecnologias de

disjuntores. Apesar disso, por se tratar de geração mais moderna de equipamentos, os

disjuntores a Vácuo e SF6 demonstram maior “confiabilidade” em seus acessórios, conforme

tabela 3. Contudo, alguns cuidados com a elaboração dos circuitos de comando e com

manutenções preventivas podem reduzir as taxas de falha das mesmas.

Dado fornecido pela INDÚSTRIA, MONTAGEM E INSTALAÇÕES GIMI, sendo o número total de falhas

de 48, num espaço amostral de 247 peças de disjuntores PVO entre os anos de 2001 a 2005.

Dado fornecido pela AREVA T&D, sendo o número total de falhas de 12, num espaço amostral de 6298 peças

de disjuntores HVX entre os anos de 2003 a 2005.

Dado fornecido pela AREVA T&D, sendo o número total de falhas de 1, num espaço amostral de 6298 peças

de disjuntores HVX entre os anos de 2003 a 2005.

Dado fornecido pela AREVA T&D .

Dado fornecido pela Schneider .

3.2.4.1.1 – Bobina de ABERTURA: A bobina de abertura queima quando foi acionada e

permanece energizada, já que a mesma só deve receber um pulso de tensão;

3.2.4.1.2 – Bobina de FECHAMENTO: A bobina de abertura queima quando foi

acionada e permanece energizada, já que a mesma só deve receber um pulso de tensão;

3.2.4.1.3 – Bobina de MÍNIMA TENSÃO: Por permanecer o tempo todo energizada, é o

dispositivo mais susceptível a falhas. Depreciação pelo uso, susceptibilidade a impulsos de

tensão e ferrugem ou má lubrificação do embolo fazem com que o peso a ser movimentado

magneticamente pela bobina seja maior, aumentado o desgaste elétrico do enrolamento da

bobina, levando à queima. Analisando-se a tabela 3, verifica-se uma grande discrepância entre

as taxas de falha das bobinas de mínima tensão dos três tipos de disjuntores. Para entender

esta diferença, foram analisados os projetos dos três equipamentos e a conclusão é que os

disjuntores a PVO são de tecnologia muito antiga (década de 1960) onde não ocorreu

evolução com o passar do tempo. Os disjuntores a Vácuo e a SF6 são da década de 1990,

cujos conceitos de “confiabilidade” e mantenabilidade já foram observados.

3.2.4.1.4 – ENGRENAGENS: os disjuntores são, em grande parte, dispositivos

mecânicos. Engrenagens, bielas, eixos e pinos são peças que precisam sempre estar

lubrificadas e livres de ferrugem e poluição. A presença destes agentes leva ao rompimento de

bielas, eixos e pinos, e a falta de lubrificação leva ao agarramento das peças, o que

impossibilita a operação do disjuntor.

3.2.4.1.5 - PÓLO: parte ativa do disjuntor, é o conjunto de peças que efetivamente

estabelece e interrompe o circuito principal. Como as tecnologias são diferentes, as principais

falhas também são bastante diversas. São elas:

3.2.4.3.1 – Disjuntor a PVO: Constantes manobras, interrompendo as correntes de carga

do circuito principal, devido ao aparecimento inevitável do arco elétrico dentro do pólo do

disjuntor acarretam a formação de borra e bolhas de gás, ocasionando a perda do poder de

corte do disjuntor. Quando isto ocorre, pode ocasionar a explosão do pólo pois a energia do

arco voltaico gera grande aumento de pressão e de temperatura dentro do invólucro do

disjuntor, levando ao colapso.

3.2.4.3.2 – Disjuntor a Vácuo: Muito mais moderno e adequado a manobras sucessivas

de carga, apresenta poucos problemas. Porém, em alguns casos de cargas de grande relação

di/dt (gradiente de corrente no tempo como, por exemplo, capacitores) leva ao desgaste dos

contatos, aumentando a resistência elétrica dos mesmos ocasionando o aquecimento.

3.2.4.3.3 – Disjuntor a SF6: Como a interrupção do arco elétrico é feita por um fluido

refrigerante, poucos são os problemas de interrupção de arcos. Porém, deve-se monitorar a

pressão do gás dentro das ampolas, pois a queda da pressão pode ocasionar perda de poder de

corte do disjuntor. Quando isto ocorre, pode ocasionar a explosão do pólo pois a energia do

arco voltaico gera grande aumento de pressão e de temperatura dentro do invólucro do

disjuntor, levando ao colapso.

3.3 - Transformador de corrente;

Os transformadores de corrente para tarifação são fornecidos pela concessionária e instalados

pelos clientes em suas cabines primárias para fazer a medição indireta da energia fornecida,

cuja ligação é realizada por três elementos a quatro fios. Em cabines compactas, alguns

fabricantes conceberam seus projetos para a instalação de apenas dois transformadores de

corrente, obrigando a concessionária a realizar a medição com apenas dois elementos a três

fios.

Os transformadores de corrente para proteção são peças-chave no bom funcionamento do

conjunto. Sua responsabilidade é máxima no momento de faltas, como as sobrecargas e os

curto-circuitos.

Devem apresentar baixíssimo índice de descargas parciais para que apresentem longa vida

útil; não saturarem para a máxima corrente de falta prevista e principalmente retratarem com

fidelidade em seus terminais secundários a realidade das correntes do circuito primário.

Contudo, os equipamentos são sempre isolados e moldados em epóxi sob vácuo, com relações

de transformação diversas e dependentes da carga instalada, porém, a classe de exatidão deve

ser sempre 0,3C, sendo que a carga máxima deve ser compatível com o circuito alimentado,

no caso, o medidor.

Os Transformadores de corrente para uso na proteção tem características diferentes dos TC’s

para uso em medição. É importante que os TC´s retratem com a máxima fidelidade as

correntes de defeito, sem sofrer os efeitos da saturação. Em geral, despreza-se o erro de

ângulo de fase. Dependendo das características construtivas do TC, a reatância de dispersão

do enrolamento secundário será maior ou menor. Na prática, são chamados de baixa

impedância (B, segundo a ABNT) ou tipo bucha, e de alta impedância (A, segundo a ABNT)

ou tipo enrolamento concentrado.

Segundo a norma ASA, admitindo-se que o TC esteja suprindo 20xIn (ou 100A, para

secundário de 5A) a sua carga, ele é classificado na base da máxima tensão eficaz que pode

manter em seus secundários sem exceder o erro especificado de 10 ou 2,5%. Assim, 10 (ou

2,5%) A ou B 100 significa um TC de alta (ou baixa) impedância capaz de manter 100V (ou

100/20 x 5A = 1Ω) em seus terminais sob erro máximo de 10% (ou 2,5%) quando

alimentando uma carga de até 1Ω. As tensões secundárias – Padrão ASA – são 10, 20, 50,

100, 200, 400 e 800V, que correspondem às cargas de 0,1 , 0,2 , 0,5 , 1,0 , 2,0 , 4 e 8Ω,

respectivamente, e válidas apenas para a menor relação do TC. O número antes da letra A ou

B indica o máximo erro da relação especificada, ou exatidão do TC, em porcentagem [%

=100(FCR-1)].

Os TC’s mais usados para cabines primárias são de relação 300/5A, 10B50. Isso porque nas

correntes máximas de curto-circuito das concessionárias, que é de 10kA, quando percorridos

por esta corrente em seus terminais primários, terão suas tensões secundárias próximas a 45V,

não superando os 50V máximos permitidos.

Figura 11 – Transformador de corrente com único secundário, modelo BCS-11

(fabricação: Braspel-Brasformer – Indústria Eletrometalúrgica ltda.)

Dados de falha dos transformadores de corrente:

Taxa de falhas: 0,0001/ano (Dado referente as 11.196 peças instaladas nas subestações da

AES-Eletropaulo durante o ano de 2003).

A principal falha que ocorre em transformadores de corrente é o Colapso de isolação por

descargas parciais. Este fenômeno consiste em: pequenas cavidades ou inclusões de constante

dielétrica diferente da do material que a rodeia (neste caso o epóxi) são submetidas ao campo

elétrico que se distribui pelo material energizado, submetendo a cavidade ou inclusão a um

gradiente de tensão superior ao gradiente máximo suportável pela mesma. Então, ocorrem

pequenas descargas disruptivas no interior da cavidade, acarretando um processo temporal de

deterioração progressivo do material e eventualmente a falha do equipamento.

Figura 12 - Transformador de corrente destruído por colapso de isolação decorrente de

descargas parciais. (Foto retirada do artigo “On-Line Partial Discharge Applications to

MV Electrical Switchgear”, da Cutler-Hammer Predictive Diagnostics)

A figura 12 apresenta dois Transformadores de corrente danificados pelo processo de

deterioração da isolação por descargas parciais, cujos núcleos ativos superaqueceram-se.

3.4 - Transformador de potencial;

Os transformadores de potencial para tarifação são fornecidos pela concessionária e instalados

pelos clientes em suas cabines primárias para fazer a medição indireta da energia fornecida,

cuja ligação é realizada por três elementos a quatro fios.

Os transformadores de potencial para proteção são importantes para o bom funcionamento do

conjunto. Sua responsabilidade é de representar com fidelidade a tensão primária em seus

terminais secundários, já que no momento de faltas de tensão, como as subtensões,

sobretensões e defasagens angulares superiores às aceitáveis, essa referência será considerada

pelos relés de proteção de tensão para a tomada de decisão de desligamento. Devem

apresentar baixíssimo índice de descargas parciais para que apresentem longa vida útil.

Contudo, os equipamentos são sempre isolados e moldados em epóxi sob vácuo, com relações

de transformação diversas e dependentes da carga instalada, porém, a classe de exatidão deve

ser sempre 0,3P, sendo que a carga máxima deve ser compatível com o circuito alimentado,

no caso, os relés, o no-break e os serviços auxiliares.

Figura 13 – Transformador de potencial classe 15kV, modelo BPS-12 (fabricação:

Braspel-Brasformer – Indústria Eletrometalúrgica ltda.)

Taxa de falhas: 0/ano (Dado referente as 1463 peças instaladas nas subestações da AES-

Eletropaulo durante o ano de 2003). Embora a taxa de falhas encontrada no arquivo da

referida empresa, não podemos considerar a taxa de falhas como está. Podemos adotar duas

posturas: considerar desprezível ou considerar taxa mínima de falhas igual a 0,0001. Para

respeitar os dados históricos dos bancos de dados das empresas que aqui contribuíram,

devemos considerar a taxa de falhas dos TP’s como desprezível.

Taxa de falhas: desprezível

Comumente, as falhas em transformadores de potencial são bastante simples de se evitar. As

principais causas de falhas são: Sobrecarga e sobretensões. Para se evitar sobrecargas utiliza-

se fusíveis limitadores de corrente no primário do TP’s e mini-disjuntores ou fusíveis Diazed

no secundário, sendo estes coordenados e adequados à máxima potência do TP. Para evitar

que sobretensões os danifiquem, além de se utilizar equipamentos com taxa de descargas

parciais baixos, utiliza-se pára-raios que limitam os impulsos de tensão a níveis bastante

inferiores aos máximos aceitáveis pelos TP’s. Com isso, diminui-se bastante a probabilidade

de falhas nestes equipamentos.

3.5 - Bucha de passagem de parede;

As buchas de passagem de parede são utilizadas nas interfaces entre módulos de um conjunto

de manobra. Podem se fabricadas em porcelana ou fibra de vidro, mas habitualmente são de

epóxi. Sua construção mais indicada é de corpo saiado, cuja distância de escoamento é maior.

Não será considerada neste estudo a diferença de “confiabilidade” entre as buchas saiadas e

lisas, já que esta diferença operacional apenas se verifica em casos de instalações cujo nível

de poluição atmosférica é bastante acentuado, mesmo assim, tendo decorrido períodos

prolongados de tempo. Assim, consideraremos como padrão a utilizada pela Indústria,

Montagem e Instalações GIMI em seus produtos, já que a referência de espaço amostral é a

experiência dos anos 2001-2005 destes produtos.

Figura 14 – Bucha de passagem de parede classe 15kV, modelo BI 005 JO4-110

(fabricação: ISOLET)

Taxa de falhas: 0,0007/ano (Dado referente a 2 peças com falha em um espaço amostral de

2583 peças instaladas nas cabines primárias fabricadas pela Indústria, Montagem e

Instalações GIMI ltda. durante os anos de 2001 a 2005).

3.5.1 - As principais falhas em buchas de passagem são:

3.5.1.1 – Rachaduras, que entram no regime de degradação por descargas parciais e

conseqüente colapso da isolação;

3.5.1.2 - Diminuição da distância de escoamento por deposição de poluição e conseqüente

colapso da isolação.

3.6 - Isoladores tipo pedestal;

Os isoladores são utilizados para ancoragem dos barramentos para mantê-los firmes em suas

posições durante a operação normal e principalmente em momentos de sobrecorrentes.

Podem se fabricadas em porcelana, mas habitualmente são de epóxi. Sua construção mais

indicada é de corpo saiado, cuja distância de escoamento é maior.

Mesmo assim, a deposição de poeira e poluição sobre as saias causa falhas à terra.

Figura 15 – Isolador para uso abrigado classe 15kV, modelo MTA-17,5 JO10-95

(fabricação: ISOLET)

Taxa de falhas: 0,00034/ano (Dado referente as 2.717.153 peças instaladas nas subestações da

AES-Eletropaulo durante o ano de 2003).

3.6.1 - As principais falhas em isoladores são:

3.6.1.1 – Rachaduras, que entram no regime de degradação por descargas parciais e

conseqüente colapso da isolação;

3.6.1.2 - Diminuição da distância de escoamento por deposição de poluição e conseqüente

colapso da isolação;

3.6.1.3 - Ancoragem dos barramentos é insuficiente para resistir aos esforços mecânicos

oriundos das correntes de curto-circuito, levando-os ao colapso mecânico e rompimento.

3.7 - Relé de proteção de sobrecorrente (composto por três unidades de fase e uma de neutro);

O relé de sobrecorrente deve ser, de acordo com a NBR-14039

, de ação secundária ao

disjuntor de ação, para potência instalada acima de 300kVA. A mesma norma permite que

transformadores até esta potência sejam protegidos contra sobrecorrentes por elos-fusíveis.

Assim, consideraremos para este trabalho, apenas relés de ação indireta, já que os relés de

ação direta eletrônicos não representam uma solução de custo compensatório frente aos relés

indiretos eletrônicos.

Relés de ação indireta são sempre conectados aos transformadores de corrente instalados a

montante do disjuntor de ação. Para tanto, devemos considerar este relé como sendo a carga,

além dos cabos, citado no item 3.3 deste trabalho.

Os relés de sobrecorrente microprocessados apresentam maior nível de “confiabilidade” que

os antigos relés diretos com retardo a líquido, cujas curvas de atuação dependiam da

viscosidade do óleo utilizado, que variava com a temperatura do ar ambiente e principalmente

com a oxidação do mesmo. Sendo assim, o relé que escolhemos como referência é o modelo

fabricado pela Newage-AVKSEG, da Alemanha, com código MRI 1-I5R2D.

NBR-14039 – Instalações Elétricas de média tensão de 1,0kV a 36,2kV - 2003

Figura 16 – Relé de sobrecorrente, modelo MRI 1-I5R2D (fabricação: Newage-

AVKSEG)

Taxa de falhas: 0,0001/ano (Dado retirado do manual de instruções do relé registrado sob

número – SEG do Brasil TB MRI1 10.96 BR).

3.7.1 - As principais falhas em Relés de sobrecorrente são:

3.7.1.1 - Falta de tensão auxiliar: O algoritmo de proteção pára de ser executado e a carga fica

desprotegida;

3.7.1.2 - Calibração incorreta: Os dados de entrada levam o relé a concluir de forma errada as

necessidades de atuação ocasionando falhas de operação (não atuação quando precisa atuar) e

de segurança (atuação desnecessária);

3.7.1.3 - Saturação do TC: O relé fica sem informação correta sobre a corrente primária e

impossibilitado de proteger a carga.

3.8 - Relé de proteção trifásico de subtensão, sobretensão e sequência de fase;

O relé supervisor de tensão deve ser usado sempre, para proteger as cargas de um consumidor

contra variações danosas de tensão. Ocorre que, algumas concessionárias, obrigam que o

cliente utilize também a bobina de mínima tensão de ação direta no disjuntor.

Ora veja, qual a razão desta obrigatoriedade? Não é outra senão o desligamento instantâneo de

todos os consumidores primários no momento de um afundamento de tensão, para, no caso

deste afundamento perdurar e se tornar um “apagão”, conhecido como “black out”, escalonar

o religamento das cargas tornando o restabelecimento pela concessionária mais fácil.

Retomemos o raciocínio: como é de interesse do consumidor proteger-se de tensões fora da

faixa da nominal (-10%<Vn<5%), poder-se-ia padronizar como na CPFL

, que o cliente não

utiliza a bobina de mínima tensão e utiliza o relé de proteção de tensão que desejar, desde que

seja equipado com as funções de subtensão, sequência de fase e sobretensão. A sensibilidade

e a temporização desta atuação sobre o disjuntor fica a critério do consumidor.

Sendo assim, escolhemos como referência dois tipos de relés de proteção de tensão: o

primeiro tem tecnologia eletrônica digital, cujo modelo é o fabricado pela Newage-AVKSEG,

da Alemanha, com código XU2-AC - AC voltage relay; e o segundo tem tecnologia eletrônica

microprocessado, cujo modelo é o fabricado pela Newage-AVKSEG, da Alemanha, com

código MRU3-2 - Voltage relay with evaluation of symmetrical components.

CPFL – Companhia Paulista de Força e Luz e da Companhia Piratininga de Força e Luz (CPFL)

Figura 17 – relé de tensão, modelo MRU 3-2 (fabricação: Newage-AVKSEG)

Taxa de falhas: 0,0001/ano (Dado retirado do manual de instruções do relé registrado sob

número – SEG do Brasil TB MRI1 10.96 BR).

Figura 18 – relé de tensão, modelo RST-21-MM

Taxa de falhas: 0,0286/ano (Dado referente a 5 peças com falha em um espaço amostral de

175 peças instaladas nas cabines primárias fabricadas pela Indústria, Montagem e Instalações

GIMI ltda. durante os anos de 2001 a 2005).

3.8.1 - As principais falhas em Relés de proteção de tensão são:

3.8.1.1 – Sobretensões: ao contrário dos TP’s, para que sejam de boa qualidade os relés de

proteção de tensão devem ser bastante sensíveis à variações de tensão. Isso os torna, também,

vulneráveis a elas. Variações acima de 30% da tensão nominal já são capazes de danificar

circuitos eletrônicos.

3.8.1.2 - Corrosão dos contatos pode levar o relé à não atuação.

3.8.1.3 - Ajustes inadequados das tolerâncias e das temporizações levam o relé a concluir de

forma errada as necessidades de atuação, ocasionando falhas de operação (não atuação

quando precisa atuar) e de segurança (atuação desnecessária);

3.9 - Acumulador de energia;

O acumulador de energia, normalmente formado por um conjunto de capacitores, tem função

muito importante no circuito de proteção: para uso exclusivo no circuito de disparo do

disjuntor.

Deve ter capacidade para disparar, pelo menos, duas vezes o mesmo disjuntor, pois se houver

uma tentativa equivocada de se religar o disjuntor sem verificar a razão do disparo anterior, o

acumulador deve ter energia armazenada para energizar novamente a bobina de trip do

disjuntor.

Percebe-se aqui a importância deste dispositivo. Foi utilizado como referência o disparador

capacitivo tipo TCC de fabricação PEXTRON Componentes elétricos, por ser o mais vendido

no mercado. Este produto certamente alcançou esta posição de mercado devido ao baixo

custo, porém apresenta índice de falhas relativamente alto.

Figura 19

– Disparador capacitivo , modelo TCC (fabricação: PEXTRON )

Taxa de falhas: 0,0743/ano (Dado referente a 13 peças com falha em um espaço amostral de

175 peças instaladas nas cabines primárias fabricadas pela Indústria, Montagem e Instalações

GIMI ltda. durante os anos de 2001 a 2005).

A qualidade dos acumuladores é imprescindível. As principais falhas nos acumuladores

ocorre por sobretensões que levam à queima dos capacitores; e a carga insuficiente dos

mesmos, que acarreta a não atuação da bobina de abertura do disjuntor.

3.10 - Circuito auxiliar composto por dois resistores de desumidificação e duas lâmpadas de

iluminação artificial;

O circuito auxiliar, compulsório para equipamentos de uso ao tempo, tem grande importância

no estudo da “confiabilidade” dos transformadores de potencial e conseqüentemente do

conjunto de manobra.

Mal dimensionado pode acarretar sobrecarga no circuito e indicar falsamente subtensão ao

relé de proteção de tensão da cabine. Se for de má qualidade, pode ocasionar curto-circuito no

secundário do transformador de potencial, o que desligará imediatamente o circuito auxiliar,

disparando proteções e, ao final, desligando o circuito principal.

Assim, por se tratar de sistema simples, vamos apenas citá-lo aqui como importante ao

projetista, mas vamos considerá-lo como irrelevante ao nosso estudo, já que os dados de taxa

de falha dos transformadores de potencial mostram taxa de falha zero.

3.11 – Pára-raios.

Os pára-raios, obrigatoriamente usados para prevenir a entrada de surtos de origem externa na

instalação, tem papel preponderante na “confiabilidade” do conjunto. Com ele, reduz-se

drasticamente a ocorrência de arcos elétricos decorrentes de falha de isolação num impulso de

alta freqüência típico de descargas atmosféricas.

A ampla utilização destes dispositivos é devido ao fato de se reduzir, utilizando-se grande

margem de segurança, o nível básico de impulso a que pode ser submetido o conjunto. A

tensão fase-terra de operação seria de 8670V e a fase-fase máxima de 15000V.

A cabine é dimensionada para um NBI de 95kV, conforme a norma relativa, mas os pára-raios

reduzem este impulso a 12kV para sistemas de neutro aterrado, permitindo à cabine uma

sobretensão fase-terra máxima de transitória de 36,99%.

Evidentemente que, conforme a definição do ensaio de impulso atmosférico que é: O fato de

um cubículo suportar os quinze impulsos atmosféricos de ambas as polaridades em um ensaio,

significa que impulsos abaixo de valor, não devem causar descargas disruptivas no referido

cubículo, o uso de um equipamento que reduz a tensão traz segurança, mas também, insere

novas variáveis no circuito: “confiabilidade” dos pára-raios e arco interno no cubículo

decorrente do disparo do mesmo.

A segunda não é desejável, mas tolerável, pois reduz os danos mecânicos à cabine caso esta

descarga disruptiva ocorresse num isolador, por exemplo; mas a primeira insere uma variável

imprevisível: a capacitância do sistema alimentador.

Habitualmente, os pára-raios só deixam de cumprir sua função elétrica que é de interligar a

fase portadora do surto do circuito protegido à terra enquanto a tensão estiver acima da sua

tensão de disparo quando a corrente que ele conduz cumprindo sua função ultrapassa a sua

capacidade nominal.

Em resumo, se a capacitância do sistema alimentador da concessionária percorre um trecho

longo para chegar ao consumidor, a capacitância do sistema se eleva, e quando o pára-raios

interrompe um surto, a corrente é elevadíssima, levando o pára-raios à falha. Portanto, como

neste trabalho o escopo é de comparar os modelos de cabines primárias disponíveis e propor

melhorias de desempenho, a taxa de falha dos pára-raios não interferirá na comparação entre

os modelos, além de proposição de melhorias de desempenho quando a causa de falha está

fora do escopo deste trabalho, vamos considerar desprezíveis as falhas ocorridas em pára-

raios, apesar de não o serem.

Figura 20 - Pára-raios tipo estação com disparador tipo PBP (fabricação Balestro).

3.12 - Conjunto trifásico de barramentos de cobre.

Os barramentos de cobre, condutores da corrente o circuito principal, normalmente não

apresentam falhas. As principais falhas que podem ocorrer são o efeito corona e o

aquecimento.

O primeiro, raramente visível nesta classe de tensão, é ocasionado por deformidades na

superfície do cobre, onde ocorrem concentrações de campo elétrico. Mesmo quando o efeito

corona não é visível, estas deformidades atrapalham a “confiabilidade” do cubículo, pois

podem diminuir o nível básico de impulso atmosférico referido à norma IEC-62271-200, que

para esta classe de tensão é de 95kV.

Isto significa que, na eventualidade de um surto de tensão, o ar isolante tem maior chance de

ser perfurado por um arco de corrente à terra ou entre fases que um outro sem as

anormalidades na superfície do barramento.

Quanto ao aquecimento, normalmente é ocasionado quando os fabricantes utilizam barras de

cobre com dureza muito alta, então, quando se realiza dobra nesta barra, a parte interna e a

periferia externa da dobra se rompem, diminuindo a seção condutora naquele ponto,

ocasionando o aquecimento.

Para se evitar estes problemas, que são conhecidos nas técnicas de estudo de “confiabilidade”

como falhas infantis, deve-se inspecionar as barras antes da primeira energização, utilizando-

se as mãos e a sensibilidade nas curvas dos barramentos, tentando encontrar rachaduras ou

pontas vivas nas dobras.

Estas imperfeições são evidências de rompimento da seção da barra. Supõe-se aqui que as

seções das barras sejam adequadas às correntes nominais previstas para circularem neste

circuito. Para se determinar a máxima densidade de corrente numa barra condutora, além das

tabelas de escolha, deve-se executar o ensaio de elevação de temperatura previsto na IEC-

62271-200, que garantirá que, além da seção está correta, também o invólucro está

fornecendo ventilação e troca de calor adequados à este barramento.

Tão importantes quanto os ensaios anteriores, quando se estuda “confiabilidade” de conjuntos

blindados, deve-se primar pelo bom comportamento do mesmo no momento de um curto-

circuito.

Para tanto, deve-se estudar a seção das barras para que sejam adequadas para conduzirem a

máxima corrente presumida de falta no circuito principal e de aterramento.

A norma IEC-62271-200 prevê um ensaio conhecido como ensaios de corrente suportável de

curta duração e valor de crista da corrente suportável no circuito principal e de aterramento,

que submete os referidos circuitos às correntes de falta máximas, verificando tanto o

barramento como sua ancoragem.

Este estudo é importante, pois o que importa numa cabine é que ela permaneça ligada o maior

tempo possível, e que se desligar por algum motivo, que este motivo seja resolvido no menor

tempo possível para recolocá-lo em serviço.

Parece evidente que se o conjunto de barras não suportar uma corrente de falta, pouco adianta

se o relé de sobrecorrente atue com perfeição, já que haverá dano ao circuito impedindo-o de

ser reposto em serviço com a brevidade desejada.

4. CONFIGURAÇÕES CLÁSSICAS

As configurações padronizadas pelas concessionárias serão aqui analisadas, sem julgamento

do mérito do porquê da escolha de um padrão ou outro por parte das concessionárias,

apresentando-se apenas o nome da concessionária, os materiais utilizados e os dados

matemáticos.

4.1 – Convencional, Padrão AES-Eletropaulo:

Figura 21 – Diagrama unifilar de uma cabine primária padrão AES-ELETROPAULO.

4.1.1.1 – Convencional, Padrão AES-Eletropaulo com disjuntor PVO e relé de tensão

analógico:

O diagrama supra apresentado corresponde à de uma cabine primária convencional, padrão

AES-ELETROPAULO, para clientes alimentados por aquela concessionária sob contratos em

regime tarifário A4, composta fisicamente por:

Tabela 4 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo 1.

quantidade componentes (localização)

taxa de falhas por

peça/ano

pára-raios (três na entrada dos cabos oriundos do

poste e três na saída dos cabos ao centro de

transformação)

0,0000

considerado desprezível

chaves seccionadoras (uma após os pára-raios de

entrada e outra na entrada do cubículo de

proteção geral) 0,0031

transformadores de corrente (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral) 0,0001

transformadores de potencial (três no cubículo

de medição da concessionária e dois no cubículo

de proteção geral) 0,0000

Buchas de passagem de parede (três no cubículo

de medição da concessionária e três na

passagem para o cubículo de proteção geral) 0,0008

Isoladores tipo pedestal (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral) 0,0003

disjuntor a PVO equipado com bobinas de

abertura, fechamento, motor de carregamento de

molas e bobina de mínima tensão (no cubículo

de proteção geral) 0,2060

relé de sobrecorrente (no cubículo de proteção

geral) 0,0001

relé de proteção de tensão analógico (no

cubículo de proteção geral) 0,0286

acumulador de energia (no cubículo de proteção

geral) 0,0743

taxa de falhas geral

S(quantidade

x taxa de

falhas por peça/ano)

0,3222

probabilidade de ocorrer uma falha/ano 32,22%

“confiabilidade” do conjunto 67,7797%

4.1.1.2 – Convencional, Padrão AES-Eletropaulo com disjuntor PVO e relé de tensão

digital:

O diagrama apresentado supra corresponde à de uma cabine primária convencional, padrão

AES-ELETROPAULO, para clientes alimentados por aquela concessionária sob contratos em

regime tarifário A4, composta fisicamente por:

Tabela 5 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo 2.

quantidade componentes (localização)

taxa de falhas por

peça/ano

pára-raios (três na entrada dos cabos oriundos do

poste e três na saída dos cabos ao centro de

transformação) 0,0000

chaves seccionadoras (uma após os pára-raios de

entrada e outra na entrada do cubículo de

proteção geral) 0,0031

transformadores de corrente (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral) 0,0001

transformadores de potencial (três no cubículo

de medição da concessionária e dois no cubículo

de proteção geral) 0,0000

Buchas de passagem de parede (três no cubículo

de medição da concessionária e três na

passagem para o cubículo de proteção geral) 0,0008

Isoladores tipo pedestal (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral) 0,0003

disjuntor a PVO equipado com bobinas de

abertura, fechamento, motor de carregamento de

molas e bobina de mínima tensão (no cubículo

de proteção geral) 0,2060

relé de sobrecorrente (no cubículo de proteção

geral) 0,0001

relé de proteção de tensão digital (no cubículo

de proteção geral) 0,0001

acumulador de energia (no cubículo de proteção

geral) 0,0743

taxa de falhas geral

S(quantidade

x taxa de

falhas por peça/ano)

0,2937

probabilidade de ocorrer uma falha/ano 29,37%

“confiabilidade” do conjunto 70,6269%

4.1.2.1 – Convencional, Padrão AES-Eletropaulo com disjuntor a Vácuo e relé de

tensão analógico:

O diagrama supra apresentado corresponde à de uma cabine primária convencional, padrão

AES-ELETROPAULO, para clientes alimentados por aquela concessionária sob contratos em

regime tarifário A4, composta fisicamente por:

Tabela 6 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo 3.

quantidade componentes (localização)

taxa de falhas por

peça/ano

pára-raios (três na entrada dos cabos oriundos do

poste e três na saída dos cabos ao centro de

transformação) 0,0000

chaves seccionadoras (uma após os pára-raios de

entrada e outra na entrada do cubículo de

proteção geral) 0,0031

transformadores de corrente (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral) 0,0001

transformadores de potencial (três no cubículo

de medição da concessionária e dois no cubículo

de proteção geral) 0,0000

Buchas de passagem de parede (três no cubículo

de medição da concessionária e três na

passagem para o cubículo de proteção geral) 0,0008

Isoladores tipo pedestal (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral) 0,0003

disjuntor a Vácuo equipado com bobinas de

abertura, fechamento, motor de carregamento de

molas e bobina de mínima tensão (no cubículo

de proteção geral) 0,0229

relé de sobrecorrente (no cubículo de proteção

geral) 0,0001

relé de proteção de tensão analógico (no

cubículo de proteção geral) 0,0286

acumulador de energia (no cubículo de proteção

geral) 0,0743

taxa de falhas geral

S(quantidade

x taxa de

falhas por peça/ano)

0,1391

probabilidade de ocorrer uma falha/ano 13,91%

“confiabilidade” do conjunto 86,0897%

4.1.2.2 – Convencional, Padrão AES-Eletropaulo com disjuntor a Vácuo e relé de

tensão digital:

O diagrama supra apresentado corresponde à de uma cabine primária convencional, padrão

AES-ELETROPAULO, para clientes alimentados por aquela concessionária sob contratos em

regime tarifário A4, composta fisicamente por:

Tabela 7 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo 4.

quantidade componentes (localização)

taxa de falhas por

peça/ano

pára-raios (três na entrada dos cabos oriundos do

poste e três na saída dos cabos ao centro de

transformação) 0,0000

chaves seccionadoras (uma após os pára-raios de

entrada e outra na entrada do cubículo de

proteção geral) 0,0031

transformadores de corrente (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral) 0,0001

transformadores de potencial (três no cubículo

de medição da concessionária e dois no cubículo

de proteção geral) 0,0000

Buchas de passagem de parede (três no cubículo

de medição da concessionária e três na

passagem para o cubículo de proteção geral) 0,0008

Isoladores tipo pedestal (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral) 0,0003

disjuntor a Vácuo equipado com bobinas de

abertura, fechamento, motor de carregamento de

molas e bobina de mínima tensão (no cubículo

de proteção geral) 0,0229

relé de sobrecorrente (no cubículo de proteção

geral) 0,0001

relé de proteção de tensão digital (no cubículo

de proteção geral) 0,0001

acumulador de energia (no cubículo de proteção

geral) 0,0743

taxa de falhas geral

S(quantidade

x taxa de

falhas por peça/ano)

0,1106

probabilidade de ocorrer uma falha/ano 11,06%

“confiabilidade” do conjunto 88,9369%

4.1.3.1 – Convencional, Padrão AES-Eletropaulo com disjuntor a SF6 e relé de

tensão analógico:

O diagrama supra apresentado corresponde à de uma cabine primária convencional, padrão

AES-ELETROPAULO, para clientes alimentados por aquela concessionária sob contratos em

regime tarifário A4, composta fisicamente por:

Tabela 8 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo 5.

quantidade componentes (localização)

taxa de falhas por

peça/ano

pára-raios (três na entrada dos cabos oriundos do

poste e três na saída dos cabos ao centro de

transformação) 0,0000

chaves seccionadoras (uma após os pára-raios de

entrada e outra na entrada do cubículo de

proteção geral) 0,0031

transformadores de corrente (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral) 0,0001

transformadores de potencial (três no cubículo

de medição da concessionária e dois no cubículo

de proteção geral) 0,0000

Buchas de passagem de parede (três no cubículo

de medição da concessionária e três na

passagem para o cubículo de proteção geral) 0,0008

Isoladores tipo pedestal (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral) 0,0003

disjuntor a SF6 equipado com bobinas de

abertura, fechamento, motor de carregamento de

molas e bobina de mínima tensão (no cubículo

de proteção geral) 0,0009

relé de sobrecorrente (no cubículo de proteção

geral) 0,0001

relé de proteção de tensão analógico (no

cubículo de proteção geral) 0,0286

acumulador de energia (no cubículo de proteção

geral) 0,0743

taxa de falhas geral

S(quantidade

x taxa de

falhas por peça/ano)

0,1171

probabilidade de ocorrer uma falha/ano 11,71%

“confiabilidade” do conjunto 88,2897%

4.1.3.2 – Convencional, Padrão AES-Eletropaulo com disjuntor a SF6 e relé de

tensão digital:

O diagrama supra apresentado corresponde à de uma cabine primária convencional, padrão

AES-ELETROPAULO, para clientes alimentados por aquela concessionária sob contratos em

regime tarifário A4, composta fisicamente por:

Tabela 9 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo 6.

quantidade componentes (localização)

taxa de falhas por

peça/ano

pára-raios (três na entrada dos cabos oriundos do

poste e três na saída dos cabos ao centro de

transformação) 0,0000

chaves seccionadoras (uma após os pára-raios de

entrada e outra na entrada do cubículo de

proteção geral) 0,0031

transformadores de corrente (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral) 0,0001

transformadores de potencial (três no cubículo

de medição da concessionária e dois no cubículo

de proteção geral) 0,0000

Buchas de passagem de parede (três no cubículo

de medição da concessionária e três na

passagem para o cubículo de proteção geral) 0,0008

Isoladores tipo pedestal (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral) 0,0003

disjuntor a SF6 equipado com bobinas de

abertura, fechamento, motor de carregamento de

molas e bobina de mínima tensão (no cubículo

de proteção geral) 0,0009

relé de sobrecorrente (no cubículo de proteção

geral) 0,0001

relé de proteção de tensão digital (no cubículo

de proteção geral) 0,0001

acumulador de energia (no cubículo de proteção

geral) 0,0743

taxa de falhas geral

S(quantidade

x taxa de

falhas por peça/ano

)

0,0886

probabilidade de ocorrer uma falha/ano 8,86%

“confiabilidade” do conjunto 91,1369%

4.2 – Convencional, Padrão ESCELSA:

Padrão ESCELSA corresponde à concessionária da Região da Grande Vitória, ES.

Figura 22 – Diagrama unifilar de uma cabine primária padrão ESCELSA.

4.2.1.1 – Convencional, Padrão ESCELSA com disjuntor PVO e relé de tensão

analógico:

O diagrama supra apresentado corresponde à de uma cabine primária convencional, padrão

ESCELSA, para clientes alimentados por aquela concessionária sob contratos em regime

tarifário A4, composta fisicamente por:

Tabela 10 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo 7.

quantidade componentes (localização)

taxa de falhas por

peça/ano

pára-raios (três na entrada dos cabos oriundos do

poste e três na saída dos cabos ao centro de

transformação) 0,0000

chaves seccionadoras (uma após os pára-raios de

entrada e outra na entrada do cubículo de

proteção geral) 0,0031

transformadores de corrente (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral) 0,0001

transformadores de potencial (três no cubículo

de medição da concessionária e dois no cubículo

de proteção geral) 0,0000

Buchas de passagem de parede (três no cubículo

de medição da concessionária e três na

passagem para o cubículo de proteção geral) 0,0008

Isoladores tipo pedestal (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral) 0,0003

disjuntor a PVO equipado com bobinas de

abertura, fechamento, motor de carregamento de

molas (no cubículo de proteção geral) 0,0120

relé de sobrecorrente (no cubículo de proteção

geral) 0,0001

relé de proteção de tensão analógico (no

cubículo de proteção geral) 0,0286

acumulador de energia (no cubículo de proteção

geral) 0,0743

taxa de falhas geral

S(quantidade

x taxa de

falhas por peça/ano)

0,1282

probabilidade de ocorrer uma falha/ano 12,82%

“confiabilidade” do conjunto 87,1797%

4.2.1.2 – Convencional, Padrão ESCELSA com disjuntor PVO e relé de tensão

digital:

O diagrama supra apresentado corresponde à de uma cabine primária convencional, padrão

ESCELSA, para clientes alimentados por aquela concessionária sob contratos em regime

tarifário A4, composta fisicamente por:

Tabela 11 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo 8.

quantidade componentes (localização)

taxa de falhas por

peça/ano

pára-raios (três na entrada dos cabos oriundos do

poste e três na saída dos cabos ao centro de

transformação) 0,0000

chaves seccionadoras (uma após os pára-raios de

entrada e outra na entrada do cubículo de

proteção geral) 0,0031

transformadores de corrente (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral) 0,0001

transformadores de potencial (três no cubículo

de medição da concessionária e dois no cubículo

de proteção geral) 0,0000

Buchas de passagem de parede (três no cubículo

de medição da concessionária e três na

passagem para o cubículo de proteção geral) 0,0008

Isoladores tipo pedestal (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral) 0,0003

disjuntor a PVO equipado com bobinas de

abertura, fechamento, motor de carregamento de

molas (no cubículo de proteção geral) 0,0120

relé de sobrecorrente (no cubículo de proteção

geral) 0,0001

relé de proteção de tensão digital (no cubículo

de proteção geral) 0,0001

acumulador de energia (no cubículo de proteção

geral) 0,0743

taxa de falhas geral

S(quantidade x taxa de

falhas por peça/ano)

0,0997

probabilidade de ocorrer uma falha/ano 9,97%

“confiabilidade” do conjunto 90,0269%

4.2.2.1 – Convencional, Padrão ESCELSA com disjuntor a Vácuo e relé de tensão

analógico:

O diagrama supra apresentado corresponde à de uma cabine primária convencional, padrão

ESCELSA, para clientes alimentados por aquela concessionária sob contratos em regime

tarifário A4, composta fisicamente por:

Tabela 12 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo 9.

quantidade componentes (localização)

taxa de falhas por

peça/ano

pára-raios (três na entrada dos cabos oriundos do

poste e três na saída dos cabos ao centro de

transformação) 0,0000

chaves seccionadoras (uma após os pára-raios de

entrada e outra na entrada do cubículo de

proteção geral) 0,0031

transformadores de corrente (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral) 0,0001

transformadores de potencial (três no cubículo

de medição da concessionária e dois no cubículo

de proteção geral) 0,0000

Buchas de passagem de parede (três no cubículo

de medição da concessionária e três na

passagem para o cubículo de proteção geral) 0,0008

Isoladores tipo pedestal (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral) 0,0003

disjuntor a vácuo equipado com bobinas de

abertura, fechamento, motor de carregamento de

molas (no cubículo de proteção geral) 0,0037

relé de sobrecorrente (no cubículo de proteção

geral) 0,0001

relé de proteção de tensão analógico (no

cubículo de proteção geral) 0,0286

acumulador de energia (no cubículo de proteção

geral) 0,0743

taxa de falhas geral

S(quantidade

x taxa de

falhas por peça/ano)

0,1199

probabilidade de ocorrer uma falha/ano 11,99%

“confiabilidade” do conjunto 88,0097%

4.2.2.2 – Convencional, Padrão ESCELSA com disjuntor a Vácuo e relé de tensão

digital:

O diagrama supra apresentado corresponde à de uma cabine primária convencional, padrão

ESCELSA, para clientes alimentados por aquela concessionária sob contratos em regime

tarifário A4, composta fisicamente por:

Tabela 13 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo 10.

quantidade componentes (localização)

taxa de falhas por

peça/ano

pára-raios (três na entrada dos cabos oriundos do

poste e três na saída dos cabos ao centro de

transformação) 0,0000

chaves seccionadoras (uma após os pára-raios de

entrada e outra na entrada do cubículo de

proteção geral) 0,0031

transformadores de corrente (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral) 0,0001

transformadores de potencial (três no cubículo

de medição da concessionária e dois no cubículo

de proteção geral) 0,0000

Buchas de passagem de parede (três no cubículo

de medição da concessionária e três na

passagem para o cubículo de proteção geral) 0,0008

Isoladores tipo pedestal (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral) 0,0003

disjuntor a Vácuo equipado com bobinas de

abertura, fechamento, motor de carregamento de

molas (no cubículo de proteção geral) 0,0037

relé de sobrecorrente (no cubículo de proteção

geral) 0,0001

relé de proteção de tensão digital (no cubículo

de proteção geral) 0,0001

acumulador de energia (no cubículo de proteção

geral) 0,0743

taxa de falhas geral

S(quantidade

x taxa de

falhas por peça/ano)

0,0914

probabilidade de ocorrer uma falha/ano 9,14%

“confiabilidade” do conjunto 90,8569%

4.2.3.1 – Convencional, Padrão ESCELSA com disjuntor a SF6 Vácuo e relé de

tensão analógico:

O diagrama apresentado supra corresponde à de uma cabine primária convencional, padrão

ESCELSA, para clientes alimentados por aquela concessionária sob contratos em regime

tarifário A4, composta fisicamente por:

Tabela 14 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo 11.

quantidade componentes (localização)

taxa de falhas por

peça/ano

pára-raios (três na entrada dos cabos oriundos do

poste e três na saída dos cabos ao centro de

transformação) 0,0000

chaves seccionadoras (uma após os pára-raios de

entrada e outra na entrada do cubículo de

proteção geral) 0,0031

transformadores de corrente (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral) 0,0001

transformadores de potencial (três no cubículo

de medição da concessionária e dois no cubículo

de proteção geral) 0,0000

Buchas de passagem de parede (três no cubículo

de medição da concessionária e três na

passagem para o cubículo de proteção geral) 0,0008

Isoladores tipo pedestal (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral) 0,0003

disjuntor a SF6 equipado com bobinas de

abertura, fechamento, motor de carregamento de

molas (no cubículo de proteção geral) 0,0005

relé de sobrecorrente (no cubículo de proteção

geral) 0,0001

relé de proteção de tensão analógico (no

cubículo de proteção geral) 0,0286

acumulador de energia (no cubículo de proteção

geral) 0,0743

taxa de falhas geral

S(quantidade

x taxa de

falhas por peça/ano)

0,1167

probabilidade de ocorrer uma falha/ano 11,67%

“confiabilidade” do conjunto 88,3297%

4.2.3.2 – Convencional, Padrão ESCELSA com disjuntor a SF6 Vácuo e relé de

tensão digital:

O diagrama supra apresentado corresponde à de uma cabine primária convencional, padrão

ESCELSA, para clientes alimentados por aquela concessionária sob contratos em regime

tarifário A4, composta fisicamente por:

Tabela 15 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo 12.

quantidade componentes (localização)

taxa de falhas por

peça/ano

pára-raios (três na entrada dos cabos oriundos do

poste e três na saída dos cabos ao centro de

transformação) 0,0000

chaves seccionadoras (uma após os pára-raios de

entrada e outra na entrada do cubículo de

proteção geral) 0,0031

transformadores de corrente (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral) 0,0001

transformadores de potencial (três no cubículo

de medição da concessionária e dois no cubículo

de proteção geral) 0,0000

Buchas de passagem de parede (três no cubículo

de medição da concessionária e três na

passagem para o cubículo de proteção geral) 0,0008

Isoladores tipo pedestal (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral) 0,0003

disjuntor a SF6 equipado com bobinas de

abertura, fechamento, motor de carregamento de

molas (no cubículo de proteção geral) 0,0005

relé de sobrecorrente (no cubículo de proteção

geral) 0,0001

relé de proteção de tensão digital (no cubículo

de proteção geral) 0,0001

acumulador de energia (no cubículo de proteção

geral) 0,0743

taxa de falhas geral

S(quantidade

x taxa de

falhas por peça/ano)

0,0882

probabilidade de ocorrer uma falha/ano 8,82%

“confiabilidade” do conjunto 91,1769%

4.3 – Convencional, Padrão CPFL:

Padrão CPFL corresponde à concessionária da Região oeste do estado de São Paulo.

Figura 23 – Diagrama unifilar de uma cabine primária padrão CPFL.

4.2.1.1 – Convencional, Padrão CPFL com disjuntor PVO e relé de tensão analógico:

O diagrama supra apresentado corresponde à de uma cabine primária convencional, padrão

CPFL, para clientes alimentados por aquela concessionária sob contratos em regime tarifário

A4, composta fisicamente por:

Tabela 16 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo 13.

quantidade componentes (localização)

taxa de falhas por

peça/ano

pára-raios (três na entrada dos cabos oriundos do

poste e três na saída dos cabos ao centro de

transformação) 0,0000

chaves seccionadoras (uma após os pára-raios de

entrada e outra na entrada do cubículo de

proteção geral) 0,0031

transformadores de corrente (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral) 0,0001

transformadores de potencial (três no cubículo

de medição da concessionária e dois no cubículo

de proteção geral) 0,0000

Buchas de passagem de parede (três no cubículo

de medição da concessionária e três na

passagem para o cubículo de proteção geral) 0,0008

Isoladores tipo pedestal (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral) 0,0003

disjuntor a PVO equipado com bobinas de

abertura, fechamento, motor de carregamento de

molas (no cubículo de proteção geral) 0,0120

relé de sobrecorrente (no cubículo de proteção

geral) 0,0001

relé de proteção de tensão analógico (no

cubículo de proteção geral) 0,0286

acumulador de energia (no cubículo de proteção

geral) 0,0743

taxa de falhas geral

S(quantidade

x taxa de

falhas por peça/ano)

0,1251

probabilidade de ocorrer uma falha/ano 12,51%

“confiabilidade” do conjunto 87,4897%

4.2.1.2 – Convencional, Padrão CPFL com disjuntor PVO e relé de tensão digital:

O diagrama supra apresentado corresponde à de uma cabine primária convencional, padrão

CPFL, para clientes alimentados por aquela concessionária sob contratos em regime tarifário

A4, composta fisicamente por:

Tabela 17 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo 14.

quantidade componentes (localização)

taxa de falhas por

peça/ano

pára-raios (três na entrada dos cabos oriundos do

poste e três na saída dos cabos ao centro de

transformação) 0,0000

chaves seccionadoras (uma após os pára-raios de

entrada e outra na entrada do cubículo de

proteção geral) 0,0031

transformadores de corrente (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral) 0,0001

transformadores de potencial (três no cubículo

de medição da concessionária e dois no cubículo

de proteção geral) 0,0000

Buchas de passagem de parede (três no cubículo

de medição da concessionária e três na

passagem para o cubículo de proteção geral) 0,0008

Isoladores tipo pedestal (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral) 0,0003

disjuntor a PVO equipado com bobinas de

abertura, fechamento, motor de carregamento de

molas (no cubículo de proteção geral) 0,0120

relé de sobrecorrente (no cubículo de proteção

geral) 0,0001

relé de proteção de tensão digital (no cubículo

de proteção geral) 0,0001

acumulador de energia (no cubículo de proteção

geral) 0,0743

taxa de falhas geral

S(quantidade x taxa de

falhas por peça/ano)

0,0966

probabilidade de ocorrer uma falha/ano 9,66%

“confiabilidade” do conjunto 90,3369%

4.2.2.1 – Convencional, Padrão CPFL com disjuntor a Vácuo e relé de tensão

analógico:

O diagrama supra apresentado corresponde à de uma cabine primária convencional, padrão

CPFL, para clientes alimentados por aquela concessionária sob contratos em regime tarifário

A4, composta fisicamente por:

Tabela 18 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo 15.

quantidade componentes (localização)

taxa de falhas por

peça/ano

pára-raios (três na entrada dos cabos oriundos do

poste e três na saída dos cabos ao centro de

transformação) 0,0000

chaves seccionadoras (uma após os pára-raios de

entrada e outra na entrada do cubículo de

proteção geral) 0,0031

transformadores de corrente (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral) 0,0001

transformadores de potencial (três no cubículo

de medição da concessionária e dois no cubículo

de proteção geral) 0,0000

Buchas de passagem de parede (três no cubículo

de medição da concessionária e três na

passagem para o cubículo de proteção geral) 0,0008

Isoladores tipo pedestal (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral) 0,0003

disjuntor a vácuo equipado com bobinas de

abertura, fechamento, motor de carregamento de

molas (no cubículo de proteção geral) 0,0037

relé de sobrecorrente (no cubículo de proteção

geral) 0,0001

relé de proteção de tensão analógico (no

cubículo de proteção geral) 0,0286

acumulador de energia (no cubículo de proteção

geral) 0,0743

taxa de falhas geral

S(quantidade

x taxa de

falhas por peça/ano)

0,1168

probabilidade de ocorrer uma falha/ano 11,68%

“confiabilidade” do conjunto 88,3197%

4.2.2.2 – Convencional, Padrão CPFL com disjuntor a Vácuo e relé de tensão digital:

O diagrama supra apresentado corresponde à de uma cabine primária convencional, padrão

CPFL, para clientes alimentados por aquela concessionária sob contratos em regime tarifário

A4, composta fisicamente por:

Tabela 19 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo 16.

quantidade componentes (localização)

taxa de falhas por

peça/ano

pára-raios (três na entrada dos cabos oriundos do

poste e três na saída dos cabos ao centro de

transformação) 0,0000

chaves seccionadoras (uma após os pára-raios de

entrada e outra na entrada do cubículo de

proteção geral) 0,0031

transformadores de corrente (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral) 0,0001

transformadores de potencial (três no cubículo

de medição da concessionária e dois no cubículo

de proteção geral) 0,0000

Buchas de passagem de parede (três no cubículo

de medição da concessionária e três na

passagem para o cubículo de proteção geral) 0,0008

Isoladores tipo pedestal (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral) 0,0003

disjuntor a Vácuo equipado com bobinas de

abertura, fechamento, motor de carregamento de

molas (no cubículo de proteção geral) 0,0037

relé de sobrecorrente (no cubículo de proteção

geral) 0,0001

relé de proteção de tensão digital (no cubículo

de proteção geral) 0,0001

acumulador de energia (no cubículo de proteção

geral) 0,0743

taxa de falhas geral

S(quantidade

x taxa de

falhas por peça/ano)

0,0883

probabilidade de ocorrer uma falha/ano 8,83%

“confiabilidade” do conjunto 91,1669%

4.2.3.1 – Convencional, Padrão CPFL com disjuntor a SF6 Vácuo e relé de tensão

analógico:

O diagrama supra apresentado corresponde à de uma cabine primária convencional, padrão

CPFL, para clientes alimentados por aquela concessionária sob contratos em regime tarifário

A4, composta fisicamente por:

Tabela 20 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo 17.

quantidade componentes (localização)

taxa de falhas por

peça/ano

pára-raios (três na entrada dos cabos oriundos do

poste e três na saída dos cabos ao centro de

transformação) 0,0000

chaves seccionadoras (uma após os pára-raios de

entrada e outra na entrada do cubículo de

proteção geral) 0,0031

transformadores de corrente (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral) 0,0001

transformadores de potencial (três no cubículo

de medição da concessionária e dois no cubículo

de proteção geral) 0,0000

Buchas de passagem de parede (três no cubículo

de medição da concessionária e três na

passagem para o cubículo de proteção geral) 0,0008

Isoladores tipo pedestal (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral) 0,0003

disjuntor a SF6 equipado com bobinas de

abertura, fechamento, motor de carregamento de

molas (no cubículo de proteção geral) 0,0005

relé de sobrecorrente (no cubículo de proteção

geral) 0,0001

relé de proteção de tensão analógico (no

cubículo de proteção geral) 0,0286

acumulador de energia (no cubículo de proteção

geral) 0,0743

taxa de falhas geral

S(quantidade x taxa de

falhas por peça/ano)

0,1136

probabilidade de ocorrer uma falha/ano 11,36%

“confiabilidade” do conjunto 88,6397%

4.2.3.2 – Convencional, Padrão CPFL com disjuntor a SF6 Vácuo e relé de tensão

digital:

O diagrama supra apresentado corresponde à de uma cabine primária convencional, padrão

CPFL, para clientes alimentados por aquela concessionária sob contratos em regime tarifário

A4, composta fisicamente por:

Tabela 21 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo 18.

quantidade componentes (localização)

taxa de falhas por

peça/ano

pára-raios (três na entrada dos cabos oriundos do

poste e três na saída dos cabos ao centro de

transformação) 0,0000

chaves seccionadoras (uma após os pára-raios de

entrada e outra na entrada do cubículo de

proteção geral) 0,0031

transformadores de corrente (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral) 0,0001

transformadores de potencial (três no cubículo

de medição da concessionária e dois no cubículo

de proteção geral) 0,0000

Buchas de passagem de parede (três no cubículo

de medição da concessionária e três na

passagem para o cubículo de proteção geral) 0,0008

Isoladores tipo pedestal (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral) 0,0003

disjuntor a SF6 equipado com bobinas de

abertura, fechamento, motor de carregamento de

molas (no cubículo de proteção geral) 0,0005

relé de sobrecorrente (no cubículo de proteção

geral) 0,0001

relé de proteção de tensão digital (no cubículo

de proteção geral) 0,0001

acumulador de energia (no cubículo de proteção

geral) 0,0743

taxa de falhas geral

S(quantidade x taxa de

falhas por peça/ano)

0,0851

probabilidade de ocorrer uma falha/ano 8,51%

“confiabilidade” do conjunto 91,4869%

5. CONFIGURAÇÃO OTIMIZADA

Analisando-se as configurações estudadas acima se obtém a seguinte resenha:

Tabela 22 – Tabela resenha das taxas de falha dos modelos apresentados.

Modelo construtivo taxa de falhas/ano

1 - Convencional, Padrão AES-Eletropaulo com disjuntor PVO e relé de tensão

analógico (veja 4.1.1.1)

32,22%

2 - Convencional, Padrão AES-Eletropaulo com disjuntor PVO e relé de tensão

digital (veja 4.1.1.2)

29,37%

3 - Convencional, Padrão AES-Eletropaulo com disjuntor a Vácuo e relé de tensão

analógico(veja 4.1.2.1)

13,91%

4 - Convencional, Padrão AES-Eletropaulo com disjuntor a Vácuo e relé de tensão

digital (veja 4.1.2.2)

11,06%

5 - Convencional, Padrão AES-Eletropaulo com disjuntor a SF6 e relé de tensão

analógico (veja 4.1.3.1)

11,71%

6 - Convencional, Padrão AES-Eletropaulo com disjuntor a SF6 e relé de tensão

digital (veja 4.1.3.2)

8,86%

7 - Convencional, Padrão ESCELSA com disjuntor PVO e relé de tensão analógico

(veja 4.2.1.1)

12,82%

8 - Convencional, Padrão ESCELSA com disjuntor PVO e relé de tensão digital (veja

4.2.1.2)

9,97%

9 - Convencional, Padrão ESCELSA com disjuntor a Vácuo e relé de tensão

analógico (veja 4.2.2.1)

11,99%

10 - Convencional, Padrão ESCELSA com disjuntor a Vácuo e relé de tensão digital

(veja 4.2.2.2)

9,14%

11 - Convencional, Padrão ESCELSA com disjuntor a SF6 e relé de tensão analógico

(veja 4.2.3.1)

11,67%

12 - Convencional, Padrão ESCELSA com disjuntor a SF6 e relé de tensão digital

(veja 4.2.3.2)

8,82%

13 - Convencional, Padrão CPFL com disjuntor PVO e relé de tensão analógico (veja

4.3.1.1)

12,51%

14 - Convencional, Padrão CPFL com disjuntor PVO e relé de tensão digital (veja

4.3.1.2)

9,96%

15 - Convencional, Padrão CPFL com disjuntor a Vácuo e relé de tensão analógico

(veja 4.3.2.1)

11,68%

16 - Convencional, Padrão CPFL com disjuntor a Vácuo e relé de tensão digital (veja

4.3.2.2)

8,83%

17 - Convencional, Padrão CPFL com disjuntor a SF6 e relé de tensão analógico (veja

4.3.3.1)

11,36%

18 - Convencional, Padrão CPFL com disjuntor a SF6 e relé de tensão digital (veja

4.3.3.2)

8,51%

Verifica-se, pois, que pequenas alterações como a retirada da bobina de mínima tensão

melhora a condição de continuidade de serviço reduzindo a probabilidade de falhas de um

disjuntor a PVO de 32,22% para 12,82% (comparando-se os modelos 1 e 7).

- Redução de custo inicial de R$ 553,00

Outra alteração significativa é a de alteração da tecnologia de proteção de falta de fase de

analógico para digital que melhora a condição de continuidade de serviço reduzindo a

probabilidade de falhas de um conjunto de 12,51% para 9,96% (comparando-se os modelos

13 e 14).

- Aumento de custo inicial de R$ 2940,00.

Uma alteração importante de filosofia é a utilização de relés de proteção multifunção, que

concentram todas as funções numa mesma estrutura eletrônica.

Conseguir-se-ia uma redução das taxas de falha. Além disso, pode-se utilizar um relé

desenvolvido para a finalidade de cabines primárias, que concentra os relés de sobrecorrente,

os relés de proteção de tensão e o acumulador de energia numa mesma estrutura eletrônica,

cuja unidade passa a ter supervisão digital com alarme da carga do acumulador, facilidade

impossível com o acumulador padrão apresentado em 3.9.

Este equipamento é o relé de proteção multifunção de sobrecorrente e sub/sobretensão com

fonte capacitiva incorporada, modelo URP-1439T.

A taxa presumida de falhas é a padrão para componentes eletrônicos, 0,0001 falhas/ano.

Assim, reduz-se a taxa de falha de uma configuração padrão de relé de tensão analógico.

Tabela 23 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do sistema de

proteção obrigatório para cabines primárias.

relé de sobrecorrente (no cubículo de proteção

geral) 0,0001

relé de proteção de tensão analógico (no

cubículo de proteção geral) 0,0286

acumulador de energia (no cubículo de proteção

geral) 0,0743

taxa de falhas geral 0,1030

probabilidade de ocorrer uma falha/ano 10,30%

“confiabilidade” do conjunto 89,70%

Figura 24 – relé de proteção multifunção de sobrecorrente e sub/sobretensão com fonte

capacitiva incorporada, modelo URP-1439T.

Redução de custo inicial com a retirada do contato auxiliar da seccionadora: R$ 90,00

Aumento de custo inicial com a inclusão do KIRK da seccionadora: de R$ 290,00.

Aumento de custo inicial com a inclusão do KIRK do disjuntor: de R$ 790,00.

Total: aumento de custo de R$ 990,00

Pode-se ainda melhorar a “confiabilidade” do conjunto reduzindo-se o número de chaves

seccionadoras. A redução da taxa de falhas é pequena, mas a segurança é maior. Grande parte

das falhas em seccionadoras é nos contatos auxiliares. Ocorre que, as concessionárias obrigam

que se faça um intertravamento elétrico entre as seccionadoras e o disjuntor, que tenta impedir

a abertura de uma chave com o disjuntor ligado, colocando-a numa condição de abertura de

carga.

É fácil perceber que, no caso de uma falha neste intertravamento ocorrerá um arco elétrico

que atentará contra a segurança do operador. Além disso, analisando-se a figura 20, pode-se

concluir que apenas a seccionadora S1 pode executar o serviço de seccionamento de

alimentação da concessionária.

Analisando-se a figura 22, conclui-se que a ausência de uma chave no cubículo de entrada

atenta contra a segurança do eletricista de manutenção quando este pretende substituir um

fusível do transformador de potencial, já que mesmo abrindo-se a seccionadora S1 da figura

22, ainda tem-se tensão dentro do cubículo do disjuntor (à montante da seccionadora), o que

não é desejável.

Em suma, pelos pontos de vista de segurança e “confiabilidade” juntos, pode-se retirar uma

chave seccionadora do cubículo do disjuntor, permanecendo a chave do cubículo de entrada,

analisando-se a figura 20.

Redução de custo inicial de R$ 1100,00

Pode-se ainda melhorar um pouco mais o perfil de segurança incrementado o índice de

“confiabilidade” retirando-se o contato auxiliar da chave seccionadora que a intertrava com o

disjuntor, substituindo-o por um bloqueio tipo Kirk entre a chave e o disjuntor. Bloqueio kirk

é um tipo de intertravamento mecânico que trabalha com uma chave e dois miolos. Um dos

miolos deve ser instalado na seccionadora e o outro no disjuntor. O miolo instalado no

disjuntor só permite a ligação do mesmo se a chave estiver nele colocada, enquanto o miolo

da seccionadora só permite a retirada da chave se a mesma estiver ligada. Com isso, realiza-se

o intertravamento desejado entre o disjuntor e a seccionadora, que impede a abertura desta

com o disjuntor ligado.

Figura 25 – Punho de manobra para chave seccionadora com e sem bloqueio kirk

(Catálogo de chaves seccionadoras de média tensão HÁ, HAL, HV e HVL da Beghim

Indústria e Comércio ltda.)

Este dispositivo funciona conforme segue: Instalam-se dois bloqueios mecânicos com o

mesmo segredo de chavinha e fornece-se apenas uma chavinha.

Porém, o disjuntor só é manobrável com a chavinha colocada no seu bloqueio e a chavinha só

sai do bloqueio do disjunto com o mesmo desligado, enquanto a seccionadora só libera a

retirada da chavinha do miolo quando estiver fechada. Portanto, é impossível se operar a

seccionadora com o disjuntor ligado.

Redução de custo inicial com a retirada do relé de sobrecorrente: R$ 2799,00

Redução de custo inicial com a retirada do relé de tensão analógico: R$ 377,00

Redução de custo inicial com a retirada do acumulador de energia: R$ 682,00

Aumento de custo inicial com a inclusão do Relé multifunção: de R$ 3882,00.

Total: aumento de custo de R$ 24,00

Finalmente, deve-se sempre optar por adquirir um equipamento que esteja totalmente em

conformidade com as normas NBR-6979 e IEC-62271-200. A conformidade é certificada pela

realização dos ensaios de rotina e de tipo. O fato de uma cabine ter sido ensaiado de acordo

com os procedimentos das referidas normas sugere uma maior “confiabilidade”. Pode-se

chegar a esta relação analisando as definições e premissas que baseiam ensaios como impulso

atmosférico, NBI.

Para definição desta grandeza é realizado o ensaio de tensão de descarga disruptiva a 50%,

que é o valor presumido da tensão com 50% (U50) de probabilidade de causar descarga

disruptiva no objeto ensaiado. Com esse valor, você pode determinar a tensão que

corresponde a 10% (U10) de probabilidade de descarga disruptiva, através da fórmula: U10 =

U50(1-1,3z). Normalmente, z = 0.03. Esse valor deve ser maior que a tensão suportável

nominal do equipamento sob ensaio.

Assim, o ensaio de tensão disruptiva de impulso atmosférico pode servir para verificar se o

equipamento atende a norma (U10 > tensão suportável de impulso) e é útil também para

determinar qual é o valor da tensão suportável de impulso atmosférico de uma isolação.

O fato de um TC, TP, isolador e finalmente o cubículo completo suportarem os quinze

impulsos atmosféricos de ambas as polaridades em um ensaio (conforme NBR-6979 e IEC-

62271-200), significa que impulsos abaixo de valor, não devem causar descarga disruptiva no

referido cubículo.

Ensaios de descargas parciais e tensão suportável sob freqüência industrial auxiliam na

detecção de defeitos de fabricação e problemas de construção referentes a isolação. Daí a

importância de se realizar estes ensaios em regime de rotina, conforme as referidas normas.

Para os ensaios de corrente, podemos analisar a importância do ensaio de elevação de

temperatura, que evidencia problemas de construção que levam o equipamento a operar sob

temperaturas superiores às consideradas em projeto, determinando redução da vida útil dos

equipamentos. Correntes de falta de origem externa à cabine, como os curto-circuitos nos

transformadores a jusante, evidenciam a importância do ensaio de corrente suportável de

curta-duração. Caso a cabine seja submetida a uma corrente de falta e o projeto ou a execução

da montagem da cabine seja inadequada, pode acarretar danos mecânicos aos isoladores,

barramentos, etc., que podem causar desligamentos não desejáveis.

Assim, podemos notar a importância de se realizar os ensaios de tipo e de rotina previstos nas

normas, além de escolher equipamentos que tenham sido submetidos aos mesmos, pois é

notória a relação entre bons resultados nos ensaios e bons índices de “confiabilidade”.

Abaixo segue relação de ensaios obrigatórios pela IEC-62271-220.

a) Ensaios para verificar o nível de isolamento do equipamento: (Conhecidos como NBI

e tensão aplicada), certifica que a probabilidade de falha decorrente de impulso de tensão de

alta frequência é baixa e que os componentes não tem faltas de fabricação como isoladores e

buchas rachados ou com bolhas, etc.

Figura 26 – foto de cubículo durante o ensaio, submetido a ensaio de impulso

atmosférico 95kV/ onda 1,2/50us.

b) Ensaios para verificar a elevação de temperatura de qualquer parte do equipamento e

medição da resistência dos circuitos, certifica que o circuito principal está adequado para a

operação sob a corrente máxima de carga prevista.

c) Ensaios para verificar a capacidade dos circuitos principal e de aterramento a ser

submetido à corrente de crista nominal e à corrente suportável nominal de curta duração,

certifica que, em caso de falta, as correntes e esforços dinâmicos decorrentes não

danificarão o circuito principal e de aterramento.

Este ensaio é importante para a continuidade de serviço, pois faltas sempre ocorrem, mas o

que importa é recoloca-lo em serviço e restabelecer o fornecimento de energia no menor

tempo possível. Um conjunto que não suporte as correntes e os esforços mecânicos oriundos

de uma falta prejudica sobremaneira o usuário e imputa um custo adicional de reforma, além

da se cessão de lucros durante o período de reforma do conjunto.

d) Ensaio para verificar a capacidade de estabelecimento e interrupção dos dispositivos de

manobra incluídos, que certifica que os equipamentos nele incluídos são capazes de

realizar seu serviço de interrupção e estabelecimento das correntes de carga e de falta

máximas sem causar desligamentos e cumprir seu ciclo de vida esperado.

e) Ensaios para verificar a operação satisfatória dos dispositivos de manobra e das partes

removíveis incluídos, aplicáveis apenas quando se usa disjuntores extraíveis.

f) Ensaios para verificar a proteção de pessoas contra acesso às partes perigosas e a proteção

do equipamento contra penetração de objetos sólidos estranhos, ensaio acessório que

permite verificar o grau de proteção do equipamento, mas influi na “confiabilidade” do

conjunto quando se relaciona com a penetração de objetos, mais especificamente, animais.

Cobras, ratos e gambás causam muitos acidentes e danos às instalações, e garantir por

ensaio que um conjunto é imune a estes riscos traz maior “confiabilidade” global à

instalação.

g) Ensaios para verificar a proteção de pessoas contra efeitos elétricos perigosos, é um ensaio

importante para a segurança do operador, principalmente quanto à temperatura e presença

de tensão em partes acessíveis com o invólucro do conjunto fechado.

h) Ensaios para verificar a resistência mecânica dos compartimentos preenchidos a gás,

aplicáveis apenas a conjuntos isolados a gás.

i) Ensaios de estanqueidade de compartimentos preenchidos a gás ou de líquido (subcláusula

aplicáveis apenas a conjuntos isolados a gás.

j) Ensaios para avaliar os efeitos de um arco devido a uma falha interna (para dispositivos de

manobra e controle classe IAC), ensaio importantíssimo para a segurança do operador e em

análise mais profunda, verificação do comportamento do conjunto e dificuldades de

recolocação em serviço de um conjunto submetido a tal destruição.

Figura 27 – foto de cubículo durante o ensaio, submetido a ensaio de arco interno devido

a falha interna 25kA/13,8kV/1s.

k) Ensaios de compatibilidade eletromagnética (EMC).

l) Ensaios para verificar a proteção do equipamento contra efeitos externos devido à

intempéries.

m) Ensaios para verificar a proteção do equipamento contra impacto mecânico.

n) Ensaios para avaliar a isolação do equipamento pela medição de descargas parciais.

o) Ensaios de poluição artificial.

p) Ensaios dielétricos nos circuitos dos cabos.

5.2 ANALISE DE “CONFIABILIDADE” DA CONFIGURAÇÃO OTIMIZADA

Figura 28 – Diagrama unifilar de uma cabine primária OTIMIZADA.

Adotamos como modelo OTIMIZADO apenas uma chave seccionadora no cubículo de

entrada equipada com bloqueio kirk, disjuntor a SF6 equipado com bobinas de abertura,

fechamento e motor de pré-carregamento das molas, seis pára-raios tipo estação, seis

transformadores de corrente, quatro transformadores de potencial, um relé multifunção

microprocessado digital.

A tabela de “confiabilidade” do conjunto padrão é apresentada a seguir:

Tabela 24 – Tabela resenha das taxas de falha e “confiabilidade” global do modelo

padrão.

quantidade componentes (localização)

taxa de falhas por

peça/ano

pára-raios (três na entrada dos cabos oriundos do

poste e três na saída dos cabos ao centro de

transformação) 0,0000

chave seccionadora (uma após os pára-raios de

entrada) “confiabilidade” diferente, pois não

apresenta os contatos auxiliares 0,0011

transformadores de corrente (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral) 0,0001

transformadores de potencial (três no cubículo

de medição da concessionária e dois no cubículo

de proteção geral) 0,0000

Buchas de passagem de parede (três no cubículo

de medição da concessionária e três na

passagem para o cubículo de proteção geral) 0,0008

Isoladores tipo pedestal (três no cubículo de

medição da concessionária e três no cubículo de

proteção geral)

0,0003

disjuntor a SF6 equipado com bobinas de

abertura, fechamento, motor de carregamento de

molas (no cubículo de proteção geral) 0,0005

relé multifunção de sobrecorrente, proteção de

tensão, acumulador de energia [funções ANSI

50/50N/51/51N/51GS/27/27-0/47/59/86] (no

cubículo de proteção geral) 0,0001

taxa de falhas geral

S(quantidade

x taxa de

falhas por peça/ano)

0,0087

probabilidade de ocorrer uma falha/ano 0,87%

“confiabilidade” do conjunto 99,1254%

A melhoria de “confiabilidade” do conjunto proposto deve servir como sugestão às

concessionárias de todo o Brasil, pois é simples, confiável boa relação custo-benefício e

principalmente, pequena possibilidade de fraudes, já que conjuntos blindados são bastante

previsíveis quando a artimanhas de fraudadores.

Além disso, pode-se aumentar a segurança para o operador instalando-se a jusante da chave

seccionadora de entrada um conjunto de três isoladores capacitivos que servirão para sinalizar

presença de tensão nos barramentos, além de confirmar a abertura de todos os pólos da chave

seccionadora, garantindo ao operador e ao eletricista de manutenção que o cubículo está livre

de tensão e aterrado.

Figura 29 – Foto do conjunto considerado OTIMIZADO.

6 - CONCLUSÃO

Analisando-se a figuras 28, 29 e 30 pode-se verificar o aumento da “confiabilidade” com

aumento do custo de aquisição não proporcionais. Verifica-se aqui a não relação entre custo e

“confiabilidade”.

Os modelos baseados nos padrões da AES-Eletropaulo são abaixo apresentados em

comparação com o modelo considerado otimizado.

Os valores em p.u. são relacionados ao valor de base correspondente ao modelo otimizado,

que é estimado em R$ 52.900,00.

Não se pode comparar diretamente, sob o ponto de vista do consumidor, os modelos das

diversas concessionárias, pois o cliente da ESCELSA não pode comprar um equipamento no

padrão da CPFL, e vice versa. Porém, frente ao modelo otimizado, a comparação é bastante

interessante, já que se evidencia o ganho de confiabilidade.

0,00%

20,00%

40,00%

60,00%

80,00%

100,00%

120,00%

confiabilidade custo (p.u.), sendo a base o modelo otimizado

confiabilidade

67,78% 70,63% 86,09% 88,94% 88,29% 91,14% 99,13%

custo (p.u.), sendo a base o

modelo otimizado

78,99% 84,46% 92,19% 97,66% 98,33% 103,79% 100,00%

4.1.1.1 4.1.1.2 4.1.2.1 4.1.2.2 4.1.3.1 4.1.3.2 otimizado

Figura 30– Curva comparativa entre custos de aquisição e “confiabilidades” para

padrão AES-Eletropaulo.

Os modelos baseados nos padrões da ESCELSA são abaixo apresentados em comparação

com o modelo considerado otimizado.

0,00%

20,00%

40,00%

60,00%

80,00%

100,00%

120,00%

confiabilidade custo (p.u.), sendo a base o modelo otimizado

confiabilidade

87,18% 90,03% 88,01% 90,86% 88,33% 91,18% 99,13%

custo (p.u.), sendo a base o

modelo otimizado

77,97% 83,43% 90,60% 90,61% 96,67% 96,68% 100,00%

4.2.1.1 4.2.1.2 4.2.2.1 4.2.2.2 4.2.3.1 4.2.3.2 otimizado

Figura 31 - Curva comparativa entre custos de aquisição e “confiabilidades” para

padrão ESCELSA

0,00%

20,00%

40,00%

60,00%

80,00%

100,00%

120,00%

confiabilidade custo (p.u.), sendo a base o modelo otimizado

confiabilidade

87,49% 90,34% 88,32% 91,17% 88,64% 91,49% 99,13%

custo (p.u.), sendo a base o

modelo otimizado

76,77% 76,78% 90,14% 90,15% 96,09% 96,12% 100,00%

4.3.1.1 4.3.1.2 4.3.2.1 4.3.2.2 4.3.3.1 4.3.3.2 otimizado

Figura 32 - Curva comparativa entre custos de aquisição e “confiabilidades” para

padrão CPFL.

Para se adquirir o equipamento mais adequado às necessidades de cada instalação e ao quanto

se pretende gastar, pode-se utilizar a tabela abaixo.

Tabela 25 – Tabela resenha dos preços e “confiabilidades” globais dos modelos

estudados.

DESCRIÇÃO

REF.

(ITEM)

PREÇO

REFERIDO AO

OTIMIZADO “CONFIABILIDADE”

Cabine Primária convencional, uso abrigado, padrão AES-

ELETROPAULO com disjuntor PVO e relé de tensão analógico.

4.1.1.1 0,7899p.u. 67,78%

Cabine Primária convencional, uso abrigado, padrão AES-

ELETROPAULO com disjuntor PVO e relé de tensão digital.

4.1.1.2 0,8446p.u. 70,63%

Cabine Primária convencional, uso abrigado, padrão AES-

ELETROPAULO com disjuntor a Vácuo e relé de tensão analógico.

4.1.2.1 0,9219p.u. 86,09%

Cabine Primária convencional, uso abrigado, padrão AES-

ELETROPAULO com disjuntor a Vácuo e relé de tensão digital.

4.1.2.2 0,9766p.u. 88,94%

Cabine Primária convencional, uso abrigado, padrão AES-

ELETROPAULO com disjuntor a SF6 e relé de tensão analógico.

4.1.3.1 0,9833p.u. 88,29%

Cabine Primária convencional, uso abrigado, padrão AES-

ELETROPAULO com disjuntor a SF6 e relé de tensão digital.

4.1.3.2 1,0379p.u. 91,14%

Cabine Primária convencional, uso abrigado, padrão ESCELSA

com disjuntor PVO e relé de tensão analógico.

4.2.1.1 0,7797p.u. 87,18%

Cabine Primária convencional, uso abrigado, padrão ESCELSA

com disjuntor PVO e relé de tensão digital.

4.2.1.2 0,8343p.u. 90,03%

Cabine Primária convencional, uso abrigado, padrão ESCELSA

com disjuntor a Vácuo e relé de tensão analógico.

4.2.2.1 0,9060p.u. 88,01%

Cabine Primária convencional, uso abrigado, padrão ESCELSA

com disjuntor a Vácuo e relé de tensão digital.

4.2.2.2 0,9061p.u. 90,86%

Cabine Primária convencional, uso abrigado, padrão ESCELSA

com disjuntor a SF6 e relé de tensão analógico.

4.2.3.1 0,9667p.u. 88,33%

Cabine Primária convencional, uso abrigado, padrão ESCELSA

com disjuntor a SF6 e relé de tensão digital.

4.2.3.2 0,9668p.u. 91,18%

Cabine Primária convencional, uso abrigado, padrão CPFL com

disjuntor PVO e relé de tensão analógico.

4.3.1.1 0,7677p.u. 87,49%

Cabine Primária convencional, uso abrigado, padrão CPFL com

disjuntor PVO e relé de tensão digital.

4.3.1.2 0,7678p.u. 90,34%

Cabine Primária convencional, uso abrigado, padrão CPFL com

disjuntor a Vácuo e relé de tensão analógico.

4.3.2.1 0,9014p.u. 88,32%

Cabine Primária convencional, uso abrigado, padrão CPFL com

disjuntor a Vácuo e relé de tensão digital.

4.3.2.2 0,9015p.u. 91,17%

Cabine Primária convencional, uso abrigado, padrão CPFL com

disjuntor a SF6 e relé de tensão analógico.

4.3.3.1 0,9609p.u.

88,64%

Cabine Primária convencional, uso abrigado, padrão CPFL com

disjuntor a SF6 e relé de tensão digital.

4.3.3.2 0,9612p.u. 91,49%

Cabine Primária compacta, uso abrigado, Padrão para este

trabalho, com disjuntor a SF6 e relé de proteção multifunção.

otimizado 1p.u. 99,13%

Analisando-se a tabela acima se conclui que boa parte das taxas de falha é decorrente de um

modelo ultrapassado obrigatório apresentado pelas concessionárias, mas que com poucos

investimentos pode-se melhorar e muito os índices de “confiabilidade” e de segurança de

operação.

Cabe observar aqui que a forma utilizada para apurar a taxa de falhas das cabines é a

somatória simples de todas as taxas de falhas dos componentes presentes nas cabines. Esta

forma de cálculo foi utilizada, pois uma falha em qualquer um dos componentes é de igual

conseqüência para o conjunto, ou seja, qualquer falha, mesmo com extensões diferentes, leva

ao mesmo resultado: interrupção do serviço da cabine primária, mesmo não levando ao

desligamento, interrompe o sistema de medição, ou o sistema de proteção (que é ainda pior

pois pode levar ao não desligamento em caso de uma falta a jusante da cabine).

Além disso, como no conjunto considerado otimizado foram realizados todos os ensaios

previstos nas normas, considera-se que a continuidade de serviço será máxima se associada

aos materiaIs considerados padrão neste trabalho.

Finalmente, com a tabela 25, alcança-se o objetivo deste trabalho que é de oferecer aos

projetistas e usuários um mecanismo de escolha capaz de associar “confiabilidade” e custos,

deixando a percepção de riscos e análise da relação custo/benefício evidente.

Como sugestão para trabalho futuro propõe-se a utilização de dados com ordem cronológica

para se obter uma distribuição temporal das falhas, para que se possa utilizar as ferramentas

estatísticas mais apropriadas para cada fase do ciclo de vida do equipamento, ou seja, na

juventude onde as falhas são decorrentes de problemas de produção e projeto e a taxa de

falhas tem característica decrescente; na fase de vida útil, onde a taxa de falhas é baixa e

praticamente constante; e a fase de maturidade, onde as falhas são conseqüência de fadiga e

onde a taxa de falhas é crescente. Com estes dados, poder-se-ia propor um índice de

interrupção de serviço para cada período do ciclo de vida das cabines primárias, além de

propor com maior exatidão, um regime de manutenções mais adequado.

7 - BIBLIOGRAFIA

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3 ed – New York : Mc Graw Hill, 1997.

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Acesso em :18.mar.2006

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Acesso em :19.mar.2006

7) WEBSITE DA BEGHIM INDÚSTRIA E COMÉRCIO. Disponível em :

<www.beghim.com.br>. Acesso em :19.mar.2006

8) WEBSITE DA SEG DO BRASIL. Disponível em < www.newage-avkseg.com>

Acesso em :18.fev.2006

9) WEBSITE DA TRON COMPONENTES ELÉTRICOS . Disponível em <www.tron-

ce.com.br>. Acesso em :22.set.2005

10) WEBSITE DA BALESTRO INDÚSTRIA . Disponível em : <www.balestro.com.br>

Acesso em :11.set.2005

11) WEBSITE DA BRASPEL INDÚSTRIA ELETROMETALÚRGICA Disponível em :

<www.braspel.com.br>. Acesso em :11.set.2005

12) WEBSITE DA ISOLET INDÚSTRIA E COMÉRCIO. Disponível em

<www.isolet.com.br

>. Acesso em :18.mar.2006

13)

WEBSITE DA PEXTRON COMPONENTES ELÉTRICO Disponível em :

<www.pextron.com.br>. Acesso em :11.set.2005

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estudos de “confiabilidade”, 2003. 66p. Dissertação (Mestrado em Energia) Escola

Politécnica da Universidade de São Paulo, São Paulo, 2003.

15) BILLINGTON, Roy; RINGLLE, Robert J. AND WOOD, Allen J. – Power Systems

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16) ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS NBR-6979 : Conjunto

de Manobra e Controle em Invólucro Metálico para tensões acima de 1kV até 36,2kV,

Rio de Janeiro, 1998.

17)

ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. NBR-14039 : Instalações

Elétricas de média tensão de 1kV a 36,2kV. Rio de Janeiro, 2003.

18) INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION. CEI-IEC-62271-200

: High Voltage Switchgear and Controlgear Part 200 – AC Metal enclosed swtichgear

and controlgear for rated voltages above 1kV and up to and including 52kV.

Switzerland , 2003

19) ELETROPAULO. LIG-MT 2004 : condições Gerais de Fornecimento. São Paulo

:ELETROPAULO, 2004

20) COMPANHIA DE FORÇA E LUZ. NT-2855 : Fornecimento em Tensão Primária

15kV e 25kV –. São Paulo : CPFL, 2005. Cap.1

:21) COMPANHIA DE FORÇA E LUZ. NT-2856 - Fornecimento em Tensão Primária

15kV e 25kV .São Paulo : CPFL , 2005. Cap. 2

22) COMPANHIA DE FORÇA E LUZ. NT-2858 : Fornecimento em Tensão Primária

15kV e 25kV. São Paulo :CPFL, 2005.. Cap.3.

23) COMPANHIA DE FORÇA E LUZ

NT-2859 : Fornecimento em Tensão Primária

15kV e 25kV . São Paulo : CPFL Energia, 2004. Cap. 4.1

24) COMPANHIA DE FORÇA E LUZ

NT-2861 : Fornecimento em Tensão Primária

15kV e 25kV. São Paulo : CPFL , 2004.Cap. 4.2

25) ESCELSA. NORTEC01 : Fornecimento de Energia em tensões secundária e Primária

15kV. Espírito Santo : ESCELSA , 2004.

26) COMPANHIA ENERGÉTICA DE MINAS GERAIS ND-5.3 : Fornecimento de

Energia elétrica em tensão primária 15kV – rede de distribuição Aérea ou Subterrânea.

Belo Horizonte : CEMIG 1997,

27) INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONICS ENGINEERS . IEEE

standard 493 : IEEE recommended practice for design of reliable Industrial and

commercial power systems :gold book.. New Jersey : IEEE, 1998;

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