estudo de vida útil econômica e taxa de depreciação · pdf...

EEssttuuddoo ddee

VViiddaa ÚÚttiill EEccoonnôômmiiccaa ee TTaaxxaa ddee

DDeepprreecciiaaççããoo

VOLUME 1 / 2

Escola Federal de Engenharia de Itajubá

CERNE - Centro de Estudos em Recursos Naturais e Energia

Novembro 2000

ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 1 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação

ÍNDICE

VOLUME 1 / 2

INTRODUÇÃO............................................................................................................................................4

ESTUDOS DE VIDA ÚTIL ECONÔMICA ..................................................................................................6 Armazenagem, Manipulação, Transporte de Combustível Líquido ou Gasoso.......................................6

Armazenagem, Manipulação, Transporte de Combustível Nuclear .......................................................23

Armazenagem, Manipulação, Transporte de Combustível Sólido..........................................................29

Armazenagem, Manipulação, Transporte de Resíduo..........................................................................36

Armazenagem, Manipulação, Transporte de Resíduo Nuclear..............................................................54

Balança para Veículos de Carga ........................................................................................................60

Banco de Capacitores (Sistemas de Distribuição)................................................................................68

Banco de Capacitores (Sistemas de Transmissão) ..............................................................................77

Barragem e Adutora ..........................................................................................................................86

Barramento.......................................................................................................................................92

Caldeira............................................................................................................................................98

Câmara e Galeria ..............................................................................................................................103

Canal de Descarga ............................................................................................................................107

Chaminé ...........................................................................................................................................113

Chave (Sistema de Distribuição).........................................................................................................119

Chave (Sistema de Transmissão) .......................................................................................................124

Compensador de Reativos .................................................................................................................129

Comporta..........................................................................................................................................136

Computador e Periféricos...................................................................................................................153

Condensador de Vapor ......................................................................................................................160

Conduto e Canaleta...........................................................................................................................163

Conduto Forçado...............................................................................................................................168

Condutor (Sistema de Distribuição) ....................................................................................................177

Condutor (Sistema de Transmissão) ...................................................................................................182

Controlador Programável ...................................................................................................................187

Conversor de Corrente ......................................................................................................................193

Conversor de Freqüência...................................................................................................................200

Disjuntor ...........................................................................................................................................205

Edificação – Casa de Força – Produção Hidráulica..............................................................................213

Edificação – Outras ...........................................................................................................................217

Elevador e Teleférico.........................................................................................................................221

Equipamento Geral............................................................................................................................226


Equipamentos da Tomada D’água...................................................................................................... 230

Equipamentos do Ciclo Térmico......................................................................................................... 246

Estradas de Acesso .......................................................................................................................... 254

Estrutura (Poste, Torre) (Sistema de Distribuição)............................................................................... 257

Estrutura (Poste, Torre) (Sistema de Transmissão) ............................................................................. 262

Estrutura da Tomada D’água ............................................................................................................. 269

Estrutura Suporte de Equipamento e de Barramento ........................................................................... 273

Fibra Ótica........................................................................................................................................ 279

Gerador............................................................................................................................................ 286

Gerador de Vapor ............................................................................................................................. 293

Instalações de Recreação e Lazer...................................................................................................... 299

Luminária ......................................................................................................................................... 304

Medidor ............................................................................................................................................ 309

Motor de Combustão Interna.............................................................................................................. 316

Painel, Mesa de Comando e Cubículo................................................................................................ 321

Pára-Raios ....................................................................................................................................... 326

Ponte Rolante, Guindaste ou Pórtico.................................................................................................. 331

Precipitador de Resíduos ................................................................................................................... 342

Protetor de Rede............................................................................................................................... 348

Reator (ou Resistor) .......................................................................................................................... 356

VOLUME 2 / 2

Reator Nuclear.................................................................................................................................. 361

Rede Local de Computadores ............................................................................................................ 368

Regulador de Tensão (Sistema de Distribuição) .................................................................................. 376

Regulador de Tensão (Sistema de Transmissão) ................................................................................ 383

Religador .......................................................................................................................................... 390

Reservatório ..................................................................................................................................... 395

Seccionalizador................................................................................................................................. 401

Sistema Anti-Ruído ........................................................................................................................... 407

Sistema Auxiliar de Corrente Contínua ............................................................................................... 412

Sistema de Água de Circulação ......................................................................................................... 421

Sistema de Alimentação de Energia ................................................................................................... 426

Sistema de Amostragem Primário ...................................................................................................... 431

Sistema de Ar Comprimido ................................................................................................................ 435

Sistema de Ar e Gases de Combustão ............................................................................................... 441

Sistema de Aterramento .................................................................................................................... 448

Sistema de Comunicação e Proteção Carrier...................................................................................... 453

Sistema de Comunicação Local ......................................................................................................... 462

Sistema de Controle Químico e Volumétrico ....................................................................................... 467


Sistema de Dados Meteorológicos e Hidrológicos................................................................................474

Sistema de Exaustão, Ventilação e Ar Condicionado ...........................................................................482

Sistema de Lubrificação, de Óleo de Regulação e Óleo Isolante ..........................................................489

Sistema de Proteção Contra Incêndio.................................................................................................495

Sistema de Pulverização do Envoltório de Contenção..........................................................................500

Sistema de Radiocomunicação ..........................................................................................................504

Sistema de Refrigeração de Emergência do Núcleo do Reator .............................................................509

Sistema de Refrigeração do Reator ....................................................................................................515

Sistema de Refrigeração e Purificação do Poço de Combustível Usado................................................523

Sistema de Resfriamento de Equipamentos ........................................................................................528

Sistema de Serviços ..........................................................................................................................537

Sistema para Gaseificação de Carvão ................................................................................................541

Subestação SF6 ................................................................................................................................546

Subestação Unitária ..........................................................................................................................553

Suprimento e Tratamento D’água .......................................................................................................561

Transformador de Aterramento...........................................................................................................567

Transformador de Distribuição............................................................................................................571

Transformador de Força ....................................................................................................................579

Transformador de Medida ..................................................................................................................586

Transformador de Potencial Capacitivo ou Indutivo .............................................................................592

Transformador de Serviços Auxiliares .................................................................................................597

Turbina a Gás ...................................................................................................................................602

Turbina Hidráulica .............................................................................................................................607

Turbogerador ....................................................................................................................................613

Urbanização e Benfeitorias ................................................................................................................618

Veículos ............................................................................................................................................622

TABELA COMPARATIVA...........................................................................................................................631


INTRODUÇÃO

O artigo 138, § 2º, da Lei nº 6.404/76, estabelece

que: “A diminuição de valor dos elementos do

ativo imobilizado será registrada periodicamente

nas contas de:

• Depreciação, quando corresponder à

perda do valor dos direitos que têm por

objeto bens físicos sujeitos a desgastes ou

perda de utilidade por uso, ação da

natureza ou obsolescência;

• Amortização, quando corresponder à

perda do valor do capital aplicado na

aquisição na aquisição de direitos de

propriedade industrial ou comercial e

quaisquer outros com existência ou

exercício de duração limitada, ou cujo

objeto sejam bens de utilização por prazo

legal ou contratualmente limitado;

• Exaustão, quando corresponder à perda

do valor, decorrente da sua explosão, de

direitos cujo objeto sejam recursos

minerais ou florestais, ou bens aplicados

nessa exploração.”

Entretanto, a tendência de um número significativo

de empresas é simplesmente adotar as taxas

admitidas pela legislação fiscal. Os critérios

básicos de depreciação, de acordo com a

legislação fiscal, estão consolidados no

Regulamento do Imposto de Renda através de

seus arts. 248 a 256.

O fisco admite ainda que a empresa adote taxas

diferentes de depreciação, quando suportadas por

laudo pericial do Instituto Nacional de Tecnologia,

ou de outra entidade oficial de pesquisa científica

ou tecnológica (art. 253, § 2º, do RIR/94).

A base de cálculo da depreciação será:

• Custo histórico, assim entendido o valor do

bem no balanço anterior ou no início do

período;

• Valor de reavaliação decorrente de novas

avaliações no ativo imobilizado.

A técnica contábil estipula que o valor residual do

bem deve ser computado como dedução do seu

valor total para determinar o valor-base de cálculo

da depreciação. Todavia, na prática, esse

procedimento não tem sido muito adotado, pois é

bastante difícil estimar o valor residual, numa

economia instável como a nossa.

Uma dificuldade associada ao cálculo da

depreciação é a determinação do período de vida

útil econômica do ativo imobilizado.

Além das causas fiscais decorrentes do desgastes

natural pelo uso e pela ação de elementos da

natureza, a vida útil é afetada por fatores

funcionais, tais como a inadequação e o

obsoletismo, resultantes do surgimento de

substitutos mais aperfeiçoados.

Este trabalho visa o estudo dos diversos sistemas,

equipamentos e componentes do sistema elétrico,

quando ao problema de estimar uma vida útil

econômica, e por conseguinte uma taxa de

depreciação para os mesmos.


Existem diversos fatores que influenciam na vida

útil econômica de um equipamento, por exemplo:

• Características de operação: princípio de

funcionamento, condições de operação,

condições do ambiente onde este

equipamento está instalado, entre outras;

• Tipos e freqüência de falhas;

• Obsolescência tecnológica, advinda do

desenvolvimento de novos materiais e

novas tecnologias;

• Tipo e freqüência de manutenção.

A manutenção é toda atividade que se realiza

através de processos diretos ou indiretos nos

equipamentos, obras ou instalações, com a

finalidade de lhes assegurar condições de cumprir

com segurança e eficiência as funções para as

quais foram fabricados ou construídos, levando-se

em consideração as condições de operação e

econômicas.

Esta desenvolve especial papel na determinação

da vida útil econômica, uma vez que ela pode

determinar quando não será mais

economicamente viável dar manutenção no

equipamento. É dividida da seguinte forma:

• Manutenção Preditiva: Manutenção que se

realiza através de análises das

características operativas e/ou física-

químicas dos equipamentos, obras ou

instalações, com a finalidade de detectar

possíveis falhas;

• Manutenção Preventiva: Manutenção que

se realiza mediante um serviço

programado de controle, conservação e

reparação de equipamentos, obras ou

instalações, com a finalidade de mantê-los

em condições satisfatórias de

funcionamento, e de prevenir contra

possíveis ocorrências que acarretam sua

indisponibilidade;

• Manutenção Corretiva: Manutenção que se

realiza em equipamentos, obras ou

instalações, com a finalidade de corrigir as

causas e efeitos motivados por ocorrências

constatadas, e que acarretam ou podem

acarretar sua indisponibilidade, em

condições quase sempre não

programadas. Esta se divide em:

Manutenção Corretiva de Emergência,

quando se necessita proceder de imediato

o restabelecimento das condições normais

de utilização dos equipamentos, obras ou

instalações; e Manutenção Corretiva de

Urgência, quando se necessita proceder o

mais breve possível o restabelecimento

das condições normais de utilização dos

equipamentos, obras ou instalações;

Manutenção Corretiva Programada,

quando se necessita proceder, a qualquer

tempo, o restabelecimento das condições

normais de utilização dos equipamentos,

obras ou instalações.

Armazenagem, Manipulação, Transporte de Combustível Líquido e Gasoso

RESUMO

A matriz de processamento dos combustíveis

líquidos e gasosos abrange uma complexa cadeia

de equipamentos envolvidos direta e

indiretamente no processo. Os combustíveis

líquidos e gasosos aplicados na produção de

potência por meio de turbinas a vapor ou motores

de combustão interna, são na sua grande maioria

derivados de petróleo. O suprimento de insumos

energéticos, abrange uma logística de

transmissão e distribuição e armazenamento,

garantidas por um sistema viário que envolve

modalidades de transporte como dutos, ferrovias,

hidrovias e rodovias, interligando unidades

produtoras às bases primárias, próximas às

refinarias, e estas às bases secundárias,

normalmente mais distantes. Os processos de

transmissão e distribuição de petróleo e seus

derivados são feitos preferencialmente por

bombeamento através de dutos, em função dessa

modalidade apresentar capacidade de transporte

em grandes volumes, facilidade no controle do

fluxo, alta confiabilidade no suprimento e os

custos envolvidos no processo serem

relativamente menores quando comparados a

outros modos. O processo de armazenagem

funciona como um dispositivo regular entre a

taxas flutuantes de produção e as variações dos

índices de demanda. No processo de

armazenamento dos combustíveis líquidos, são

utilizados em geral tanques de aços de grandes

dimensões em formato cilíndrico ou cônico, e/ou

combinações dessas duas formas, equipadas com

sistemas de aquecimento. Os combustíveis

gasosos são armazenados em tanques

denominados “vasos de pressão” de

armazenamento ou de acumulação, sob pressão.

Os vasos de pressões, com raras exceções, têm o

casco na forma cilíndrica, cônica ou esférica e/ou

combinações dessas três formas. A vida útil

proposta econômica proposta para esse trabalho

é de 35 anos.

I. INTRODUÇÃO

Os processos de armazenamento, manipulação e

transporte de combustíveis líquidos e gasosos são

analisados considerando suas propriedades

físicas e composição química, inerentes a cada

tipo de combustível, além das especificações

técnicas relacionadas com a manutenção da

qualidade desejada e os custos envolvidos em

cada etapa do processo, até a sua efetiva

utilização.

O suprimento de insumos energéticos líquidos ou

gasosos aplicados à geração térmica a vapor ou a

combustão interna abrange, uma logística de

transmissão e distribuição e armazenamento dos

combustíveis em geral, garantidas por um sistema

viário que envolve modalidades de transporte

como dutos, ferrovias, hidrovias e rodovias,

interligando unidades produtoras às bases

primárias, próximas às refinarias, e estas às bases

secundárias, normalmente mais distantes.

Os combustíveis líquidos compreendem variadas

combinações no referido estado, ricas em


hidrocarbonetos, com as mais diversas

propriedades motoras, químicas e físicas, e de

diversos meios de obtenção, produzidos hoje

quase exclusivamente à base do petróleo.

Os combustíveis gasosos compreendem os gases

permanentes (gás de rua, gás de coque, gás de

alto forno, metano, gás natural), que a

temperatura ambiente, não se liquefazem mesmo

a altas pressões, e gases liquefeitos (misturas de

propano, propileno, butano e butileno) que à

temperatura ambiente, e altas pressões se

liquefazem.

A seguir serão abordados equipamentos utilizados

no processo de armazenamento, manipulação e

transporte de combustíveis líquidos e gasosos,

aplicados a geração térmica a vapor ou

combustão interna.

I.1. ARMAZENAMENTO

O processo de armazenagem funciona como um

dispositivo regular entre a taxas flutuantes de

produção e as variações dos índices de demanda.

No processo de armazenamento dos insumos

(combustíveis) líquidos para fins de geração de

energia, são utilizados em geral tanques de aços

de grandes dimensões em formato cilíndrico ou

cônico, e/ou combinações dessas duas formas,

equipadas com sistemas de aquecimento

controlados termostaticamente e, com indicador

de temperatura próximo a linha de saída do

combustível. Estes procedimentos permitem a

operação dos mesmos a níveis de temperatura

constante e, conseqüentemente, na faixa ideal de

viscosidade do combustível para seu manuseio.

Os combustíveis gasosos são freqüentemente

armazenados em tanques denominados “vasos de

pressão” de armazenamento ou de acumulação,

em forma liquefeita, sob pressão, para que se

possa acondicionar uma grande massa em um

volume relativamente pequeno.

Os vasos de pressão (com raras exceções) têm o

casco na forma cilíndrica, cônica ou esférica e/ou

combinações dessas três formas. A forma esférica

utilizada no armazenamento de grandes massas

de combustível, em função dessa geometria

permitir uma distribuição uniforme das tensões no

material devido à pressão, com a qual se chega à

menor espessura de parede e ao menor peso

relativo, em igualdade de pressão e de massa

contida, quando comparada a outros formatos.

Em 1944 no Brasil, já havia uma estrutura de

abastecimento composta de instalações de

armazenamento para combustíveis somando

aproximadamente 815.000 m3 e mais cerca de

100.000 m3 para fins militares, construídas pelas

forças armadas americanas. Estas tancagens

estavam espalhadas pelos estados do Pará,

Maranhão, Ceará Rio Grande do Norte, Bahia,

Minas Gerais, Espírito Santo, Rio de Janeiro,

Distrito Federal, São Paulo e Rio Grande do Sul.

Uma das características desses equipamentos é o

fato de não serem produtos de linhas de

fabricação. São projetados e construídos por

encomenda, segundo o tipo, dimensões e formato

adequados às necessidades e as condições de

desempenho em cada caso. Há no mercado,

inúmeras empresas que atuam no seguimento de


projeto e fabricação de reservatórios de

combustíveis, sendo os principais fabricantes

nacionais são as empresas CONFAB, Pierre

Saby, ALUFER, SADE, FEM, Mecânica Pesada,

BARDELLA entre outros.

I.2. TRANSPORTE

A estrutura de abastecimento de combustíveis

interliga, através de vários modos de transporte,

três pontos distintos:

• Fontes de produção;

• Refinarias;

• Centros consumidores.

Com base nos três pontos acima pode-se

classificar as etapas do transporte distintamente

em:

• Transmissão: caracteriza-se pela etapa do

transporte da matéria prima das fontes de

produção as refinarias, e dos derivados

aos centros de distribuição;

• Distribuição: compreende a etapa do

transporte dos centros de distribuição dos

derivados aos centros consumidores.

A matriz de transporte para combustíveis líquidos

e gasosos envolve as seguintes modalidades

características:

• Rodoviário: através de caminhões tanques;

• Ferroviário: por vagões tanques;

• Hidroviário e marítimo: através de

embarcações e navios tanques;

• Por meio de dutos.

O sistema de transmissão e distribuição modal por

bombeamento através de dutos é o meio mais

seguro e econômico de se transportar

combustíveis líquidos e gasosos, interligando

regiões produtoras, plataformas, refinarias,

terminais marítimos, parques de estocagem e os

centros consumidores. Quase a totalidade dos

dutos é constituída por tubos metálicos. Podem

ser instalados no mar ou em terra, e operam dia e

noite para garantir o abastecimento das refinarias

e suprir as necessidades de consumo dos centros

consumidores.

As bombas centrífugas para combustíveis líquidos

e compressores a pistão para gasosos, com

várias etapas de impulsão, instaladas em série ou

em paralelo, segundo os fluxos, as pressões e as

necessidades de se contar com reservas.

Para conseguir a pressão mínima necessária na

aspiração destas bombas, se recorrem a outras

pequenas bombas auxiliares denominadas

bombas de reforço ou booster.

Os motores que movem as bombas podem ser

elétricos, de explosão, cujo caso se alojam em

recinto distinto das bombas, ou turbinas a gás.

No parque de válvulas ocorre regulação das

pressões e fluxos do fluido. Chega-se a uma total

automação nestas estações.

Em casos onde os centros de geração não são

atendidos pela malha dutoviaria, por questões de

falta de investimentos ou demandas insuficientes

que justifiquem economicamente a implantação de

troncos para distribuição, o processo de

abastecimento é intermodal, combinando as

outras modalidades de transporte em função da


capacidade, mobilidade dos respectivos modos e

vias de acesso. I.3. HISTÓRICO DO OLEODUTO NO BRASIL

A primeira linha de 10” de diâmetro entre Santos e

São Paulo foi inaugurada em 20/10/1951. O

traçado desse oleoduto representou um grande

desafio, pois além do trecho pantanoso entre

Santos e Cubatão, enfrentou-se pela primeira vez

a subida da Serra do Mar – um desnível de 750m

em apenas 1,5km. Esta obra tem sido usada

como referencia até os dias de hoje.

Em 1966 começou a funcionar o primeiro duto de

grande extensão no Brasil, o Oleoduto Rio/Belo

Horizonte (ORBEL), transferindo produtos

refinados provenientes da Refinaria Duque de

Caxias (REDUC) para Belo Horizonte, com

diâmetro de 18" e 365 km de extensão. Com a

entrada em operação da Refinaria Gabriel Passos,

em 1968, o oleoduto passou a desempenhar a

função para a qual foi construído, ou seja, atender

o abastecimento daquela Refinaria com petróleo

recebido através do Terminal da Guanabara

(TORGUÁ).

A primeira grande obra da década de 70, na área

de transporte, foi a entrada em operação, em

1971, da ampliação do TEBAR, permitindo a

atracação de navios de até 300.000 tpb e o

oleoduto São Sebastião/Paulínia com diâmetro de

24" e 226 km de extensão.

I.4. HISTÓRICO DO GASODUTO NO BRASIL

Na década de 60, no Recôncavo Baiano também

foram concluídas algumas obras importantes

como a primeira Planta de Gasolina Natural (PGN)

do Brasil com a Unidade de Absorção em Catu e a

Unidade de Fracionamento em Mataripe. A fim de

alimentar e escoar a produção da PGN foi

construído mais de 150 km de gasodutos e dutos

para gasolina natural e GLP.

A década de 80 caracterizou-se pela construção

de um grande número de gasodutos, ampliando o

aproveitamento do gás natural produzido no

Espírito Santo e principalmente na Bacia de

Campos, no litoral do Rio de Janeiro.

O primeiro gasoduto interestadual entrou em

operação em 1974 ligando os estados de Sergipe

e Bahia. o GASEB, como foi denominado. Ele tem

seu ponto inicial na Estação de Compressores de

Atalaia Velha, em Sergipe, e seu ponto final no

Campo de Catu, conectando-se ao sistema de

gasodutos do Recôncavo Baiano. A sua extensão

é de 235 km, o diâmetro de 14" e capacidade

inicial de transferência de 1.500.000 m3/dia.

I.5. MANIPULAÇÃO

Os processos de manipulação apresentam

algumas particularidades em relação aos

combustíveis líquidos e gasosos utilizados nos

pátios de geração.

Os equipamentos utilizados na manipulação dos

combustíveis líquidos em pátios de geração

térmica a vapor ou motor de combustão interna

compreendem:

• Conjunto moto-bomba propulsor para

elevar a pressão no fluxo de injeção do

óleo aos queimadores, a patamares

adequados a nebulização (atomização);

• Tanques de armazenagem principal para

reserva estratégica e de serviço, caso este


último também exista, equipados com

sistemas de aquecimento, controlado

termostaticamente com indicadores de

temperatura.

• Tubulações isoladas termicamente com

sistemas de aquecimento do trecho entre o

tanque principal e/ou de serviço ao(s)

queimador (es), possibilitando manter os

níveis de temperatura constante e,

conseqüentemente, manter a faixa ideal de

viscosidade do combustível para que

ofereça baixa resistência ao fluxo.

Nos geradores de vapor, a partir do tanque,

enchido através da estação de recepção, o

combustível é bombeado para tanques de serviço

por meio de bombas específicas ou pela inversão

das bombas de admissão. A dimensão dos

tanques de serviço é suficiente para uma carga

total de 6 a 8 horas.

O combustível dos tanques de serviço flui através

dos filtros duplos de aspiração para as bombas

axiais dos queimadores, que comprimem o

combustível através de pré-aquecedores

tubulares, aquecidos a vapor, e eventualmente

através de filtros duplos de pressão, com pressão

e viscosidade necessárias a atomização do fluido

nos queimadores.

Quando opera com gás natural, utiliza-se o ciclo

OTTO; com óleo pesado, o ciclo DIESEL. Existe

ainda uma terceira versão bi-combustível

operando em ciclo DIESEL, que pode queimar

tanto gás natural como óleo pesado.

Os motores de combustão interna que operam em

ciclo diesel têm como vantagens produzir pouco

ruído, grande durabilidade, possibilidade de

utilizar combustíveis de baixa volatilidade (óleo

cru, óleo de alcatrão e óleo diesel), menores

exigências de fiscalização durante o

funcionamento e menos trabalho de manutenção,

devido ao número reduzido de válvulas,

tubulações bombas, etc. São utilizados em usinas

termoelétricas de grande potência e na propulsão

de navios de grande tonelagem.

Para geração térmica por meio de motores de

combustão interna utilizando óleo diesel os

tanques de armazenamento e as tubulações não

possuem sistema de aquecimento, uma vez que a

viscosidade do óleo diesel a temperatura e

pressão ambiente são satisfatórias para imediata

utilização.

Os parques equipados com de motores de

combustão interna estacionários a gás e/ou

alimentação de caldeiras para geração térmica a

vapor para geração de grandes potências, devem

estar circunscritos às regiões onde haja

disponibilidade de combustíveis gasosos (gás de

coqueria, gás de alto forno, metano, gás natural,

etc), que à temperatura ambiente, não se

liquefazem, mesmo a altas pressões. Os

equipamentos utilizados na manipulação são:

• Sistemas de regulagem da pressão e

medição (vasos de pressão, válvulas e

medidores) do gás para redes de

alimentação de alta e média pressão;

• Pressurizadores ou moto-compressor;


• Vasos de pressão para armazenamento de

gases liquefeitos (misturas e propano,

propileno, butano, butileno);

• Instrumentos de controles de válvulas, que

atuam sobre válvulas moduladoras para

regular a pressão do gás.

• Tubulações sem sistemas de

aquecimento.

II. CARACTERÍSTICAS

II.1. TANQUES E VASOS DE PRESSÃO PARA

ARMAZENAMENTO DE COMBUSTÍVEIS LIQUIDOS

E GASOSOS

Os tanques e os vasos de pressão e seus

componentes, para fins de armazenamento,

podem ser confeccionados com diversos

materiais, sendo as seguintes classes as

principais:

• Materiais metálicos: Metais ferrosos -

Aços-carbono, aços-liga, aços inoxidáveis;

Metais não-ferrosos - Alumínio e ligas,

níquel e ligas, titânio e ligas.

• Materiais não-ferrosos: Materiais plásticos

reforçados (termoestáveis) e cerâmicas.

O aço-carbono é o material mais empregado na

construção de tanques e vasos de pressão para

armazenamento de combustíveis líquidos e

gasosos, por ser um material de boa

conformabilidade, boa soldabilidade, de fácil

obtenção e encontrado sob todas as formas de

apresentação, e o material de menor preço em

relação a sua resistência mecânica.

As propriedades do aço carbono são influenciadas

por sua composição química e pela temperatura

de trabalho. O aumento na quantidade de carbono

no aço produz basicamente um aumento nos

limites de resistência e de elasticidade e na

dureza e temperabilidade do aço; em

compensação, esse aumento prejudica a

ductilidade e a soldabilidade do material.

O aço-carbono é um material de baixa resistência

a corrosão, sendo necessário o acréscimo de

sobre-espessura no casco, para prevenir a

corrosão em todas as partes em contato com os

fluidos de processo ou com a atmosfera, ou

aplicação de uma pintura ou outro revestimento

protetor adequado.

Os “aços-ligas” (alloy-steel) são aços que

possuem em sua composição uma quantidade de

outros elementos (molibdênio, cromo, níquel,

fósforo e cobre) além da composição básica dos

aços carbonos. Estes elementos acrescidos há

estrutura cristalina dos aços, conferem altas

resistências à corrosão (cromo, fósforo, cobre),

fluência (molibdênio) e fratura devido as baixas

temperaturas (níquel).

Os aços-liga são mais caros que os aços-carbono,

em função da maior quantidade de elementos de

liga em sua composição, além dos processos de

fabricação (usinagem, montagem e soldagem)

eles são mais difíceis e custoso.

Devido a alta resistência aos agentes oxidantes,

tanques e vasos confeccionados em aços-liga

apresentam uma vida útil sensivelmente maior em

relação aos aços-carbonos.


O código ASME seção VIII, divisões 1 e 2

(American Society of Mechanical Engineers) são

as normas de referencia (materiais, projetos e

processos de fabricação) para tanques e vasos de

pressão.

II.2. ÓLEODUTOS E GASODUTOS

Os dutos para transporte de combustíveis líquidos

e gasosos são confeccionados na sua grande

maioria, com tubos de seção circular de aços-

carbono e, eventualmente para necessidades

especiais empregam-se outros materiais como

aços-liga, fundidos e plásticos entre os principais.

Entre os dutos de aços-carbono se empregam três

tipos fundamentais:

• Tubos sem costura ou estirados obtidos

por punção e laminação de troncos

(procedimento Mannesman);

• Tubos soldados longitudinalmente obtidos

por calandreamento e soldagem das

chapas por arco submerso;

• Tubos helicoidais obtidos por enrolamento

e soldagem em arco submerso de chapas

procedente de bobinas.

Com o objetivo de proteger os dutos contra

corrosão, se recorre freqüentemente a proteção

catódica em geral por corrente impressa e

ocasionalmente com anodos de sacrifício. Utiliza-

se de potenciais de proteção da ordem de 1,5

volts em relação ao solo.

A utilização dos revestimentos termoplásticos,

pinturas a base de resinas epóxi, poliéster e ligas

mais adequadas a manipulação de

hidrocarbonetos, também têm contribuído para

uma melhora significativa na resistência a

corrosão, prorrogando sensivelmente a vida utíl.

As normas técnicas pertinentes a especificação de

tubos para condução, são:

• Tubos de aço-carbono: ASTM A106 graus

A, B e C; ASTM A53 graus A e B; ASTM

A120; ASTM A333 grau 6; API 5L; API 5LX

grau 42, 46, 52,60,65, 70; ASTM A134;

ASTM A135 grau A e B; ASTM A671;

ASTM A672; ASTM A211.

• Tubos de Aços-liga e aços inoxidáveis:

ASTM A335 graus P1,P5, P11, P22, 3 e 7;

ASTM A691; ASTM A333; AISI 304, 304

L, 316, 316L, 321, 347 e 405.

II.3. BOMBAS

Bombas são máquinas operatrizes hidraulicas,

que recebem energia de uma fonte motora e

conferindo-a ao fluido no estado liquido, com a

finalidade de transportá-lo de um ponto para outro,

obedecendo às condições do processo.

O modo pelo qual é feita a transmissão da

potência mecânica ao fluido, aumentando sua

pressão e/ou velocidade. Classificam as bombas

em:

• Bombas de deslocamento positivo ou

volumógenas;

• Turbobombas ou rotodinâmicas.

As bombas de deslocamento positivo

caracterizam-se pela movimentação do órgão

propulsor da bomba, que obriga o fluido a

executar o mesmo movimento do qual está

animado. Esta categoria de bombas podem ser

divididas em dois tipos: alternativas e rotativas.


Nas bombas alternativas, o líquido recebe a ação

das forças diretamente de um pistão ou êmbolo

(pistão alongado) ou de membrana. Classificam-

se em:

• Pistão ou êmbolo (duplo efeito e simples

efeito, acionadas pela ação do vapor

(steam pumps), motores de combustão

interna ou eletricos (power pumps);

• Diafragma (operação por fluido ou

mecanicamente.

Nas bombas rotativas, o líquido recebe ação de

forças de um ou mais propulsores dotados do

movimento de rotação. Pode-se classifica-las em:

• Rotor único (palhetas (deslizantes,

oscilantes e flexíveis), pistão rotativo,

elemento flexível e parafuso simples);

• Rotores múltiplos (engrenagens (exteriores

e interiores), rotores lobulares, pistões

oscilatórios e parafusos (duplos e

múltiplos).

As turbobombas ou rotodinâmicas são máquinas

nas quais a movimentação do líquido é produzida

por forças que se desenvolvem na massa líquida,

em conseqüência da rotação de um rotor

(impelidor) com um certo número de pás

especiais.

A distinção entre os tipos de bombas

rotodinâmicas é feita fundamentalmente em

função da forma como o impelidor cede energia

ao fluido bem como a orientação do fluxo ao sair

do impelidor. Classificam-se em: bombas

centrífugas puras ou radiais, bombas de fluxo

axial ou propulsoras, bombas de fluxo misto ou

diagonal.

A bomba centrífuga propriamente dita, tem um

rotor cuja forma obriga o fluido a deslocar-se

“radialmente”. Em outro extremo figuraria as

bombas cujo rotor desloca o fluido “axialmente”,

denominada de bomba de fluxo axial. Entre

ambos os tipos de rotores, há o que desloca o

fluido com componentes axiais e radiais de

velocidade chamada de fluxo misto ou diagonais.

As bombas centrífugas ou radiais são dotadas de

um rotor cuja forma obriga o fluido a deslocar-se

paralelamente ao eixo, sendo dirigido pelas pás

para a periferia, segundo trajetórias contidas em

planos normais ao eixo do rotor. Em outro extremo

figuraria as bombas de fluxo axial, cujo rotor em

forma de hélice transmite a energia cinética à

massa líquida por forças puramente de arrasto,

caracterizando-se pela direção do fluxo na saída

ser paralela ao eixo de rotação.

As bombas centrífugas de fluxo misto fornecem

energia ao fluido pelo efeito combinado das

componentes das forças centrifugas e de arrasto,

produzindo no rotor um fluxo inclinado em relação

ao seu eixo.

Quanto ao número de estágios, pode-se

classifica-las em:

• Simples estágio: o fornecimento da energia

ao líquido é feito em um único estágio

(constituído por um rotor e um difusor);

• Múltiplos estágios: a transferência de

energia ao líquido é feita por dois ou mais

rotores fixados no mesmo eixo. A


passagem do liquido em cada rotor e

difusor configura um estágio na operação

de bombeamento.

Dimensões excessivas, correspondente custo

elevado e baixo rendimento fazem com que

fabricantes não utilizem bombas de um estágio

para alturas de elevação grandes. Esse limite

pode variar de 50 a 100 metros, conforme a

bomba, mas a fabricantes que constroem bombas

com um só estágio, para alturas bem maiores,

usando rotores especiais de elevada rotação,

como é o caso das bombas Sundayne com

rotações que vão de 3600 a 24700 rpm, usando

engrenagens para conseguir elevadas rotações.

Há também outra categoria de bombas

rotodinâmicas centrífugas que usa um rotor com

palhetas tipo Francis. A características desse rotor

é que suas palhetas possuem curvaturas em dois

planos. Essa particularidade aproxima o

desempenho dessa bomba ao de uma bomba de

fluxo misto, para aplicadas nas linhas de impulsão

no processo de transporte de combustíveis com

viscosidade elevadas.

A seleção do tipo de bomba mais adequado para

a manipulação de combustíveis líquidos a base de

petróleo é função das seguintes características:

• A viscosidade do fluido (combustível);

• Capacidade necessária (fluxo);

• Pressão e altura manométrica necessários.

Este fator pode determinar o ponto de

funcionamento em caso de bombas

centrífugas;

• Natureza do combustível. A presença de

elementos potencialmente corrosivos no

fluido.

Relaciona-se abaixo os serviços próprios da

indústria de petróleo e nas centrais de geração

térmica a vapor e os tipos de bombas comumente

empregados para cada caso.

Transporte e manipulação de petróleo crú:

• Condução: centrífuga horizontal de

múltiplos estágios e alternativas;

• Carga: cntrífuga de um e múltiplos

estágios e de turbina (tipo Francis) e

rotativas.

• Linhas de Impulsão: de turbina vertical

(tipo Francis);

• Lançamento: combinações de bombas de

hélice de um estágio e de turbinas de

múltiplos estágios;

• Injeção: alternativas.

Refinarias:

• Bombas para refinarias: vários tipos de

centrífugas, de turbina, submergíveis,

rotativas e alternativas;

• Bombas de processo: centrífugas e de

turbina (tipo Francis);

• Bombas químicas: centrífugas de vários

tipos;

• Bombas dosadoras: dosadoras e

contadoras.

Transporte de produtos refinados são utilizadas

bombas centrifugas, rotativas e alternativas.

Os fatores básicos que influenciam na

durabilidade das bombas são as condições de

operação (pressões, temperaturas, velocidades e

viscosidade do fluido manipulado) compatíveis

com as características de projeto da bomba, as


manutenções e principalmente os materiais dos

quais elas são confeccionadas.

Os materiais são selecionados em função das

condições de resistência mecânica (tração,

fluência, fadiga, desgaste por atrito, etc),

composição química (corrosão), facilidade de

fabricação e custos envolvidos.

A seleção dos materiais metálicos para confecção

das bombas é feita em função do pH do fluido a

manipular. São basicamente:

• (pH de 0 – 4) Aços inoxidáveis, aços de

alta liga, ligas intermediarias e baixa liga;

• (pH de 4 – 6) Totalmente de Bronze;

• (pH de 6 – 9) Ferro fundido ou aço-

carbono moldado (normais ou com peças

de bronze);

• (pH de 9 – 14) Totalmente de ferro.

Devido a patamares de escoamento mais

elevados, os aços moldados são aplicados para

bombas de alta pressão e, nas de maior tamanho,

as carcaças podem ser de aço forjado ou soldado,

ou inclusive de aços inoxidáveis.

Para bombas submetidas a baixas e médias

pressões, as carcaças e rotores são

confeccionados em ferro fundindo, os eixos em

aços de alta resistência à tração e, aço ou bronze

para peças de reposição submetidas ao desgaste.

O bronze e os aços inoxidáveis não são muito

adequados para trabalhar a temperaturas

elevadas. Em função do elevado coeficiente de

dilatação desses materiais, causa grandes

dificuldades em manter ajustes e folgas corretas

e, pela sensível perda de resistência a tração.

Entre outros materiais metálicos de construção

empregados na fabricação de bombas para

manipulação de combustíveis líquidos, tem-se:

• Ligas não-ferrosas: série de ligas para

serviços duros baseados em níquel, cromo

e molibdênio com menos de 20% de ferro

e pequenas quantidades de cobre,

manganês, silício e tungstênio;

• Ferro com alto conteúdo em silício: com

uma porcentagem mínima de 14,25% de

silício;

• Fundição de ferro austenítico: comum

mínimo de 22% de níquel, cobre e cromo

no total;

• Monel, Titânio entre outros.

Os materiais não metálicos oferecem vantagens

no custo inicial, pois evita os gastos em ligas

especialmente resistentes a corrosão e na

manutenção ao longo da vida útil. Os materiais

cerâmicos tais como a porcelana, arenito e vidro

são, em geral, de excelente resistência química

(corrosão), porem difíceis de fabricar e carecem

de resistência mecânica baixa a solicitações não

estáticas.

A mesma fragilidade é inerente nos materiais

polimerizados rígidos, mas os mesmos podem ser

reforçados mecanicamente como poliester e as

resinas epóxi reforçadas com fibra de vidro e

outras resinas termoestáveis.

A aplicação dos materiais termoplásticos na

confecção de bombas torna-se conveniente por


sua capacidade de melhorar as propriedades

tanto mecânicas como químicas e, podendo ser

facilmente moldado em qualquer formato. Alguns

deles são considerados como material de

engenharia por direito próprio, sobre tudo o nylon,

poliester, o policarbonato e o polipropileno.

A conveniência de aplicar um material à base de

polímeros na fabricação de bombas, depende de

suas propriedades físicas, do custo inicial, e da

redução dos custos de manutenção que se pode

conseguir em função de uma maior “durabilidade”

dos componentes além dos custos de substituição

do equipamento. A menor resistência física destes

materiais, assim como seus módulos de

elasticidade impõem limitações no tamanho dos

componentes totalmente plásticos.

A tecnologia dos materiais cerâmicos e polímeros

vem evoluindo de maneira rápida e consistente.

Com os incrementos tecnológicos, em médio

prazo, aprimorando suas propriedades físicas

(dureza, ductilidade, etc) e mecânicas (fluência,

tração, etc), esses materiais deixaram de ser

aplicados em casos isolados, para utilização em

grande escala na fabricação de bombas,

contribuindo para um sensível aumento na vida

útil do equipamento.

A especificação ASTM (American Society for

Testing and Materials) de materiais para peças de

bombas de acordo com o Hidraulic Institute, para

manipulação e transporte de derivados de

petróleo:

• Fundidos: ASTM A48; ASTM A216 grau

WCA ou WCB; ASTM A217 grau C5;

ASTM 743 grau CA15 ou CA6NM; ASTM

743 grau CF8M; ASTM B 584, UNS-C

87200.

• Forjados: ASTM A105 ou A576; ASTM

A182 grau F5; ASTM A182 grau F6; ASTM

A182; ASTM A182 grau F316.

• Barras: ASTM A576 grau 1015; ASTM

A322 grau 4140; ASTM A276 tipo 410 ou

416; ASTM A276; ASTM A276 tipo 316;

ASTM B139.

• Parafusos e estojos: ASTM A193 grau B7;

ASTM A193 grau B6; ASTM A193; ASTM

A193 grau B8M; ASTM B124 liga 655.

II.4. COMPRESSORES

Compressores são utilizados para proporcionar a

elevação da pressão de um gás ou escoamento

gasoso. Nos processos de manipulação e

transporte de combustíveis gasosos, elevação de

pressão em relação a atmosfera, pode variar

desde um centésimo de bar até centenas de

bares.

A classificação dos compressores é basicamente

idêntica as bombas.

De acordo com a natureza do movimento principal

apresentado por esse tipo de máquina, os

compressores podem ser classificados de uma

maneira geral, em alternativos e rotativos.

Os compressores alternativos podem ser tanto de

êmbolo (pistão) como de membrana. Quando de

membrana, esta pode ser movimentada direta ou

indiretamente por meio de óleo, que é comprimido

por um pistão secundário.


O acionamento desse tipo de compressor tipo de

compressor é rotativo, mas eventualmente, em

pequenas unidades, é adotado também o

acionamento alternativo direto (motores

eletromagnéticos).

Os compressores rotativos, por sua vez, podem

ser:

• De engrenagens de fluxo tangencial

(Roots);

• De engrenagens helicoidais ou de fluxo

axial;

• De palhetas;

• De pêndulo;

• De anel líquido;

• De pistão rotativo;

• Centrífugos ou radiais;

• Axiais.

Os processos de transporte de combustíveis no

estado gasoso via dutos, demanda altas vazões e

elevados níveis de pressão e consequentemente

o efeito indesejado da elevação da temperatura

devido ao processo de compressão.

Em função dessas características os

compressores alternativos à pistão, alimentados

por motores de combustão são amplamente

empregados nas estações de compressão. Eles

operam em baixas velocidades e produzem

elevadas pressões. Suas desvantagens são:

• Requerem grande espaço devido a sua

robustez;

• Contém inúmeras válvulas e outras partes

internas móveis que requerem

manutenção periódica, o que acarreta um

elevado custo operacional.

Os compressores centrífugos são utilizados no

processo em menor escala. Podem ser acionados

por motores de combustão, motores elétricos ou

turbinas a gás. Atuam com elevadas vazões mas

com menor relação de compressão.

A durabilidade dos compressores está relacionada

com as condições de operação (pressões,

temperaturas) compatíveis com as especificações

de projeto do equipamento; seleção dos materiais

empregados na fabricação adequada às

solicitações mecânicas (tração, fluência, fadiga,

atrito, etc.), químicas (corrosão) bem como o

cumprimento de bons programas de manutenção.

O ferro cinzento é o material adotado para

cilindros que irão operar com pressões moderadas

(= 70000kPa), de boa resistência a corrosão e

excelente usinabilidade. Para a faixa acima dessa

pressão (= 10000kPa) vem sendo muito utilizado

o ferro fundido nodular, mais resistente e mais

dúctil que o cinzento, porém de difícil

usinabilidade. Para altas pressões, os cilindros

são fundidos em aços-liga (=17000kPa) ou

forjados no mesmo material.

As carcaças e rotores são confeccionados em

ferro fundindo ou aços-liga fundido ou forjado. Os

eixos e rotores ou palhetas, em aços de média e

alta liga Cr-Mo, devido a elevada resistência a

fluência apresentada por essas ligas.

II.5. VÁLVULAS

As válvulas são dispositivos destinados a

estabelecer, controlar e interromper o fluxo em

uma tubulações. Elas representam em torno de


8% do custo total de uma instalação de

processamento. São classificadas em:

Válvulas de Bloqueio (destinam-se a estabelecer

ou interromper o fluxo):

• Válvulas de gaveta (gate valves);

• Válvulas de macho (plug, cock valves);

• Válvulas de esfera (ball valves);

• Válvulas de comporta (slide, blast valves).

Válvulas de Regulagem (throttling valves) –

Destinadas especificamente ao controle do fluxo:

• Válvula de globo (globe valves);

• Válvulas de agulha (needle valves);

• Válvulas de controle (control valves);

• Válvulas de borboleta (butterfly valves);

• Válvulas de diafragma (diaphragm valves).

Válvulas que permitem o fluxo em um só sentido:

• Válvulas de retenção (check valves);

• Válvulas de retenção e fechamento (stop-

check valves);

• Válvulas de pé (foot valves).

Válvulas que controlam a pressão de montante:

• Válvulas de segurança e de alívio (relief

valves);

• Válvulas de contrapressão (back-pressure

valves).

Válvulas que controlam a pressão de jusante:

• Válvulas redutoras e reguladoras de

pressão.

Os sistemas usados para operação das válvulas

são os seguintes:

• Manual (por meio de volante, alavanca,

engrenagens, parafusos sem-fim, etc.);

• Motorizada (pneumática, hidráulica e

elétrica);

• Automática (por diferença de pressões

geradas pelo escoamento ou por meio de

molas ou contrapesos).

A seleção dos materiais para fabricação de

válvulas depende da temperatura e da presença

de impurezas do fluido, principalmente de

produtos sulfurosos e clorados.

Para temperaturas até 280oC, a carcaça em aço

carbono, mecanismo interno de aço inoxidável tipo

410.

Para temperatura até 350oC, a carcaça de aço liga

5 Cr - ½Mo, mecanismo interno de aço inoxidável

tipo 410; para alto teor de enxofre o mecanismo

interno deve ser de aço inoxidável tipos 430 ou

304.

Os hidrocarbonetos com presença de cloretos, em

temperaturas abaixo do ponto de orvalho, são

altamente corrosivos devido à possibilidade de

formação de HCl (acido clorídrico) diluído.

Recomenda-se nestes casos que seja adotado

para o aço carbono maior sobre-espessura para

corrosão (3 a 4mm). As válvulas devem ter o

mecanismo interno de metal Monel.

As principais normas brasileiras e americanas

sobre válvulas industriais são:

• EB-141 ABNT classes 150# a 1500#;

• ANSI.B.16.10 / 16.5 / 16.11 / 2.1 classes

150# a 2500#.

Normas API (American Petroleum Institute)


• API-6D / API-526 classes 150# a 2500# /

API-594 classes 150# a 2500# / API-598 /

API-599 classes 150# a 2500# / API-600

classes 150# a 2500# / API-602 / API-604

classes 150# e 300# / API-609 classes 125#

e 150#.

ISA-RP 4.1 (Instrument Society of America) –

Padroniza dimensões de válvulas de controle.

III. MANUTENÇÃO PREVENTIVA

III.1. TANQUES DE ARMAZENAMENTO E VASOS DE

PRESSÃO

As manutenções preventivas aplicadas neste item

são respectivamente:

• Limpeza dos revestimentos internos

anticorrosivos não metálicos (plásticos,

borrachas, ebonite, grafite, cerâmicas, etc.)

a cada 3 anos;

• Verificação dos revestimentos externos

(pinturas, isolamentos térmicos, etc) em

um intervalo médio de 5 anos. Repintura

do casco num ciclo de 10 a 15 anos;

• Inspeção da pintura externa e do estado

de conservação das válvulas e purgadores

a cada 3 anos. Lubrificação dos

mecanismos móveis anualmente;

• Limpeza das serpentinas ou resistências

elétricas do sistema de aquecimento dos

tanques a cada 3 anos.

III.2. ÓLEODUTOS E GASODUTOS

As manutenções usuais em redes de distribuição

são preventiva e a corretiva. Da manutenção

preventiva constam as seguintes atividades:

• Verificação de vazamentos nas Estações

Redutoras de Pressão (ERPs) e

Estações Redutoras de Pressão e Medição

(ERPMs) e nas válvulas de bloqueio;

• Verificação do estado dos filtros;

• Verificação do funcionamento dos

reguladores de pressão;

• Inspeção e verificação do estado geral de

conservação das ERPs e ERPMs;

• Verificação da pintura e da conservação

das válvulas reguladoras de bloqueio

automático e de alívio;

• Verificação da pintura e conservação geral

do sistema;

• Passagem periódica de pigs espuma para

limpeza das tubulações;

• Acompanhamento do sistema de proteção

catódica;

• Verificação do estado de conservação da

sinalização do gasoduto;

• Verificação do funcionamento do sistema

de odorização;

• Verificação de vazamentos no sistema de

odorização;

• Patrulhamento da rede de distribuição de

gás natural.

No aspecto de manutenção preditiva, os rápidos

avanços da informática deram um grande impulso

nos sistemas de controle e de aquisição de dados

nos oleodutos e gasodutos construídos mais

(Supervisory Control and Data Aquisition),

permitindo um acompanhamento e supervisão das

operações em tempo real. Nos projetos dos dutos

mais modernos foram utilizados, ainda com o uso

da informática, outros equipamentos e sistemas

avançados, permitindo levantamentos e


mapeamentos com a ajuda de satélites, como o

GPS (Global Positioning System) e o GIS

(Geographic Information System).

III.3. BOMBAS E COMPRESSORES

Para bombas/compressores de uma maneira

geral, aplicam-se os seguintes procedimentos:

Inspeções diárias:

• Pressões de sucção e descarga;

• Indicadores de vazão;

• Vazamento de caixa de gaxetas;

• Temperatura dos mancais;

• Sistemas de selagem.

Inspeções mensais:

• Níveis de vibração, alinhamento,

temperaturas dos mancais, sistemas de

refrigeração e lubrificação.

Inspeções semi-anuais:

• Funcionamento da caixa de selagem e da

sobreposta;

• Manter o nivel de óleo nos mancais dos

rolamentos.

• Limpeza das válvulas, filtros e purgadores.

Inspeção anual:

• Revisão completa da bomba / compressor,

acionador, sistemas auxiliares,

acoplamento e instrumentos indicadores.

No caso de manutenção preditiva, estão sendo

aplicados sistemas informatizados de controle e

aquisição de dados nas principais variáveis;

vibração, temperatura, pressão.

IV. MANUTENÇÃO CORRETIVA

IV.1. TANQUES E VASOS DE PRESSÃO

Os processos de fabricação dos tanques e vasos

são em via de regra, extremamente rigorosos

sendo que as manutenções corretivas estão mais

associadas aos acessórios do equipamento em si.

Com relação à essas manutenções pode-se

destacar o descolamento dos revestimentos

internos anticorrosivos, externos (anticorrosivos e

isolamentos térmicos), válvulas controladoras de

pressão, purgadores, fratura/fissura ou corrosão

na serpentina do sistema de aquecimento,

pequenas fissuras nas soldas do costado e

corrosão interna avançada em áreas localizadas

do costado devido a fissuras no revestimento

interno. As ações corretivas são respectivamente:

• Remoção e aplicação de novo

revestimento na área danificada, externa

ou internamente;

• Troca das juntas e/ou anéis de vedação ou

substituição da válvula;

• Esgotamento e troca da seguimento

tubular danificado;

• Esgotamento, tratamento da(s) fissura(s) e

posterior soldagem;

• Esgotamento, remoção e substituição da

chapa do costado comprometida (reforma

parcial).

IV.2. ÓLEODUTOS E GASODUTOS

As falhas mais comuns ocorridas nestes

equipamentos são os vazamentos devido ao

desgaste químico (corrosão) dos anéis de

vedação na junções tubulação/válvula, corrosão

interna e externa das paredes em trechos da


tubulação, juntas de vedação das válvulas e

fissuras nas soldas dos tubos. Os procedimentos

para este tipo de manutenção nesses casos são

respectivamente:

• Trocas dos anéis de vedação;

• Substituição do trecho da tubulação

danificado pela corrosão;

• Trocas das juntas de vedação ou

substituição da válvula danificada;

• Tratamento da fissura e posterior

soldagem.

IV.3. BOMBAS

Os tipos de falhas mais comuns neste tipo de

equipamento são vazamentos nas juntas e

retentores; erosão nos rotores devido à cavitação

e/ou agentes químicos (corrosão); vibrações

provocadas por deformações longitudinais no eixo

(flechas) devido à componentes radiais; falência

dos rolamentos dos mancais devido à

componentes axiais; lubrificação deficiente dos

componentes. As ações corretivas são

respectivamente:

• Troca das juntas de vedação, dos

retentores da gaxeta;

• Reforma ou troca dos rotores;

• Balanceamento do eixo por processo

térmico ou em casos extremos a

substituição. Recomenda-se nestes casos

a troca dos retentores da gaxeta e os

rolamentos dos mancais;

• Substituição dos rolamentos dos mancais;

• Troca da bomba de óleo.

IV.4. VÁLVULAS

As válvulas estão sujeitas a vazamentos e

deterioração dos componentes mecânicos, com

perda parcial ou total da função devido a fadiga

dos retentores, anéis de vedação e/ou ação de

agentes químicos corrosivos. As manutenções

corretivas aplicáveis são respectivamente:

• Reposição dos retentores e anéis de

vedação;

• Substituição parcial ou total dos

componentes mecânicos do comando, em

casos extremos a troca do equipamento.

V. VIDA ÚTIL ECONÔMICA

A vida útil econômica referente aos equipamentos

supracitados, em função da literatura e dos dados

coletados frente aos fabricantes e empresas

usuárias, relacionando os fatores durabilidade e

obsolescência dos equipamentos, suger-se:

Vida Útil

(anos)

Dutos 40

Tanques e Vasos de Pressão 40

Bombas 20

Compressores 20

Válvulas 20

REFERÊNCIAS

[1] Karassik, I.; Krutzswch, W. C.; Fraser, W. H.;

Messina, J. P. Pump Handbook. McGraw-Hill

Book Company, second edition year 1986.

[2] Berger, B. D.; Anderson, K. E. Petróleo

Moderno. PennWell Publishing Company, tercera

edición, ano 1992.


[3] Gibbs, Charles W., Compressed Air and Gas

Data. Ingersoll-Rand Company, second edition

year 1969.

Armazenagem, Manipulação, Transporte de Combustível Nuclear

RESUMO

Os Elementos Combustíveis são formados pela

combinação de 236 varetas de combustíveis e 20

tubos guias para as varetas das barras de

controle, dispostos todos em uma matriz 16x16.

Cada Elemento Combustível pode conter um

conjunto de controle, um conjunto absorvedor,

uma fonte de nêutrons ou um restritor de fluxo, de

acordo com sua posição no núcleo. A estrutura do

Elemento Combustível (esqueleto), além de

manter as varetas de combustível em suas

respectivas posições e garantir o correto

alinhamento das Barras de Controle, possibilita

um manejo seguro do Elemento Combustível

dentro e fora da usina. A vareta de combustível

consiste de um tubo de zircaloy, no qual são

introduzidas pastilhas sinterizadas de UO2. A

coluna de pastilhas de combustível é prensada

por mola, que permite movimentos em função do

aquecimento e evita dano às pastilhas durante o

transporte do Elemento Combustível. Todo o

conjunto é de aço inoxidável, sendo que as

varetas de combustível são de uma liga especial,

zircaloy. O Elemento Combustível é transportado

dentro de contêiners especiais. Um planejamento

detalhado é feito para o transporte destes

elementos desde a fabrica, ou da retirada dos

aviões quando importados, até a entrega na porta

da usina. Sua armazenagem enquanto novo é

feito em piscinas secas com toda a segurança, em

edifícios com classe de segurança nuclear. Uma

vez dentro da usina, todo manuseio de Elementos

Combustíveis é feito seguindo procedimentos

detalhados e executados por pessoas qualificadas

para manuseio de combustível. O armazenamento

dos Elementos Combustíveis queimados é feito

dentro de uma piscina com água borada. Esta

piscina está dentro do edifício de classe de

segurança nuclear, com todos os sistemas

necessários para mantê-los em condição segura,

blindados e refrigerados. Em termos de vida útil,

os Sistemas de Manuseio de Combustível Nuclear

diferem dos Sistemas de Armazenamento. Os

Sistemas de Manuseio têm vida útil 20 anos,

enquanto que os Sistemas de Armazenamento

apresentam vida útil 30 anos. Desta forma,

considerar-se-á para o Armazenamento,

Manipulação e Transporte de Combustível

Nuclear a vida útil de 20 anos.

I. FUNÇÕES DO SISTEMA

Por transporte de Elementos combustíveis

entende-se a transferência destes desde o porto

de chegada no Brasil ou da Fábrica até a entrada

da Usina.

As funções do Sistema de Armazenagem de

Elementos Combustíveis Novos são:

• Garantir que os Elementos Combustíveis

sejam armazenados com segurança, e em

condições que mantenham sua estrutura

íntegra e permitam ser inspecionados;

• Garantir a remoção do calor residual dos

Elementos Combustíveis Usados;


• Garantir a remoção do calor residual dos

Elementos Combustíveis Usados a longo

termo, mesmo após um evento externo;

• Garantir que os Elementos Combustíveis

sejam armazenados de uma maneira

segura e mantenham sua estrutura íntegra;

• Garantir blindagem para os Elementos

Combustíveis Usados.

Manuseio de Elementos Combustíveis é toda

operação que é feita com os mesmos dentro da

planta.

São vários os Sistemas de Manuseio de

Elementos Combustíveis, os quais tem como

função principal garantir a transferência dos

mesmos dentro da planta de uma maneira segura.

As principais operações de manuseio de

Elementos Combustíveis estão relacionadas

abaixo:

• Recebimento dos Elementos Combustíveis

- Retirada dos caminhões, inspeção e

posterior armazenagem em piscina seca;

• Transferência dos Elementos

Combustíveis da Piscina da Piscina de

Combustível Novo para a Piscina de

Combustível usado;


Combustíveis da Piscina de Combustível

Usado para o Núcleo do Reator;


Combustíveis do Núcleo do Reator para a

Piscina de Combustível Usado;


Combustíveis da Piscina de Combustível

Usado para os Contêiners de

Combustíveis Usados;

• Outros manuseios para inspeções, trocas

de Barras de Controle, Plugs, Veneno

Queimável, Testes no Sipping Can, etc.

II. DESCRIÇÃO DO SISTEMA

II.1. SISTEMA DE TRANSPORTE DE ELEMENTOS

COMBUSTÍVEIS

O transporte dos Elementos Combustíveis Novos

é feito através de contêiners especiais, secos,

podendo ser através de avião, navio ou caminhão

convencional.

Os contêiners são equipamentos especiais que

podem transportar dois ou quatro Elementos

Combustíveis. São providos com sistemas de

amortecimento através de molas e dispositivos de

proteção e medição de choques.

O transporte de Elementos Combustíveis Usados

é feito através de contêiners especiais com

sistemas de blindagem e de resfriamento. Da

mesma maneira, o transporte pode ser através de

avião, navio ou caminhão convencional.

Normalmente estes contêiners transportam dois

Elementos Combustíveis. A finalidade deste

transporte é transferir os Elementos Combustíveis

Usados para locais definitivos de armazenamento

ou para fábricas de reprocessamento. Como no

Brasil ainda não foram definidos e construídos

estes depósitos definitivos, estes Elementos

Combustíveis Usados estão sendo armazenados

dentro das próprias usinas.


II.2. SISTEMA DE ARM AZENAMENTO DE

ELEMENTOS COMBUSTÍVEIS NOVOS

O Sistema de Armazenagem de Combustíveis

novos é composto de um conjunto de racks que

podem ser abertos ou fechados lateralmente,

onde os Elementos ficam armazenados na

posição vertical, tendo como apoio o bocal inferior.

As condições de armazenamento tem que ser

ótimas, para evitar qualquer tipo de empeno nos

Elementos Combustíveis. O armazenamento

poderá ser numa piscina ou outro compartimento,

seco, local onde o acesso dos técnicos é

fundamental para a realização de inspeções. O

nível de radiação num Elemento Combustível

novo é praticamente desprezível. Desta maneira,

é permitido que os técnicos façam inspeções

visuais, esfregaços etc.

Na Usina Nuclear de Angra 1, a piscina para

armazenamento dos Elementos Combustíveis

Novos fica no Edifício de combustível, logo ao

lado da piscina de Combustíveis Usados. Na

Usina Nuclear de Angra 2, a armazenagem dos

Elementos Combustíveis Novos é feita dentro do

Envoltório de Contenção num compartimento

especial para esta finalidade.

II.3. SISTEMA DE ARM AZENAM ENTO DE

ELEMENTOS COMBUSTÍVEIS USADOS

Cada fabricante tem um projeto diferente para os

sistemas de armazenagem de Elementos

Combustíveis Usados. Descrever-se-á os

sistemas existentes em Angra 1 e Angra 2.

A Piscina de Combustíveis Usados para Angra 1

armazena um núcleo inteiro mais 25 recargas de

1/3 de núcleo. Ela fica num edifício específico de

nome Edifício do Combustível externo ao

Envoltório de contenção. Desta maneira, há um

sistema especial para transferir os Elementos

Combustíveis para o Vaso do Reator que fica

dentro do Envoltório de Contenção. Toda a

operação é feita debaixo d’água. O projeto para

Angra 2 prevê armazenagem de um núcleo inteiro

e mais 9 recargas de 1/3 e a piscina fica

localizada dentro do próprio Envoltório de

Contenção do lado da Cavidade do Reator o que

torna as manobras mais rápidas.

Estas piscinas são todas revestidas com aço

inoxidável e seu projeto é feito de maneira a evitar

uma drenagem, mesmo que seja acidental.

Ambas as piscinas possuem sistemas de

resfriamento com bombas e válvulas alimentadas

pelos sistemas de segurança da planta. As fontes

frias dos trocadores de calor, da mesma maneira,

são sistemas de segurança garantindo o

resfriamento a longo termo. Na eventualidade de

um acidente externo com blackout, os

sequenciadores de carga irão partir

automaticamente estas cargas.

Os sistemas de refrigeração são redundantes,

com 100% de capacidade cada um. Ambas as

piscinas são equipadas com sistemas de limpeza

e purificação que garante a visibilidade da água

para permitir manobras e trabalhos com

ferramentas.

II.4. SISTEMAS DE MANUSEIO DE COMBUSTÍVEL

São vários os sistemas de manuseio de

Elementos Combustíveis. A seguir são

apresentados estes sistemas.


Ponte Manipuladora de Elementos Combustíveis

(Manipulator Craning) – No caso específico da

Usina Nuclear de Angra 1 é utilizada para

transferir os Elementos Combustíveis do Núcleo

do Reator para o Dispositivo de Transferência

para a Piscina de Combustível Usado e para o

Dispositivo de Troca de Barras de Controle que

fica dentro do Edifício de Contenção.

Para a Usina Nuclear de Angra 2, a Ponte

Manipuladora de Elementos Combustíveis

transfere diretamente os Elementos Combustíveis

do Núcleo do Reator para a Piscina de

Combustível Usado, da mesma maneira que ela é

utilizada para qualquer manobra que é feita sobre

a Piscina de Combustível Usado.

Em Angra 1 há ainda o Dispositivo de

Transferência de Elementos Combustíveis onde

um trole transporta os elementos do Envoltório de

Contenção para o Edifício de Combustível. No

Edifício de Combustível sobre a Piscina de

Combustível Usado há uma ponte rolante

específica para manuseio com Elementos

Combustíveis. Ela é usada para transferir os

Elementos Combustíveis do Dispositivo de

Transferência para a Piscina de Combustível

Usado, para o contêiner de combustível usado ou

para o Sipping Can. Em Angra 1, manobras de

recebimento e armazenamento de Elementos

Combustíveis Novos é feita com a ponte rolante

do Edifício de Combustível.

Em Angra 2, manobras de recebimento de

Elementos Combustíveis novos é feito utilizando a

ponte rolante polar do Edifício da Contenção e

pontes auxiliares.

III. DESCRIÇÃO DOS EQUIPAMENTOS

III.1. SISTEMA DE ARMAZENAMENTO

As piscinas de armazenamento dos Elementos

Combustíveis Usados bem como toda a cavidade

do Reator e canais de transferência são todos

revestidos com uma camada de aço inoxidável.

Sistemas de detecção de vazamentos através

destas camadas de aço são providos.

Todas as estruturas dos racks tanto da Piscina de

Combustível Usado como para os Elementos

Combustíveis novos são em aço inoxidável.

III.2. SISTEMA DE MANUSEIO DE ELEMENTOS

COMBUSTÍVEIS

As pontes manipuladoras de Elementos

Combustíveis sobre o Núcleo do Reator são

pontes rolantes especiais, com um sistema de

identificação que permite localizar com precisão

os Elementos Combustíveis dentro do Núcleo do

Reator quanto nas Piscinas de Combustível

Usados.

Estas pontes possuem um completo sistema de

controle e intertravamentos que garantem uma

operação segura.

No próprio mastro da ponte manipuladora, onde o

Elemento Combustível é inserido para ser

transportado já existe um sistema de inspeção de

Elementos Combustíveis falhados, Sipping Can.

Especificamente para a Usina de Angra 1, há um

sistema que faz a transferência dos Elementos

Combustíveis do Edifício de Combustível para o

Edifício do Reator. Este sistema recebe o


Elemento Combustível na vertical dentro do

Edifício de Combustível, leva-o para a posição

horizontal e o transporta através de um tubo que

faz a ligação para o Envoltório de Contenção,

dentro da Cavidade de Recarga, onde o elemento

é novamente colocado na vertical para que a

ponte manipuladora possa apanhá-lo e transferir

para dentro do Núcleo do Reator.

III.3. FERRAMENTAS ESPECIAIS

Há uma grande quantidade de ferramentas

especiais utilizadas para manuseio com

Elementos Combustíveis tais como: ferramenta

para transferência de Barras de Controle,

ferramenta para transferência de plugs,

ferramentas para manuseio com Elementos

Combustíveis Novos, etc.

IV. INSTRUMENTAÇÃO

As piscinas são equipadas com medições de nível

e temperatura. A maior instrumentação está nos

sistemas de manuseio, principalmente nas pontes

manipuladoras de Elementos Combustíveis, onde

há uma grande instrumentação relacionadas com

os sistemas de medidas, sipping can, peso, freios,

torques etc. e os intertravamentos relacionados

com os diversos modos de operação.

V. OPERAÇÃO

Todos estes sistemas são normalmente usados

durante as paradas para recarga de Elementos

Combustíveis na planta.

Seguindo os procedimentos da usina, antes de

cada operação de recarga dos Elementos

Combustíveis, todo o sistema e ferramentas

especiais são testados e os operadores treinados

nas operações utilizando “mockup’s” de

Elementos Combustíveis.

Por tratar-se de uma operação infreqüente, um

módulo específico de treinamento é realizado

envolvendo todos os técnicos da planta que

estarão envolvidos com o manuseio dos

Elementos Combustíveis. Físicos e operadores

licenciados coordenam todas as atividades.

As Especificações Técnicas da Usina têm um

capítulo especial para Recargas. Onde estão

definidos todos os testes que devem ser

realizados antes de iniciar as atividades de

recarga.

VI. MANUTENÇÃO PREDITIVA

Procedimentos específicos definem todos os

testes que são realizados nos equipamentos e

ferramentas utilizadas para manuseio de

combustível.

Antes do início da operação de cada recarga

estes testes são realizados após o qual um

treinamento completo envolvendo todas as

operações é realizado.

Programas de análises químicas garantem a

qualidade da água que ficam armazenadas nas

piscinas de Elementos Combustíveis Usados,

diminuindo os riscos de corrosão.

VII. MANUTENÇÃO CORRETIVA

Em função da maioria dos equipamentos

utilizados no manuseio de combustíveis serem

usados somente durante as recargas, períodos

maiores do que um ano, e por trabalharem


debaixo d’água é muito comum encontrar

problemas. Por serem equipamentos que

trabalham dentro d’água normalmente utilizam

muito mais de recursos mecânicos, como,

engrenagens, correntes, cabos de aço, alavancas

e outros, que fazem com que a taxa de

manutenções corretivas seja maior do que nos

equipamentos elétrico/eletrônicos.

As manutenções corretivas mais comuns são:

trocas de cabos de aço, engrenagens, chaves

limites, alavancas, engrenagens etc. Estas

manutenções são delicadas principalmente se a

cavidade de recarga já estiver cheia com água e

segundo pelo nível de dose que envolve o

trabalho o que requer planejamentos muito bem

feitos.

VIII. VIDA ÚTIL ECONÔMICA

A vida útil dos Sistemas de Manuseio de

Combustível Nuclear é de 20 anos, considerando

o nível de manutenções e a experiência nuclear.

Quanto aos sistemas de armazenamento a vida

útil é de 30 anos para os sistemas de resfriamento

e limpeza das piscinas e vida permanente para as

piscinas por tratarem de equipamentos estáticos,

com espessa base de concreto com revestimentos

de aço inoxidável.

Desta forma, considerar-se-á para o

Armazenamento, Manipulação e Transporte de

Combustível Nuclear a vida útil de 20 anos.

REFERÊNCIAS

[1] CFOL - Curso de Formação de Operador

Licenciado da Central Nuclear de Angra dos Reis

– Eletronuclear SA

Armazenagem, Manipulação, Transporte de Combustível Sólido

RESUMO

A matriz de processamento dos combustíveis

sólidos abrange uma complexa cadeia de

equipamentos envolvidos direta e indiretamente

no processo. Os combustíveis sólidos, aplicados

na produção de potência por meio de turbinas a

vapor, são, na sua grande maioria, de origem

fóssil (carvões, xisto betuminoso, calcário

betuminoso, antracito, turfa), e, em menor escala,

combustíveis naturais renováveis (lenha, carvão

vegetal, bagaço de cana, resíduos vegetais,

serragem, palhas e outros). O suprimento de

insumos energéticos abrange uma logística de

transporte e armazenamento, garantida por um

sistema viário que envolve modalidades de

transporte ferroviário, hidroviário e rodoviário,

interligando unidades produtoras às centrais de

geração termelétricas a vapor. O processo de

armazenamento funciona como um dispositivo

regular entre a taxas flutuantes de produção e as

variações dos índices de demanda. No processo

de armazenamento dos combustíveis sólidos para

fins de geração de energia devido à grande

quantidade, é feito a céu aberto em áreas

denominadas pátio de estocagem ou parque de

intempéries. Sob certas condições, a flexibilidade

de uma central térmica depende de uma

porcentagem estocada de carvão moído em

função da demanda. Utilizam-se silos para a

estocagem do material. Os equipamentos

utilizados na manipulação dos combustíveis

sólidos em centrais de geração térmica a vapor

compreendem tratores, caminhões, moinhos,

carregadores mecânicos, transportadores

contínuos de inúmeros tipos. A vida útil econômica

proposta para esse trabalho é de 25 anos.

I. INTRODUÇÃO

Os processos de armazenamento, manipulação e

transporte de combustíveis sólidos são analisados

considerando suas propriedades físicas e

composição química, além das especificações

técnicas relacionadas à manutenção da qualidade

desejada e os custos envolvidos em cada etapa

do processo.

Os combustíveis sólidos compreendem os

combustíveis naturais fósseis: hulha, linhite, xisto

betuminoso, calcário betuminoso, antracito, turfa;

combustíveis naturais renováveis ou biomassa:

madeira, bagaço de cana, resíduos vegetais como

serragem, restos de casca, cascas de sementes,

caroços de frutas, entre outros.

O processo de armazenagem funciona como um

dispositivo regular entre a taxas flutuantes de

produção e as variações dos índices de demanda.

O processo de estocagem dos combustíveis

sólidos para fins de geração de energia, em

particular dos carvões (turfa, lignito, betuminosos

e antracito), devido à grande quantidade, é feito a

céu aberto em áreas denominadas pátio de

estocagem ou parque de intempéries, segundo os

seguintes procedimentos:


• O pátio de estocagem deverá ser seco e

com boa drenagem natural;

• Não deve haver drenagem artificial, com

cinzas, vegetação ou resíduos que podem

facilitar a formação de correntes de ar. A

melhor solução é um piso de cimento ou

argiloso;

• Deve haver espaço suficiente para

movimentação do carvão no caso de

aquecimento;

• Não deverá ser estocado próximo a fontes

de calor (tubulações de vapor, caldeiras,

paredes quentes ou chaminés) devido à

possibilidade de ignição pelo aumento da

temperatura.

As pilhas deverão ser compostas de forma a

permitir uma boa circulação do ar e,

conseqüentemente, a eliminação do anidro

carbônico. Deve-se monitorar a temperatura das

pilhas, não podendo ultrapassar os 65oC.

A maior parte das instalações existentes operam

conforme o princípio denominado queima direta,

em que o carvão pulverizado alimenta diretamente

o queimador.

Sob certas condições, a flexibilidade de uma

central térmica depende de uma porcentagem

estocada de carvão moído em função da

demanda. Deve-se estocar o material em silos.

A estocagem da biomassa é feita em pátio de

intempéries sem maiores cuidados, em função do

elevado ponto de chama.

A estrutura de abastecimento de combustíveis

sólidos das centrais termelétricas é suprida pelas

seguintes modalidades de transporte:

• Rodoviário;

• Ferroviário;

• Hidroviário e marítimo.

Os equipamentos utilizados na manipulação dos

combustíveis sólidos em centrais de geração

térmica a vapor compreendem:

• Tratores, caminhões;

• Moinhos;

• Carregadores mecânicos;

• Transportadores contínuos.

As principais normas técnicas brasileiras adotadas

(ABNT) são:

• ABNT / NBR 8011 / 8205 / 10392 / 7265 /

8163 / 6171 / 6110 / 6678 / 6172 / 10084:

Referente aos transportadores contínuos;

• ABNT / NBR 11376: Referente aos

moinhos;

• ABNT / NBR 11297 / 8800: Referente a

estruturas metálicas.

• ABNT / NBR 7191 / 11162: Referente a

concreto armado.

• ABNT / NBR 9734 / 9734: Referente ao

transporte de cargas perigosas.


II.1. MOINHOS

São equipamentos que reduzem os combustíveis

sólidos (carvão e biomassa) à condição de pó,

mediante três sistemas:

• Impacto;

• Atrito;


• Trituração.

No sistema de impacto, elementos apropriados

quebram o combustível em pequenas peças; no

de atrito, as peças de carvão atritam umas contra

as outras ou contra peças de metal até

desintegrar; na trituração, o fragmento é colhido

entre superfícies de rolamento e levado à

condição de pó.

Esses equipamentos são extremamente robustos.

No geral, a estrutura desses equipamentos é

composta por um invólucro em chapa de aço e

elementos mecânicos (eixo, discos, cilindros,

engrenagens, mancais e rolamentos) variados de

acordo com o tipo de moinho.

Os moinhos mais usados são os de esferas e

calhas com reservatórios.

Nos primeiros dois tipos mencionados, pesadas

esferas de aço são colocadas junto com carvão

em um tambor rotativo horizontal, moendo o

combustível até reduzí-lo a pó. O carvão cru,

procedente do alimentador localizado na parte

superior do equipamento, penetra no tambor

através das extremidades dos eixos. O ar quente

entra por cada extremidade do tambor através de

um conduto axial, retirando o carvão pulverizado

por uma passagem anular também axial. Na

maioria dos modelos, a mistura ar-carvão flui

através de dispositivos de classificação que

rejeitam as peças fora das dimensões padrão,

reconduzindo-as novamente para o tambor.

Os moinhos de rolos pressurizados têm apenas

um disco de moagem plano, sobre o qual rolam

dois cilindros cônicos. Estes estão apoiados em

eixos inclinados fixados nos pêndulos de

moagem. Estes podem girar ao redor de pontos

de rotação inferiores e retesados pelas molas, de

maneira que os cilindros são comprimidos contra

o percurso de moagem e protegidos contra

contatos durante a marcha em vazio pelo bloqueio

que é ajustável. São projetados para moer

produtos betuminosos com 25% de umidade e

lignitos até com 50% de umidade com a mesma

eficiência.

No Brasil, os principais fabricantes de moinhos

são:

• CBC Industrias Pesadas S.A.;

• ELECTRO AÇO ALTONA S.A.

II.2. CARREGADORES MECÂNICOS

São equipamentos destinados ao carregamento

da fornalha. O equipamento consta de uma

correia sem fim assentada sobre dois conjuntos

de rodas dentadas de transmissão. O movimento

efetua-se mediante o acionamento de um motor

elétrico e caixa redutora.

Os carregadores mecânicos podem ser

classificados em:

II.2.1. Carregadores Móveis de Cadeia Sem Fim

Horizontal

As grelhas são construídas em ferro fundido e

conectadas através de barras ou pinos formando

uma corrente sem fim, sendo sua superfície tão

larga quanto o necessário.

Quando as grelhas passam pelas rodas dentadas,

há uma ação de cissão entre elas, o que ajuda o


desprendimento das escórias que, eventualmente,

poderiam ficar aderidas.

II.2.2. Carregador por Projeção

Estes carregadores usam o princípio de

carregamento por cima das grelhas, sendo

bastante empregados em sistemas de grelhas

fixas e tiragem forçada. É formando por um funil

de carga, situado acima do aparelho alimentador

de carvão, constituído por uma caixa, cuja parede

dianteira pode-se rebater, sendo mantida em

posição através de uma mola cujo objetivo é

separar os pedaços de carvão de maior

granulometria que lança a roda do alimentador.

Na parte inferior desta caixa, encontra-se o

projetor ou distribuidor com uma roda com lâminas

ou espátulas, com velocidade de rotação entre

300 rpm e 450 rpm, acionada por um motor

externo.

O carvão é projetado sobre o sistema de grelhas

através de uma abertura, possuindo, às vezes,

alguns projetos que incorporam equipamentos de

trituração para reduzí-los a pequenos fragmentos.

II.2.3. Carregadores Mecânico de Carga Simples por

Baixo das Grelhas

Esse tipo de carregador é usado em geradores

flamotubulares. O carvão introduzido no funil de

carga é conduzido por baixo das grelhas mediante

um parafuso transportador, tipo cônico, sem fim,

de grande passo, que gira lentamente acionado

por um motor de velocidade variável.

As grelhas são de forma angular, com sua

superfície superior com furos que permitem a

passagem do ar proveniente do cinzeiro. As

grelhas são colocadas em duas secções

inclinadas a 15° para os lados do forno e

separadas no centro para a passagem do carvão

que o parafuso sem fim projeta para a parte

superior, sendo, posteriormente, distribuído para

os lados. As cinzas caem para o cinzeiro.

Carregador mecânico múltiplo por baixo das

grelhas:

São empregados em instalações de grande porte

até 100 t/h, porque, a partir desse valor, é mais

conveniente o emprego de carvão pulverizado.

São de grelhas escalonadas por secções e de

calhas múltiplas, independentes, dispostas umas

ao lado das outras, de forma que o sistema de

grelhas possa adotar qualquer largura.

Apresentam as vantagens comuns a todos os

sistemas de grelhas mecânicas, sendo superiores

aos de corrente sem fim por não necessitar de

abóbada de ignição de material refratário, além de

permitirem uma correta regulagem da espessura e

combustão do carvão por setores.

A alimentação do carvão efetua-se mediante um

mecanismo constituído por cilindros horizontais,

em correspondência com a calha, cujos êmbolos

são deslocados por um conjunto biela-manivela,

conectados sobre o mesmo eixo motriz, situados

transversalmente na frente do gerador e

acionados por um motor elétrico ou a vapor.

II.3. TRANSPORTADORES CONTINÜOS

São equipamentos empregados no transporte do

combustível sólido do ponto de estocagem até os

moinhos.


Esse sistema proporciona um transporte

cadenciado de grandes quantidades por um

percurso (horizontal, inclinado, vertical em trechos

retos, angulares ou curvos) fixo. Os principais

tipos de transportadores utilizados na centrais de

geração térmica a vapor são:

II.3.1. Transportadores de Correia

Consiste de um rolete (conjunto de rolos) disposto

em série e seus respectivos suportes. Os rolos

são capazes de efetuar livre rotação em torno do

seu eixo e são usados para suportar e/ou guiar a

corrente transportadora. A correia pode ser de

tecido, aramada, fita de aço, borracha ou

combinação desses materiais.

A eficiência de qualquer equipamento industrial

projetado racionalmente é em função de sua vida

útil, da mão-de-obra e custo de sua manutenção.

Em transportadores de correia, os roletes são o

fator principal, pois são eles que ditam a vida do

equipamento. Os roletes são projetados para uma

longa vida útil, requerendo um mínimo de

manutenção.

Os rolamentos de melhor qualidade têm proteção

contra pó, partículas abrasivas e infiltração de

água, graças a labirintos de aço e/ou de material

sintético de montagem profunda. Estes têm uma

pequena folga entre si, completamente preenchida

com graxa e, pela sua geometria, dificultam a

penetração de impurezas no alojamento do

rolamento.

II.3.2. Transportadores de Calhas Vibratórias

Consiste de uma calha horizontal ou levemente

inclinada, submetida a um movimento de vai e

vem. A produção do movimento da calha

vibratória é imposta através de motores a êmbolo

de ar comprimido ou por meio de motor elétrico

através de um mecanismo de manivela com biela

curta.

II.3.3. Transportador helicoidal

O elemento transportador consiste em uma

superfície helicoidal (parafuso transportador tipo

cônico de rosca sem fim) em chapa ou fita de aço,

que gira a redor de seu eixo tubular, empurrando

para frente o material. A utilização de mancais de

rolamentos ou deslizamento está sujeita a um

empuxo axial, que atua no sentido contrário ao

transporte, podendo provocar o desgaste

prematuro nos mancais e rolamentos.

II.4 SILOS

Os silos são estruturas auto-portantes, geralmente

com paredes no formato cilíndrico e base

troncônica, utilizados nos centros de geração

térmica para o armazenamento de combustíveis

sólidos moídos.

Eles são construídos em concreto armado ou em

aço. Em conseqüência da abrasão produzida pelo

material durante seu esvaziamento, torna-se

necessária a aplicação de revestimento. Nos de

concreto armado, o recobrimento costuma ser de

material vitrificado de grande dureza e, nos

metálicos, se empregam chapas de aço ao

manganês (antiabrasivo) ou placas de goma

especial.

Silos de concreto armado, projetados e

construídos em conformidade com a NBR,


conservados adequadamente, proporcionam

elevada vida útil.


III.1. MOINHOS

As manutenções preventivas aplicadas a este tipo

de equipamento são:

• Lubrificação das engrenagens, mancais e

rolamentos semestralmente;

• Limpeza das encrustações nos discos e

rolos de moagem anualmente;

• Inspeção geral do sistema

trimestralmente.

III.2. CARREGADORES

Esses equipamentos estão sujeitos à fadiga dos

componentes mecânicos devido ao esforço

repetitivo. As manutenções aplicadas ao

equipamento são:

• Inspeção periódica nos sistemas (níveis de

vibração, alinhamento, temperaturas dos

mancais, sistemas e lubrificação);

• Limpeza geral do sistema mensalmente;

• Regular o esticador periodicamente,

evitando o desgaste prematuro dos

componentes mecânicos;

• Troca de óleo do sistema, lubrificação dos

rolamentos, mancais e engrenagens

trimestralmente.

III.3. TRANSPORTADORES CONTÍNUOS

Os itens principais de manutenções praticados

nos transportadores contínuos são:

• Verificação da estanqueidade do sistema

para evitar que a umidade e o pó penetrem

nos rolamentos e reduzam sua vida útil;

• Regular o esticador periodicamente,

evitando o desgaste prematuro dos

componentes mecânicos;

• Verificar as correias e o respectivo sistema

de limpeza;

• Efetuar o alinhamento dos roletes

trimestralmente.

III.4. SILOS

O processo de manutenção dos silos é de simples

execução e baixa freqüência de realização. As

manutenções preventivas aplicadas neste item

são:

• Revisão e limpeza dos revestimentos

internos a cada 2 anos;

• Remoção de resíduos e conservação da

pintura da face externa da parede

(concreto ou aço) anualmente;

• Para silos em aço com trincas nas soldas

do costado, deve-se tratar a fissura,

efetuar a soldagem e recompor a pintura

na área afetada.


IV.1. MOINHOS

Os tipos de falhas mais comuns neste tipo de

equipamento são erosão nos discos e rolos e/ou

ataque de agentes de compostos químicos

(corrosão) ou desgaste natural, vibrações e,

portanto, falência dos rolamentos dos mancais

devido a componentes axiais e radiais,

lubrificação deficiente e/ou insuficiente dos

componentes mecânicos. As ações corretivas são

respectivamente:

• Substituição dos discos e/ou rolos

comprometidos;


• Eliminar ou amenizar as vibrações e

substituição dos rolamentos, buchas e

engrenagens comprometidas;

• Revisar o sistema de lubrificação.

IV.2. CARREGADOES E TRANSPORTADORES

CONTÍNUOS

As falhas ocorridas nesses equipamentos está

relacionada às condições de operação e desgaste

natural dos componentes em função das

solicitações mecânicas (tração, fluência, fadiga,

atrito e outros), bem como cumprimento de bons

programas de manutenção. As manutenções

corretivas aplicadas a esses itens em caso de

queda de rendimento ou falhas propriamente ditas

são:

• Desgaste da correia: troca do componente;

• Vibrações: efetuar o alinhamento dos

roletes e o correto tensionsamento da

correia;

• Desgaste excessivo do revestimento da

correia na parte em contato com o

material: efetuar a limpeza dos roletes,

lavar a correia e realinhar os roletes de

retorno;

• Perda de função dos roletes devido ao

desgaste natural ou falta de manutenção:

substituição do rolete comprometido.


A vida útil econômica referente aos equipamentos

supracitados, em função da literatura e dos dados

coletados frente aos fabricantes e empresas

usuárias, relacionando os fatores durabilidade e

obsolescência dos equipamentos, sugerimos:

Vida Útil

(anos)

Silos 30

Transportadores 25

Carregadores 20

Moinhos 20

REFERÊNCIAS

[1] Arriola, L.T. et. al., Transporte y

Almacenamiento de materias primas en la

industria básica. Editorial Blume, tomo I y II año

1970.

[2] Lenz, W. et. al., Dubbel – Manual da

Construção de Máquinas. Hemus Editora Ltda,

vol. I e II, 13o edição alemã ano 1974.


Armazenagem, Manipulação, Transporte de Resíduo

RESUMO

Resíduos sólidos são os materiais resultantes de

atividades de comunidade de origem: industrial,

doméstica, hospitalar, comercial, de serviços, de

varrição e agrícola e todos os lodos provenientes

de sistemas de tratamento de água e outros,

gerados em equipamentos e instalações de

controle de poluição, bem como determinados

líquidos cuja particularidade tornem inviável seu

lançamento na rede pública de esgotos ou corpos

d’água ou exigem, para isso, soluções técnicas e

econômicas inviáveis em face da melhor

tecnologia disponível. O controle dos resíduos e

dos equipamentos, que estão diretamente

envolvidos com seu tratamento, transporte e

deposição, é um fato relevante, que tem trazido

inúmeras preocupações aos envolvidos com esse

setor. Tal preocupação deve-se às grandes

quantidades geradas, elevado custo de manuseio

e transporte e carência de áreas adequadas para

sua disposição final, bem como o elevado

potencial poluidor intrínseco dos resíduos. Dessa

forma, é de importância fundamental o

conhecimento das suas características, um

cadastramento da geração e destinação, bem

como uma abordagem quanto aos equipamentos

utilizados para o seu manuseio e transporte. O

presente trabalho objetiva tratar particularmente

dos aspectos de manutenção e da estimativa de

vida útil desses equipamentos. Apresenta,

primeiramente, uma classificação quanto ao

potencial poluidor (inerte, não inerte ou perigoso),

e as diversas formas de transporte desses

resíduos. É feito um breve resumo dos diversos

equipamentos utilizados para transporte e

manuseio dos resíduos, tais como:

transportadores e manipuladores, com atenção

especial aos transportadores contínuos, os mais

comuns nas indústrias. A vida útil desses

equipamentos varia muito de acordo com a classe

de utilização, a carga a ser transportada, a

qualidade do projeto, a operação bem realizada e

principalmente a manutenção adequada. Em

termos de valores médios, pode-se considerar a

vida útil da armazenagem, manipulação e

transporte de resíduo como sendo 15 anos.

I. INTRODUÇÃO

A classificação dos resíduos sólidos é efetuada

com um conjunto de normas técnicas brasileiras:

Norma N° (NBR)

Resíduos sólidos – classificação 10.004

Teste de lixiviação de resíduos 10.005

Teste de Solubilização de resíduo 10.006

Esta classificação abrange testes laboratoriais e

caracterizações conforme normas adotadas pelos

órgãos competentes, em que, em função das

propriedades físicas, químicas, infecto-

contagiosas e de contaminantes presentes na sua

massa, definem a classe a qual o resíduo

pertence.



De acordo com as normas brasileiras, os resíduos

podem ser agrupados em três classes:

• Resíduo Classe I – Perigoso: são resíduo

sólido ou mistura de resíduos sólidos que,

em função de suas características de

inflamabilidade, corrosividade, reatividade,

toxidade ou patogênicidade, podem

apresentar riscos à saúde pública,

provocando ou contribuindo para o

aumento de mortalidade ou incidência de

doenças e/ou apresentarem efeitos

adversos ao Meio Ambiente quando

manuseados ou dispostos de forma

inadequada.

• Resíduo Classe II – Não inerte: são os

resíduos ou mistura de resíduos que não

se enquadram nas classes I e III.

• Resíduos Classe III – Inerte: são aqueles

que, submetidos ao teste de solubilidade,

não tiveram nenhum dos seus constituintes

químicos dissolvidos em concentrações

superiores aos padrões definidos conforme

ABNT.

Para cada tipo e características específicas dos

resíduos sólidos que devemos manipular,

armazenar e transportar, são escolhidos os

equipamentos e os métodos adequados. Nessa

seção, apresentam-se alguns dos tipos mais

comuns de equipamentos para transporte desses

resíduos.

Os meios de transporte e manipulação dos

materiais de forma geral e resíduos sólidos de

forma especial podem ser dos tipos classificados

abaixo:

II.1. VEÍCULOS PARA TRANSPORTE NÃO

CONTÍNUOS

Podem estar ou não sobre trilhos, serem manuais

ou automáticos de tração elétrica, motores

alternativos (diesel principalmente) ou pneumática

e hidráulica, tração animal ou de tração comum

humana.

II.1.1. Veículos de Comando Manual

São utilizados para cobrir pequenas distâncias e

pequenas capacidades, podem ser puxados ou

empurrados pelas mãos, são normalizados

segundo a norma DIN 4902 e 4903.

Os tipos mais comuns são:

• Carrinhos de mão;

• Carros, cuja carga é distribuída em três ou

quatro rodas;

• Zorras – São carros de três ou quatro

rodas de diâmetro pequeno, estão ligadas

por chassi triangular ou retangular.

II.1.2. Veículos Motorizados para o Transporte

São veículos normalizados conforme norma DIN

15140 – as abreviaturas se compõem de três

letras, a primeira indica o acionamento; a

Segunda, a direção e a terceira, o tipo de sua

construção.

Ex: Acionamento: (B) gasolina – (D) diesel – (E)

elétrico – (L) linha aérea, (N) rede.

Direção: (F) motorista sentado - (H) direção

manual - (G) guia com servente em movimento.

Construção: de aros, aros com borracha maciça -

sem ou com trilhos.


Pode-se exemplificar alguns tipos mais

conhecidos que podem transportar não só

resíduos, mas quase todo tipo de carga.

Os materiais podem ser transportados livres, a

bordo dos transportadores ou acondicionados, por

exemplo, em container.

Dentre eles, podemos citar: os Carros e tratores

elétricos - as chamadas empilhadeiras de

forquilha, os guindastes de trilhos e rodas

motrizes, as gruas, talhas, pórticos e pontes

rolantes de elevação e transporte, guindastes e

demais equipamentos projetados especialmente

para transporte de resíduos perigosos e/ou com

características especiais. Outros transportadores

a serem citados são os vagões e vagonetas,

barcos, barcaças e navios de diversos tipos e

modelos.

Os meios para se apanhar as cargas são

elementos importantes nesses tipos de

transportadores. São de diversos tipos e formas:

pode-se citar os mais comuns deles: os ganchos

de suspensão - tenazes e grampos, as colheres

recolhedora de carga a granel - as garras

hidráulicas diversas e os eletroímãs.

II.1.3. Os Transportadores Contínuos de Carga

São os transportadores geralmente mais

adequados para os tipos mais comuns de

resíduos.

O sistema de trabalho contínuo proporciona a

possibilidade de despachar grandes quantidades

num tempo reduzido por um percurso fixo de

transporte. Empregado na produção contínua, em

processo cadenciado.

Dependendo do tipo de transportador e

características da carga de resíduo, podem ser:

por transporte horizontal, inclinado, vertical em

trechos retos, angulares ou curvos.

Classificação dos transportadores contínuos

(segundo a DIN 15201: designações, símbolos)

em transportadores para mercadoria a granel e

em volumes e apenas mercadoria em volumes.

A corrente de mercadoria transportada caracteriza

a sua capacidade de produção e é calculado

segundo a carga horária que transporta. Quanto à

montagem, suas implicações na funcionalidade e

construção, podem ser:

a) Correias Transportadoras

Uma correia sem fim que, de um lado, passa por

cima de um tambor de acionamento e, do outro

lado, por cima de um tambor de inversão e, entre

os tambores, está sustentada por roldanas,

transporta a mercadoria do ponto de carga até o

de descarga.

São conjuntos constituintes de correias

transportadoras: uma guia e apoio da correia, no

compartimento superior plana ou côncava, no

compartimento inferior plana ou ligeiramente

côncava. Para a transmissão da força perimetral,

necessita-se de um tambor de acionammento

para a correia, que tem de estar com uma tensão

prévia para evitar o deslizamento e permitir o atrito

necessário para que o motor toque a correia, além

de todos os outros componentes, tais como

frenadores, travas ante retorno e demais


assessórios de segurança e automatismo da

correia.

Ela podem ser dos seguintes tipos:

• Correias em borracha com camada

intermediária em tecido;

• Correias de borracha com intercalação de

cordas de aço.

São constituídas de:

• Roldanas de suporte em geral com

mancais de rolamento, com eixo fixo ou

articulados;

• Armações de apoio para fixação dos

assentos de suporte e dos retentores para

as roldanas de suporte do corpo inferior

nas instalações fixas com longarinas

longitudinais e apoios geralmente em

perfilado normal em U.

• Rigidez transversal feita em cantoneiras de

perfilados em U, colocadas em forma de

teto ou por meio de suportes para jogos

feitos com tubos.

• Transversas diagonais embutidas evitam

deslocamentos longitudinais.

• Chapas de cobertura evitam o depósito de

sujeiras na correia inferior; os processos

para o comando da correia se

fundamentam no efeito direcional de uma

roldana de suporte situada em posição

obliqua em relação ao sentido de

transporte;

• Tambores de acionamento, de inversão e

de desvio em aço, construção

normalmente soldada;

• Para acionamentos, são utilizados motores

elétricos ou outros acionadores menos

comuns, tais como turbinas, motores

alternativos, acionadores hidráulicos e

pneumáticos com redutores ou caixas

redutoras, utilizados para baixar a

velocidade a ser transmitida ao rolo motor

ou tracionador da correia e permitir o

funcionamento lento e compatível com o

material a ser transportado, nível de

poluição e outros.

Para os transportadores móveis e portáteis e

também para correias menores fixas, são

utilizados dispositivos tensores de eixo e os

tensores apoiados em molas para limitação da

tensão prévia da correia. Nas instalações maiores,

os tensores são montados em carros tensores

deslizantes em trilhos. O carregamento do

material deve ser feito, se possível, no sentido do

percurso e evitando-se quedas de grandes

alturas. São utilizados funis e calhas de

alimentação.

Outros tipos muito utilizados são as correias de

tecido e correias de arame e fita de aço,

normalmente para funções especiais:

• Correias de tecido (sem revestimento de

material elástico): fios de cânhamo, de

algodão, de crina animal e de fibras

químicas. Estas são indicadas para locais

fechados com temperatura estável e

solicitação reduzida de superfície;

resistente a óleos e graxas; as correias de

algodão também resistentes a lixívias; a

correia de lã de carneiro resistente a

ácidos e poeiras.

• Correias de arame e de aço ou de outro

metal: são em malhas de arame, trança de


arame, ilhós de arame para transporte de

materiais pesados; correias de varetas ou

arames tecidos para materiais muito finos.

Empregadas também para material a

granel e em volumes quentes ou

incandescentes e também como correias

para desidratação e secagem.

• A fita de aço carbono laminado a frio e

temperado, com espessura de 0,4 a 1,6

mm, é especialmente apropriada para o

transporte de minérios duros e materiais

sinterizados, assim como materiais úmidos

e pegajosos.

As fitas de aço nua e também a com revestimento

de borracha requerem uma adaptação das

roldanas de suporte ou das superfícies de

deslizamento, dos tambores de acionamento e de

inversão e dos dispositivos tensores.

b) Transportadores Articulados

São transportadores em que o material é

transportado através de placas, gamelas, caixas,

caçambas, barras de ligação articuladas,

raspadores. Estes estão montados em um

mecanismo de tração sem fim (corrente de aço

redondo, corrente de Gall, corrente especial,

correia, cabo de arame) a distâncias regulares.

Estas são calculadas segundo a norma DIN

22200.

c) Transportadores de Baldes ou Canecas.

Transportadores de canecas verticais ou oblíquos

(elevadores) - com baldes servindo como

elemento de transporte e montado no elemento de

tração (cinta, corrente de um ou dois ramais), com

o enchimento automático ou através de funis de

alimentação. Tem a velocidade variando dos mais

rápidos com velocidade da cinta de 2,5 m/seg ou

os mais lentos de 0,3 a 1,2 m/seg.

Os baldes estão montados a distâncias maiores

ou menores. O acionamento e inversão (tensão)

são por meio de tambores, roldanas ou rodas de

corrente. Podem ser abertos e móveis (carregador

de transportador de baldes) ou dentro de uma

carcaça fechada onde o corpo cheio é sempre

dirigido, enquanto o segmento vazio pode chegar

a formar flecha.

O material a granel é levado através de uma

calha, sendo alimentado pelas costas dos baldes.

Os transportadores mais lentos requerem um

desvio do segmento vazio no interior ou, então,

descarregam, entre os ramais da corrente,

descarga central. Nos transportadores de cinta

com baldes, estes são montados na cinta de lona,

de borracha ou arame, com parafusos de disco ou

discos cupulares: DIN 15236 e DIN 15237,

quando se trata de cintas de borracha com

camadas intercaladas de corda de aço para

transportadores de elevado rendimento,

montagem em tiras perfiladas de borracha coladas

na cinta.

Os baldes são fixados em correntes de cavilhas

de aço, corrente em aço redondo ou correntes

com cobrejuntas por meio de parafusos, segundo

DIN 15236, ou arcos de corrente, segundo DIN

745. As formas dos baldes (0,1 até 140 lit) são

padronizadas em função do material a ser

transportado.


Acionamento e inversão. O eixo de acionamento

na cabeça do transportador de baldes tem tambor

de acionamento ou, então, roldanas de

acionamento, rodas de corrente de acionamento

ou tambor de draga (estrelas quadradas, DIN

22214, estrelas sextavadas, DIN 22215). A

velocidade desigual da corrente que provoca

forças de inércia adicionais no mecanismo de

tração pode ser tolerada.

Entretanto, existe a possibilidade de equiparar a

velocidade. A inversão no pé do transportador de

baldes é armada através de uma árvore roscada

(com ou sem mola) ou de uma alavanca com

pesos.

Utilização em transportadores verticais e

inclinados - a partir de mais ou menos 500 m, até

alturas de aproximadamente 30 m (altura máxima

80 m), fluxo de material até 400 t/h.

Transportadores de baldes para cereais e outras

mercadorias leves a granel. Elevadores de baldes

para instalações de separação de pedregulho,

carvão-hulha e minérios, na indústria de pedras e

terras; componente de caçambas de dragas.

II.1.4. Transportadores Oscilantes de Baldes

Os baldes fundidos ou, na maioria dos casos, de

chapa soldada (28 até 500 lit) ficam suspensos a

distâncias regulares, oscilando sobre eixos entre

dois ramais de correntes de cobrejuntas sem fim,

equipados de roldanas (cf DIN 15256), velocidade

da corrente 0,25 até 0,5 m/seg.

Carregamento através de um dispositivo de

alimentação acionado pelo próprio ramal de

baldes (por exemplo, tambor de alimentação com

fendas situadas a distâncias que correspondem à

distância entre baldes). Descarga através do

basculamento do recipiente (inclinação de mais ou

menos 90°).

As paredes frontais dos baldes são equipadas

com rolos ou ressaltos que esbarram em guias

curvas reguláveis do dispositivo fixo de

basculamento, reguláveis por meio de uma

alavanca manual. Direção do ramal dos

recipientes: horizontal, vertical e oblíqua.

O mecanismo de tração, na maioria dos casos, é

uma corrente articulada (por exemplo, como na

DIN 8165, com rolos de DIN 8166). Cada ramal de

correntes consiste de cobrejuntas duplas de

tração com elos internos e externos com conexão

fixa com o eixo através do suporte do mesmo.

A roldana se encontra entre as cobrejuntas

internas; seu furo tem uma bucha intercambiável,

temperada e afiada. Lubrificação com graxa

comprimida sob alta pressão através do eixo. Este

mecanismo de tração é empregado também para

cintas articuladas pesadas.

Os baldes são suspensos nos eixos das correntes

por meio de suportes de flange. O ramal dos

recipientes nos trechos horizontais ou inclinados

roda sobre trilhos de atrito e é guiado nos trechos

verticais por meio de trilhos de aço em ângulo.

Para acionamento, são utilizadas rodas de

manivela ou de discos dentadas que fazem o

engrenamento nas roldanas com a exigência de

trava de marcha à ré ou freio de sapatas para não

permitir que ocorra o retorno da corrente.


Utilizados sobretudo para o armazenamento de

carvão em paióis e o transporte de cinzas em

usinas termelétricas e de gás, também para outros

materiais a granel quando o percurso de

transporte do sentido horizontal deve passar

obrigatoriamente para o vertical com variação do

ponto de descarga.

II.1.5. Transportadores Circulares

Nesse tipo de transportador, as articulações de

sustentação são ajustadas à carga, suspensas

basculando de pares de roldanas (um ou dois)

que são guiadas por uma pista elevada, aberta ou

fechada: plataformas de um ou mais andares,

armações, forquetas, estribos, ganchos, gamelas,

recipientes.

Estão ligados por uma corrente sem fim, acionada

através de uma roda de corrente (várias vezes

quando o percurso é mais comprido, também por

correntes de arrasto); desvio e inversão por meio

de rodas de corrente, discos ou grupos de

roldanas; há necessidade de um dispositivo

tensor.

Qualquer direção dos trechos com corrente que

pode se movimentar no espaço. Utilizados como

meio de alimentação de volumes em locais de

trabalho em oficinas e linhas de montagem, por

exemplo.

II.1.6. Transportadores Raspadores

São constituídos de Chapas ou ripas raspadoras,

fixadas em correntes de um ou dois ramais,

empurram para frente pequenos montes de

material em calas fixas de madeira ou de chapa

de aço, horizontais ou levemente inclinadas. Os

raspadores têm o suporte de polias de

acompanhamento; retorno do corpo ou troço vazio

por cima ou embaixo da gamela de transporte.

Para se conseguir uma construção pouco elevada

em desmontes a céu aberto, usa-se suporte

deslizante de correntes e peças de união.

Apesar da simplicidade da construção, o sistema

é pouco usado a céu aberto por causa da elevada

potência necessária (por exemplo, no caso de

materiais corrosivos a granel). Entretanto, trata-se,

em sua execução para trabalho subterrâneo, do

mecanismo de transporte de pontaletes na

mineração do carvão-hulha.

Exemplo: Um transportador raspador para

mineração composto de segmentos de calha de

1,5 m, cuja união proporciona um pequeno

deslocamento em sentido horizontal e vertical.

Mecanismo de tração: correntes de aço redondo

de elevada resistência, DIN 22252. Acionamento

de motor elétrico (com embreagem de arranque

mecânica ou hidráulica) ou motor hidráulico (que

pode também ser apenas auxiliar para o arranque)

ou motor de ar comprimido através de

engrenagem desmultiplicadora para rodas de

corrente. Velocidade de transporte 0,6 até 0,9

m/seg.

O fluxo de carvão, dependendo do tamanho do

transportador, é de 80 até 100 t/h. Comprimento

do transporte até 200 m (com acionamento nas

duas extremidades). A construção de calhas

proporciona a possibilidade de transportar e dirigir

a máquina para a mineração (cortadeira, plaina

para carvão).


Corrente de raspadeira simples e dupla para

suporte deslizante DIN 8177 (corrente articulada

em aço com garras de arrasto).

II.1.7. Transportador de Corrente de Tigelas

Contrariamente ao que acontece com o

transportador raspador, aqui uma corrente de um

ou dois ramais com dispositivos de arrasto muito

aproximados entre si é movimentada para frente

numa tigela fechada a uma baixa velocidade de

0,3 m/seg.

No topo de descarga, o material transportado de

granulação fina ou de granulação grossa em

mistura com o material fino cai sobre o ramal de

corrente de transporte e, em primeiro lugar, sendo

levado através de uniões transversais e depois

por camadas do próprio material em movimento.

O movimento das camadas inferiores é

transmitido para as camadas superiores de

maneira que todo o material vai caminhando. O

transporte é horizontal e levemente inclinado, em

caso de curvas verticais e transportes verticais,

são usadas conformações especiais de correntes

e tigelas. É possível carregamento e descarga em

vários locais.

Formas para a corrente e suas dimensões são

dadas ou normalizadas pela DIN 15263

Acionamento e inversão através de rodas de

corrente ou estrelas de corrente. As correntes

padronizadas correspondem a execuções de

estrelas segundo DIN 15266/69. Carcaça do

acionamento e eixo, DIN 15264. Conexão com

tigelas DIN 15265. Tensão das correntes na

inversão através de dispositivos tensores de eixo

com ou sem molas.

Potência requerida no eixo motor,

aproximadamente (segundo a DIN 22200).

São utilizados para transporte de farinhas, açúcar,

cimento, carvão para briquetes, sementes

oleosas, cereais, produtos químicos. Não operam

bem com materiais pegajosos, aglutinantes ou

que possam produzir muito atrito; são

transportadores para cobertura de curtas e médias

distâncias. Têm uma vantagem importante de não

produzir poeiras, porém seu desgaste é muito

acentuado.

II.1.8. Hélices Transportadoras

Nesse caso, o elemento transportador é uma

superfície helicoidal em chapa ou fita de aço

(raramente metal fundido) que gira ao redor de

seu eixo, empurrando para frente o material que

se encontra numa tigela ou num tubo.

a) Transportador helicoidal com eixo giratório

Parafuso sem fim - pedaços de chapa em forma

circular, furadas e com o raio cortado são

prensadas com um passo de rosca helicoidal e

depois soldadas entre si e com um eixo tubular

(mais raramente, eixo maciço). No chamado

parafuso sem fim normal, a superfície helicoidal

pode ser também laminada.

No parafuso sem fim achatado (para material em

pedaços), uma espiral em aço chato com braços

se apóia num eixo de parafuso sem fim. Efeitos

especiais para misturar e movimentar através de


palhetas reguláveis montadas no eixo, sendo que

cada uma forma parte de um parafuso sem fim

normal e de um parafuso achatado: parafuso sem

fim misturador. Pinos de acionamento e de mancal

extremo são rebitados no eixo tubular;

comprimentos acima de 2,5 até 3,5 m exigem

pinos de suporte intermediários ou segmentos de

acoplamento por flanges. Os suportes

correspondentes suspensos na tigela

proporcionam uma interrupção da superfície do

parafuso.

Tigela e suporte - a tigela em chapa de aço deve

aderir com sua curvatura à superfície do parafuso

(em caso contrário, há forte atrito e desgaste) e,

em geral, tem paredes laterais retas que

sustentam a tampa da tigela com os rebordos ou o

ângulo do remate.

Utilização de mancais de rolamento ou

deslizamento, sendo que um mancal deverá

também absorver o empuxo axial que atua em

sentido contrário ao do transporte. Pela

disposição, o eixo do parafuso sem fim está

submetido à solicitação tratora. Guarnição do eixo

no suporte terminal antes da parede frontal da

tigela por meio de gaxetas, enquanto o suporte do

acionamento em geral tem a forma de flange.

Acionamento pela transmissão intermediária do

motor elétrico, atualmente se utilizam muito os

motores com caixa de engrenagens.

Dados de construção e de cálculo. Com o

diâmetro do parafuso sem fim D m, altura do

passo s m, número de rotações n rpm

(dimensões: DIN 15261 e tabela 31), peso a

granel do material y kp/m3 ou, então, densidade a

granel: q t/m3 e grau de enchimento ϕ (de 0,15

com material pesado e de muito atrito até 0,45

com material fluido, leve e sem atrito), o fluxo do

material transportado no transportador de

parafuso sem fim horizontal normal

vm = D2 π s ϕ 60 n m3/h

São empregados para o caso de materiais em

forma de pó, de granulação fina até materiais em

pedaços, para distâncias relativamente curtas

(dificilmente acima de 40 m), freqüentemente

como alimentador ou como transportador

intermediário, em sentido horizontal ou levemente

inclinado. Combinação do processo de transporte

e mistura. Transportes íngremes e verticais são

possíveis com construções especiais (tigela

tubular, elevado número de rotações)

Transportador tubular de rosca sem fim - no tubo

rotativo e apoiado em roldanas, está soldado

internamente um passo de rosca em aço chato. A

altura do passo a é pequena em relação ao

diâmetro do tubo D (S/D 0,5), como também o

numero de revoluções para evitar que o material

revolva com o tubo. Também o grau de

enchimento diminui com respeito ao transportador

de rosca sem fim para mais ou menos a metade.

Entretanto, o efeito de mistura é satisfatório e

ainda existe a facilidade de aquecimento ou

refrigeração do material durante o processo de

transporte.

II.1.9. Transportadores Oscilantes

Uma calha (ou tubo) horizontal ou levemente

inclinada tem um movimento de vaivém. No

movimento de ida, são transmitidas para o


material a ser transportado as forças inerciais que

o transportarão mais adiante durante o movimento

de retomo da calha.

a) Calhas Vibratórias

Princípio do transporte - O material a ser

transportado, que se encontra na calha envolvida

num movimento irregular de vaivém, é acelerado

constantemente no movimento de ida e carregado

até ser imobilizado pelo atrito estático (coeficiente

de atrito µ r).

A partir deste ponto e durante o movimento de

retomo, o material impulsionado pela sua própria

energia cinética desliza até que esta fique

consumida pelo atrito de deslizamento (coeficiente

de atrito µ gl).

Processo de aceleração. A força de apoio

constante que o material exerce sobre a calha

proporcional durante a ida a aceleração a1 ≤ g µ

r, (g aceleração de gravidade); a força de apoio

variável, através do levantamento da calha na ida

e a descida da calha na volta, proporcional a uma

maior aceleração na ida a1’ = gµ r/(1-.µ r tan β). O

processo de aceleração com os dois tipos de

apoio pode ser executado também com uma

posição inclinada da calha.

A Produção do movimento da calha vibratória é

feita através de motores a êmbolo de ar

comprimido ou por meio de acionamento de motor

elétrico com a transformação de um movimento

rotativo uniforme no movimento irregular de

vaivém requerido através do mecanismo de

manivela com biela curta (λ= r/l = 0,45 até 0,2) ou

de um par de rodas dentadas elípticas com biela

ligada (mais raro, com mecanismo de biela-

manivela curva ou came de disco ovalado).

Execução do movimento com número baixo de

cursos (n = 50 até 100 cursos duplos/min), mas

cursos relativamente grandes (300 até 120 mm).

A forma depende muito da utilização: as calhas

vibratórias para a mineração se compõem de

segmentos individuais de calha com 3 m de

comprimento (perfis de planos inclinados: DIN

20900; parafusos para planos inclinados: DIN

20903) para comprimentos de ramais até 200 m.

Cada seção tem um eixo de roda motriz ou está

apoiada num assento esférico (eixos de roda

motriz, largura de bitolas: DIN 20909). O

acionamento no ponto de descarga atua por

choque sobre o eixo da calha ou de forma bilateral

(acionamento geminado); motores a ar

comprimido para calhas: DIN 20905. Fluxo de

material transportado até 200 t/h; vantajoso

quando horizontal ou inclinado (0o até 25o de

inclinação).

Calhas vibratórias curtas como alimentadores de

empuxo no esvaziamento de depósitos: calha

larga levemente inclinada no sentido do transporte

(-5 até -l5o), apoiada em polias de suporte,

suspensa e oscilante.

Atuação do acionamento, na maioria dos casos

central, na extremidade de descarga da calha.

Apropriada, em geral, para material a transportar

em pedaços, de pequenos a grandes, mas

também para material que provoca muito atrito.


b) Calhas Oscilantes

Princípio do transporte. A calha, em forma de

tigela ou tubo, é movimentada com oscilações

rápidas e de pequena amplitude para frente e para

o alto e para trás e para baixo. A ida e a volta do

movimento de oscilação oblíquo e, no caso ideal,

sinusoidal, têm a mesma duração. O material a

granel que se encontra no interior da calha recebe

portanto um movimento fluente.

Tipos de acionamento – Acionamento forçado

através de eixo de manivela com relação de biela

pequena (λ= r/ l ) = 0,1 até 0,01), amplitudes de

15 até 3 mm, e freqüências f de 5 até 25 Hz.

Elementos elásticos suplementares (aço ou

borracha) para que a freqüência própria do

sistema se mantenha próxima à freqüência de

regime, para que a energia para a manutenção da

oscilação continue reduzida (freqüência de regime

10% menor que freqüência de ressonância). Pode

ser alcançada uma velocidade de transporte de

0,4 m/seg.

Acionamento por energia cinética, através de

massas centrífugas da mesma grandeza e

sentidos opostos, deslocados entre si de l80~.

Assento da calha em molas laminares ou

helicoidais, também assento em molas de

borracha ou suspensão com molejo; amplitudes 5

até 0,5 mm; freqüência 15 até 30Hz (modelos

menores até 50 Hz). Velocidade de transporte até

0,25 m/seg.

Quando os motores centrífugos não estão bem

unidos à calha, mas apenas ligados a estas

através de molas com curvas características

fortemente progressiva, produzir-se-á um sistema

de oscilação de duas massas que pode ser

acionado próximo da ressonância. Através da

regulagem de deslizamento dos motores por meio

de transformadores de regulação trifásicos ou

tiristores, pode-se conseguir uma regulagem

simples da amplitude e, portanto, do fluxo de

material transportado durante o funcionamento.

Acionamento através de vibrador eletromagnético.

Nesse caso, o rotor de um eletroímã tem união

fixa com a calha, enquanto o corpo da bobina que

tem uma massa livre é acoplado através de molas

de compressão protendidas com a massa útil

(rotor, calha, material a granel). Como a força

eletromagnética é proporcional ao quadrado da

corrente, uma tensão alternada de 50 Hz produz

uma freqüência da calha de 100 Hz, que serve

para acionar calhas menores.

Os modelos maiores são acoplados através de um

retificador de uma altemância, de forma que a

calha oscila com 50 Hz. Amplitudes de 0,05 até 1

mm. Variação simples da amplitude e, portanto,

da velocidade de transporte também durante o

funcionamento por meio de reguladores de tensão

intercalados. Velocidade de transporte até 0,12

m/seg.

O apoio das molas de guia não influencia a

freqüência da calha; entretanto estabelece a

trajetória do movimento. A calha também pode

ficar suspensa ou apoiada por meio de

amortecedores de borracha ou molas helicoidais.

São empregados no transporte de materiais a

granel em pedaços ou com granulação de fina a

grossa, mesmo quando se trata de matérias


mecânicas ou quimicamente corrosivas (calha ou

seu revestimento em aço inoxidável, borracha,

material plástico), para distâncias curtas até 30 m

com uma unidade; distâncias maiores: várias

calhas individuais enfileiradas; sentido horizontal,

levemente inclinado. Fluxo de material

transportado até 1000 t/h; como calhas para

esvaziamento de depósitos, calhas de descarga e

calhas de dosagem. O processo de transporte

provoca um desgaste mínimo da calha e requer

pouca potência.

Execuções especiais. Calhas oscilantes com

acionamento de movimento forçado ou centrífugo,

ou duas calhas oscilando em vaivém para

equilíbrio das massas. Para o transporte vertical,

transportadores oscilantes helicoidais que

proporcionam o transporte dirigido de partículas

extraviadas até as máquinas beneficiadoras ou

empacotadoras.

II.1.10. Transportadores por Gravidade

a) Planos inclinados fixos

Calhas abertas ou fechadas (planos inclinados,

calhas inclinadas, tubos) proporcionam o

transporte para baixo em sentido vertical ou

inclinado de mercadorias a granel ou mercadorias

em pedaços por meio de pistas individuais ou

múltiplas, retas ou curvas.

A inclinação necessária 8 é maior que o ângulo de

atrito q,- do estado estacionário entre a calha e o

material (tan qr=µ r). Utilização prática de

desníveis para calhas retas em chapa de aço:

Cereais 30 até 35o, sacos 25 até 3Oo, carvão,

dependendo do tamanho dos pedaços, 30 até 400,

minérios 45o , sais 50o, materiais em pó 60o.

Formas de calhas fixas para a mineração: DIN

20902.

Nos planos inclinados curvos ou helicoidais,

prevê-se uma linha helicoidal para a trajetória do

centro de gravidade dos pedaços de material

transportado. Fundo da calha de forma circular,

elíptica ou parabólica. Calhas helicoidais abertas

com coluna central para pacotes e sacos;

fechadas, em segmentos tubulares de 850 até

1450 mm de diâmetro, e embutidas para

transporte em descida de carvões e minérios

extraídos a céu aberto (de 1,5 m/seg, até 350 t/h

de carvão com diâmetro externo de 1250 mm).

Tubos de descida telescópicos para materiais a

granel (em depósitos, em navios).

b) Pistas de rolos

Num quadro de aço chato ou angular estão

dispostas sucessivamente as polias de

sustentação com eixos fixos. Dimensões: DIN

15291. Desnível requerido com polias de

rolamentos esféricos: 2% até 5%. Os quadros têm

um comprimento de 1 m até 3 m, sobre cavaletes

de altura regulável ou com assento fixo, e são

unidos para formar uma pista. Composto de

curvas, desvios, mesas giratórias e levadiços de

passagem. Transporte com descida vertical com

pista de rolos helicoidais.

Com transportes a maiores distâncias, impulso

adicional para o material em pedaços através de

polias movidas (acionamento a corrente).


Tipo de construção leve para pistas de rolos:

pistas de rolos de disco ou de roletes. São

formadas por rolos de disco com rolamentos de

rolos que giram sobre eixos finos montados no

quadro.

Mesas esféricas para o transporte manual rápido

de materiais em pedaços num plano horizontal. As

esferas assentam-se em taças, por sua vez,

apoiadas em esférulas.

Grande variedade de emprego para materiais em

volumes sobre chão plano, por exemplo, pacotes

e caixas no transbordo de mercadorias em

armazéns e depósitos. Em usinas, especialmente

em fundições, para o transporte de peças.

II.1.11. Transporte por Corrente de Ar

Para o transporte pneumático de partículas de

material do ponto de abastecimento até o ponto

de descarga, precisa-se de uma velocidade

mínima do ar na tubulação de transporte. Existem

dois tipos de transporte, dependendo da origem

da corrente de ar transportadora:

Transporte em corrente de ar aspirado: bomba de

ar no fim do trecho de transporte; transporte a

partir de vários pontos de alimentação até o ponto

de recolhimento.

Transporte por ar comprimido: introdução de ar

comprimido no começo do trecho de transporte;

transporte a partir de um ponto de descarga até

vários pontos de distribuição.

As instalações de aspiração e de ar comprimido

podem também ser ligadas em série (caso

especial).

Ambos os processos são apropriados para

materiais a granel em pó, granulados ou em

pedaços pequenos. Além do transporte aéreo

pneumático (transporte por corrente fraca), o

transporte pneumático de corrente densa está se

tornando bastante importante.

Instalações de transporte com aspiração de ar.

Carregamento do material através de um bocal

aspirante; continuação do transporte na tubulação

(peças intermediárias flexíveis, articulações) até o

coletor. Neste ponto, o material transportado se

deposita. Para um transporte mais ou menos

satisfatório de um material a granel, é muito

importante sua velocidade de suspensão, o que

significa a velocidade do ar suficiente para manter

em suspensão as partículas numa corrente de ar

vertical (depende da forma das partículas, de seu

tamanho, seu peso e também do ar). A velocidade

do ar, necessária ao processo de transporte, está

em torno de 20 a 40 m/seg.

A energia necessária e elevada: por exemplo, um

elevador de cereais que aspira 40 t/h através de

um tubo com um diâmetro de 120 mm até uma

altura de 20 a 25 m (breve trecho de transporte

horizontal), a energia requerida é de mais ou

menos 1 kWh/t no eixo motor da bomba.

Portanto, utiliza-se apenas quando prevalecem as

vantagens deste processo: grande adaptabilidade,

deslocamento fácil, pouco espaço ocupado pelas

tubulações, trabalho suave e isento de pó,

arejamento (cereais) e refrigeração do material

transportado (produtos químicos), dispensa


trabalho de recuperação (possibilidade de recolher

todos os restos). Distâncias de transporte com

comutação até 350 m; alcance de transporte até

alturas de 25 m; fluxo de material transportado por

grandes elevadores de cereais 150 (até 500) t/h

por unidade.

Instalações para transporte com ar comprimido.

No ponto de alimentação, o material a transportar

é entregue a um fluxo de ventilador ou de ar

comprimido. Vedação contra o ar externo através

do próprio material transportado ou, então, através

de uma roda de cubos.

Quando o material é em pó, costuma-se intercalar

uma rosca sem fim de compressão rápida.

Alimentação com o material também através de

um sistema de eclusas de várias câmaras.

Descarga da tubulação de transporte nos

separadores que possuem, em baixo, tubulações

para a saída do material e, em cima, aberturas

para o escape do ar.

Gerador de ar comprimido: ventoinhas até 300

mm coluna d’água (exaustores para o transporte

de cereais até 100 m); compressor de êmbolo

rotatório 0,3 até 0,8 at ef (para instalações

normais de ar comprimido até 100 t/h para

distâncias até 500 m); com material em pó e rosca

sem fim de compressão: pressão do ar

comprimido de 0,3 até 3 at ef segundo a distância

(até 1500 m, até 100 t/h); tomada da rede de ar

comprimido de 4,5 até 6 at ef, com

estrangulamento para 2,5 até 3,5 at ef para

instalações de terraplanagem pneumática.

Utilização. No interior de silos para cereais; nas

fábricas de cimento, nas usinas para transportar

carvão em pó, em fábricas de produtos químicos.

Em subterrâneos para terraplanagem pneumática.

tubulações, especialmente os cotovelos, são

expostas a grande desgaste. Elevado consumo de

energia.

Transportador pneumático de calhas: material em

pó ou de granulação muito fina é levado a

escorrer pela imissão de ar de uma ventoinha ou

de gás inerte através do fundo poroso e

levemente inclinado da calha. Inclinação da calha

de 2 a 4o; pressão do ar de 100 até 300 mm

coluna d’água; fluxo de material transportado 15

até 100 t/h com largura da calha entre 125 e 500

mm.

II.1.12. Transporte por Corrente D’Água

O material é movimentado pela água em calhas

abertas, levemente inclinadas: processo de

lavagem; sustentação e transporte pela água sob

pressão em tubulação fechada e por qualquer

distância; transporte com água sob pressão:

recolhimento através do tubo aspirante de uma

bomba e movimentado através do tubo de

impulsão: transporte hidráulico combinado de

aspiração e impulsão.

A Remoção das cinzas por lavagem nas caldeiras

da usina: as cinzas são aspiradas debaixo do funil

para cinzas com água sob pressão no ejetor, e a

mistura de água e cinzas é depositada na calha

de lavagem (Rothstein, Diissetdorf). Remoção das

cinzas da água sob pressão através do ejetor e da

tubulação hidráulica

Transporte com água sob pressão de carvão fino


ou em pedaços pequenos por grandes distâncias

(por exemplo, até 170 km) em tubulações

ascendentes de poços. Sistema também adotado

para o transporte de calcário bruto e argila moídos

do ponto de extração até o ponto de

beneficiamento; economicamente interessante

com aproveitamento de declives naturais.

Alimentação de material já na forma de mistura do

material com água no tubo de sucção da bomba

centrífuga de transporte ou imissão na tubulação.

Separação do material e da água na saída na

bacia de decantação.

As dragas aspirantes sugam o material através do

funil de sucção da tubulação aspirante situada

obliquamente no fundo da draga (água por

material 6 : 1 até 3 : 1); a mistura atravessa a

bomba centrífuga de transporte, sendo depositada

em chatas ou na terra firme através da tubulação

hidráulica. Distribuição da mistura também em

compartimentos de carga de navios.

III. MANUTENÇÃO PREDITIVA

Em todos os tipos de transportadores, é

imprescindível um bom esquema de manutenção

para garantia da confiabilidade operacional, uma

vida útil econômica e, principalmente, garantia de

segurança operacional.

A limpeza e lubrificação periódica são

importantíssimas. As técnicas mais

recomendáveis para conservação desses

equipamentos são: controle dos parâmetros

operacionais e acompanhamento da vida útil dos

elementos.

Pode ser previsto sensoriamento dos parâmetros

e análise para utilização econômica dos

elementos de desgaste, através de análise de

espectros para determinação de esquema de

previsão de troca dos componentes.

Pela inspeção e manutenção periódica preventiva,

adota-se um período e, através de análise dos

parâmetros obtidos em inspeções executadas de

forma programada, executam-se ajustes e

regulagens, lubrificação no equipamento.

É sempre recomendável obter um espectro do

funcionamento de motores, vibradores, caixa de

mancais, redutoras, e outros para um

acompanhamento futuro. O melhor padrão para o

funcionamento é aquele: produto de informações

do fornecedor do equipamento e a melhor

performance obtida com funcionamento,

maximizado o volume transportado e minimizado

os desgastes dentro dos limites e condições

seguras.

O controle do funcionamento com medidas e

sensores podem servir num eficaz esquema de

manutenção, que poderá evitar paradas de

produção. Muitas vezes, um esquema de

sensores adequadamente instalado poderá alertar

quanto ao tempo e condições seguras de

operação do equipamento, permitindo, por outro

lado, uma estimativa sobre a vida útil de

componentes e quando devem sofrer reparos,

regulagens e troca.

Um dos problemas mais freqüentes nos

transportadores são: vazamento de resíduos pela

carcaça; alta temperatura devido à reação do


próprio material com o ambiente, por exemplo,

absorção de umidade; reações químicas que

acontecem no interior dos transportadores e a

deposição de resíduo em palheta de bombas

rotores, carcaças dos transportadores de canecas,

nas correias transportadoras, entre outros.

Uma boa recomendação para o setor de

manutenção pode ser o controle do consumo de

energia elétrica dos motores. Uma vez que se

monte um gráfico estatístico de controle dos

parâmetros diversos dos transportadores,

qualquer alteração anormal da corrente elétrica

dos motores indica que algo não vai bem.


As falhas mais comuns que podem ocorrer nos

transportadores são:

Correias transportadoras - rasgamento

normalmente por entrada de objeto estranho

(metálico) junto com os resíduos, travamento,

queima da própria correia; contaminação do óleo

do carter dos redutores; queima de motores por

sobrecarga do sistema; travamento de roletes por

falha de lubrificação e falta de raspadores;

desgaste e furos nas caixas desviadoras,

tubulações e guias (é interessante prover as

conexões de desvios, com as chamadas caixas de

pedra.

As caixas de pedra são espaços reservados para

deposição de parte de material num ponto crítico

da rota do material, ponto de queda e de desvios,

onde é possível, com o próprio material, se

protegerem as partes metálicas. Esse é um

procedimento relativamente pouco oneroso e traz

ótimos resultados).

Nos transportadores de canecas ou baldes:

travamento por falha na coleta ou descarga de

materiais; desgaste dos elos e canecos; desgaste

de carcaça com vazamento de resíduo; ruído

anormal por contato de elementos devido a

desalinhamentos com desgastes de guias,

carcaça tambores, rolamento e eixo.

Contaminação de óleo dos mancais e caixa

redutora; falta de lubrificação dos elos da corrente;

desalinhamentos, muitas vezes, com desgaste de

guias e demais componentes do transportador.

O acidente mais grave que pode ocorrer com um

transportador desse tipo, é a quebra da corrente

em funcionamento. Nesse caso, a recuperação é

custosa e demorada. Também nesse caso, a

limpeza do material e a reposição do sistema são

sempre um serviço delicado, demorado e

perigoso.

Nos transportadores helicoidais: os grandes

problemas são sempre devido ao alinhamento e à

lubrificação inadequada do conjunto. É comum o

desgaste da carcaça e da própria rosca, além de

travamentos constantes dos mancais

intermediários (esses mancais são de difícil

acesso e o lubrificante é contaminado com

freqüência).

Podem ocorrer avarias no motor e queima de

motor, devido à sobrecarga por travamento de

rosca quebra ou empeno do eixo central. As

caixas redutoras devem ter uma atenção especial,


devido ao ambiente e a características do serviço

e sua localização.

Nos transportadores oscilantes - Nesses

equipamentos, tem-se desgaste do piso das

calhas por desgaste de atrito com o material

transportado (é bom que sejam projetadas chapas

de desgaste com facilidade de troca), e a

desregulagem de vibradores também é uma

causa de emergências nesses sistemas.

(periodicamente, tem-se que regular o

funcionamento desses vibradores/osciladores).

Nos transportadores por gravidade: o desgaste

de segmentos é geralmente a causa de

vazamentos que devem ser corrigidos.

Nas Instalações pneumáticas e Hidráulicas de

transporte: a ocorrência mais comum é o

entupimento de tubulação por insuficiência de

pressão de ar ou água, desgaste e vibração

excessiva dos rotores de bombas e

compressores, desgaste de tubulação com

vazamento ou entupimento. Quanto a alguns

resíduos especiais, cuidados têm que ser tomados

com relação ao perigo de explosão e incêndio.

Da mesma forma nos transportadores

descontínuos: os cuidados são, em geral, os

mesmos, acrescentando um maior cuidado com a

segurança por se tratar, muitas vezes, de cargas

suspensas. Há, muitas vezes, riscos de acidentes.


A vida útil desses equipamentos varia muito de

acordo com a classe de utilização e a carga a ser

transportada. Normalmente, a vida útil média

estabelecida pelo fornecedor deve ser observada.

Acima de tudo, a vida útil dos transportadores de

resíduos depende da qualidade do projeto do

sistema, isto é, da sua adequação, bem como da

maneira que é operado e da qualidade da

manutenção e a operação dentro dos limites

impostos. Em média, pode-se, a título de

indicação, sugerir alguns parâmetros de vida útil:

Máquinas para transporte sem trilhos e

veículos para transporte com comando

manual: Depende muito do modo de operar da

obediência ao limite de carga dos carros. Pode-se

dizer que, em função disso, a vida útil de alguns

desses veículos é baixíssima durando, às vezes,

apenas uma campanha de operação de 1 a 2

anos (caso dos carrinhos e carros de comando

manual).

Os veículos motorizados, por sua vez, têm sua

vida útil limitada em função dos custos de

manutenção do veículo. Com o passar dos anos,

se torna inviável manter o carro em operação pelo

seu conseqüente alto custo de manutenção e

obsolescência. Em média, em alguns trabalhos,

considera-se uma vida útil entre 10 e 20 anos.

Tratores - Gruas - Pontes Rolantes e

Empilhadeiras: seguem o padrão normal de

equipamentos industriais em geral. Têm vida útil

de 15 a 20 anos em média. Existem muitos

equipamentos desses operando a mais de 30

anos com desempenho satisfatório, mas os custos

de manutenção crescem proporcionalmente à

idade da máquina.


Os transportadores contínuos: têm desgaste

proporcional ao tempo que operam durante uma

jornada do dia, acentuados quanto ao nível de

carga e do tipo de resíduo transportado. Em

média, podemos considerar a vida útil sendo

afetada em torno de 30 % a 50 % em função do

tempo contínuo de operação, isto é, redução de

30 % na vida útil do conjunto que opera durante

mais de 12 horas/dia e mais 50 % de redução se

operam o tempo todo ininterruptamente.

As correias transportadoras: para sistemas

operando em condições normais de operação e

manutenção com materiais normais não

agressivos, abrasividade média e operação em

torno de 8 horas/dia, sua vida útil, em média, pode

ser considerada de 50.000 a 80.000 horas, ou

seja, os transportadores de canecos, tigelas

raspadores, as roscas helicoidais, calhas

transportadoras e demais equipamentos desse

tipo, se bem cuidados, podem chegar a 100.000

horas.

Acima desse número de horas, o melhor é

reformar totalmente a máquina, que já deve estar

toda remendada e com desgastes acentuados na

estrutura e componentes de tração (é conveniente

com bastante antecedência programar a sua troca

ou, em alguns casos, é conveniente ter unidades

de by-pass, isto é, enquanto uma opera a outra

está em manutenção.

Instalações Pneumáticas e Hidráulicas de

transporte: Esses equipamentos, sob o ponto de

vista de vida útil média, são similares a outros

sistemas, tais como sistema de bombeamento em

tratamento de águas, dragagem e outros. Se bem

que seu desgaste é relativamente maior pelo

contato entre o material transportado, muitas

vezes, pós agressivos (corrosivos e abrasivos),

em contato com tubulação, rotor de bombas, entre

outros.

A vida útil desses equipamentos, em média, pode

ser considerada como 40.000 a 50.000 horas de

operação.

REFERÊNCIAS

[1] Dubell – Manual do Engenheiro.

[2] Notas de aula e curso para operadores e

técnicos de manutenção da COSIPA, Apostilas de

manutenção em sistemas de transporte de

materiais em usinas siderúrgicas.

[3] L.A.F Bauer – Materiais de construção

[4] W. Pfeil – Estruturas de aço.

[5] E. Cometta – resistência dos materiais.

Armazenagem, Manipulação, Transporte de Resíduo Nuclear

RESUMO

A operação de usinas nucleares gera rejeitos

classificados como de baixa, média e alta

atividade. Os rejeitos de baixa e média atividade

são compactados dentro de tambores de aço de

200 litros e transportados para depósitos iniciais

dentro das instalações das usinas, junto a edifício

auxiliar do reator. A movimentação desses

tambores é feita por controle remoto, com o uso

de um vagonete elétrico. Os elementos

combustíveis usados nas usinas nucleares não

são considerados resíduos de alta atividade do

ponto de vista econômico, pois ainda contém

grande quantidade de matéria fissil, que podem

ser reciclados para uso em reatores comuns. Os

elementos combustíveis são transportados sob

imersão em vagonete motorizado (Fuel Transfer

System), fabricados em aço inoxidável

acondicionados em “racks” dispostos em tubos de

aço inoxidável austeníticos tipo 308, com

interfaces de revestimento na liga boro-alumínio,

e armazenado numa piscina, dentro do edifício do

reator. Esta piscina é feita em concreto armado

com paredes de 25 cm de espessura e 12 metros

de profundidade, revestida com chapas de aço

inoxidável austenítico com espessura de ¼ de

polegada e mantida cheia com uma solução de

água borada dentro do edifício do reator e

manipulado através de ponte rolante. A vida útil de

um equipamento é em função de uma utilização

correta, freqüência de uso e de um bom programa

de manutenção. Os programas de manutenção

em centrais nucleares em via de regra são

extremamente rigorosos. Considerando as

condições operativas desses equipamentos,

sendo que alguns deles não estão cominados à

grande freqüência de utilização “in loco”,

recomenda-se uma vida útil de 40 anos.

I. INTRODUÇÃO

A operação de uma usina nuclear gera rejeitos no

processo, classificados como de baixa, média e

alta atividade. Os de baixa e média atividade

consistem em papéis, papelões, plásticos,

vestimentas, panos de limpeza, resíduos do filtro

de pré-aquecimento, lama dos tanques de

armazenagem dos efluentes líquidos e resinas.

Os rejeitos de baixa e média são compactados

dentro de tambores de aço de 200 litros e

transportados para depósitos iniciais dentro das

instalações das usinas, junto ao edifício auxiliar do

reator. A movimentação desses tambores é feita

por controle remoto com o uso de um vagonete

elétrico.

O depósito inicial é protegido por paredes de

concreto, capacitado a armazenar rejeitos de

baixa e média densidade por um período de 3

anos. A partir desse prazo, esses rejeitos perdem

consideravelmente sua ação radioativa e são

transferidos para depósitos intermediários

continuamente monitorados, até que, no futuro,

sejam deslocados para um depósito definitivo,

conforme norma da Comissão Nacional de

Energia Nuclear.


Esses depósitos são construídos em concreto

armado com paredes de 40 cm de espessura,

com pressão interna inferior à atmosférica

(pressão negativa) para evitar a contaminação do

ambiente externo em caso de vazamento. Os

refeitos de baixa atividade podem ser revistos

após algum tempo para que possam ser

reaproveitados, caso seja verificada a ausência de

contaminação radioativa.

Do ponto de vista econômico, o combustível gasto

contém uma quantidade suficiente de material

fissil para garantir o reprocessamento químico

para eliminar os produtos da fissão e preparar o

urânio e o plutônio remanescente para reciclagem,

para uso em reatores comuns. Portanto, os

elementos combustíveis, após passarem pelo

processo de fissão no reator, embora altamente

radioativos, não são considerados resíduos

sólidos.

Os elementos combustíveis usados são

acondicionados em “racks” de aço inoxidável, o

qual é armazenado num reservatório, contendo

uma solução de boro, nas centrais nucleares,

dentro do edifício do reator.

As normas técnicas de referencias aos processos

são:

• NBR 10344 / 1988 – Sistema de manuseio

e armazenamento de elementos

combustíveis em instalações nucleares.

Fixa as condições do projeto de sistema e

manuseio e o armazenamento de

elementos combustíveis e outros

componentes do núcleo do reator de

pesquisa e potência;

• NBR 11174 – Armazenamento de resíduos

perigosos classe II (não inertes) e classe II

(inertes);

• NBR 12235 – Armazenamentos de

resíduos perigosos;

• CNEN (Comissão Nacional de Energia

Nuclear) 5.01 – Armazenamento,

manipulação e transporte.

II. CARACTERISTICAS

II.1. ARMAZENAMENTO DOS REJEITOS DE BAIXA

E MÉDIA ATIVIDADE

Os rejeitos de baixa e média atividade são

acondicionados em tambores de 200 litros

fabricados em aço-carbono sem costura,

revestidos externamente com tintas à base de

resinas poliester através de processo eletrostático,

armazenado em galpões dispostos em paletes.

As resinas e lama dos tanques de armazenagem

dos efluentes líquidos são encapsuladas nos

tambores preenchidos com argamassa de

vermiculita. Os papéis, papelões, plásticos,

vestimentas, panos de limpeza são compactados

e encapsulados nos tambores.

Os depósitos são construídos em concreto

armado com paredes de espessura de 40cm e

mantidos à pressão inferior à atmosférica por

sistema de despressurização, objetivando prevenir

a contaminação do meio ambiente na

eventualidade de ocorrer algum vazamento nos

tambores.

A adoção do concreto armado na construção dos

depósitos é em função de o material oferecer

excelente resistência à absorção de impactos e


agentes químicos, propiciando maior durabilidade

e facilidade para efetuar manutenções.

No Brasil, a partir de estudos iniciados em 1978, a

CNEN definiu cinco regiões de interesse para a

instalação de depósitos de rejeitos de baixa e

média atividade. São áreas com índices

pluviométricos inferiores a 1000 milímetros por

ano, densidade demográfica inferior a 35

habitantes por quilometro quadrado e pouco uso

de terra. Os rejeitos radioativos gerados nos

últimos 40 anos no Brasil, além daqueles rejeitos

referentes às usinas nucleares, são pertencentes

ou supervisionados pela CNEN em quatro estados

da federação.

Cabe ressaltar que o problema da destinação final

dos rejeitos nucleares, de baixa e média atividade,

está equacionado em nível mundial, dispondo-se

de processos seguros para seu controle e

estocagem, até que deixem de oferecer maior

risco ao meio ambiente.

II.2. ARMAZENAMENTO DO REJEITO DE ALTA

ATIVIDADE

O rejeito de alta atividade é gerado pelo processo

de fissão do elemento combustível no reator. O

elemento combustível é composto por um feixe de

varetas (15x15/225 tubos) combustíveis, cuja

estrutura é mantida rígida e eqüidistante por

reticulados chamados "grades espaçadoras", para

circulação do líquido refrigerante. A vareta, de

4,40 metros de comprimento e 10,76 milímetros

de diâmetro, constitui-se de tubo de uma liga

metálica especial de zircônio e estanho

denominado zircaloy 4, dentro do qual há uma

coluna de pastilhas de dióxido de urânio (UO2),

com 530 quilos de urânio enriquecido.

Os elementos combustíveis usados de alta

atividade são transportados sob imersão em

vagonetes motorizados (Fuel Transfer System),

fabricados em aço inoxidável austenítico pela

empresa Westinhouse.

O combustível usado de uma usina nuclear é

acondicionado em “racks” dispostos em tubos de

aço inoxidável austeníticos tipo 308, com

interfaces de 40 mm de espessura na liga boro-

alumínio e armazenado numa piscina, dentro do

edifício do reator e manipulados por meio de

ponte rolante.

Essa piscina de combustível usado é feita em

concreto armado com paredes de 25cm de

espessura e 12 metros de profundidade, revestida

com chapas de aço inoxidável austenítico com

espessura de ¼ de polegada e mantida cheia com

uma solução de água borada. Essa solução atua

com barreira de proteção contra radioatividade.

Os radionuclídeos, que escapam dos elementos

combustíveis usados, são capturados por filtros

durante a recirculação da água por circuitos de

resfriamento. As piscinas das usinas nucleares em

geral são para armazenar todo o combustível

usado durante a vida útil dessas usinas.

A troca dos elementos combustíveis no reator

normalmente é feita em um período que pode

variar entre 12 e 18 meses, um terço dos

elementos combustíveis é trocado no núcleo do

reator. Embora altamente radioativos, esses


elementos usados não são considerados resíduos

sólidos, pois ainda contêm grande quantidade

combustível de alto valor econômico, com cerca

de 43% de produtos para fissão, podendo passar

por um processo de reciclagem para uso em

reatores comuns (capazes de utilizarem

combustível misto, com dióxido de urânio e

plutônio) ou nos reatores rápidos a plutônio,

denominados de “fast breeders”, existentes na

França e no Japão e ainda em fase de

consolidação tecnológica.

Até que se estabeleça uma política nacional para

destinação desses combustíveis usados, eles

permaneceram nas piscinas de resfriamento das

usinas nucleares.

Os equipamentos destinados ao manuseio dos

elementos combustíveis e produtos da fissão

(rejeitos de alta atividade) são:

• Pontes rolantes convencionais;

• Vagonetes de transporte de elementos

combustíveis.

A deposição de rejeitos radioativos não

descartáveis no meio ambiente é de competência

da Comissão Nacional de Energia Nuclear. Está

em tramitação no Congresso Nacional um projeto

de lei que dispõe sobre a seleção de locais,

construção, licenciamento, operação, fiscalização,

responsabilidade civil e garantia dos depósitos de

rejeitos radioativos.

Encontra-se em fase de desenvolvimento a

tecnologia de armazenamento a seco de rejeitos

de alta atividade. Esta tecnologia está sendo

empregada em fase experimental em duas usinas

nucleares na França e uma no Canadá.

As principais empresas fabricantes de

equipamentos são a WESTINGHOUSE, ROGER,

PWR, DAVY BEMAG, BALCKE DUERR,

BARDELLA, CONFAB, COBRASMA, entre outras.


Para os equipamentos destinados ao manuseio

dos rejeitos de baixa e média atividade, as

manutenções preventivas aplicadas são:

• Monitoramento do estado de conservação

dos tambores;

• O vagonete elétrico para movimentação,

sofre troca das mangueiras do sistema

hidráulico; lubrificação e verificação do

sistema de transmissão.

Para os equipamentos destinados ao manuseio

dos rejeitos de alta atividade (produtos da fissão),

as pontes rolantes, vagonete de troca e

transferência de combustível e produtos de fissão,

as manutenções aplicadas são, respectivamente:

• Lubrificação dos rolamentos da ponte

rolante e cabos de içamento da talha;

verificação dos contatores e comandos

elétricos anualmente;

• Substituição das mangueiras do sistema

hidráulico; remoção dos sais de boro

precipitados nos componentes mecânicos

e verificação do sistema de transmissão a

cada cinco anos.

Os “racks” não requerem qualquer tipo de

manutenção, uma vez que eles estão imersos em


solução borada de pH neutro; portanto, não

sujeitos aos efeitos nocivos da corrosão.

Cabe também frisar que a utilização da ponte

rolante e vagonete motorizado (Fuel Transfer

System), seria destinados ao manuseio dos

elementos combustíveis novos e usados, se dá,

salvo raras exceções, na parada para troca dos

elementos combustíveis a cada 12 ou 18 meses, o

que diminui sensivelmente o desgaste dos

componentes dos respectivos equipamentos.

As pontes rolantes e vagonetes destinados ao

transporte de rejeitos de baixa e média atividade

sofrem maior desgaste devido à maior freqüência

de utilização dos respectivos equipamentos em

função de uma maior produção de rejeitos dessas

categorias nas centrais nucleares.


As manutenções corretivas nos equipamentos de

manuseio dos rejeitos nucleares são raramente

aplicadas, uma vez que as rotinas de manutenção

preventiva são extremamente rígidas e

freqüentes.

As possíveis falhas estão relacionadas aos

componentes mecânicos dos vagonetes, como o

desgaste prematuro dos rolamentos e corrente de

transmissão devido ao acúmulo excessivo de

precipitados, vazamento no sistema hidráulico.

Caso ocorra uma dessas situações, a ação

corretiva se manifesta em:

• Troca dos rolamentos;

• Substituição da corrente do sistema de

transmissão;

• Substituição das mangueiras e retentores.


A vida útil de um equipamento é em função de

uma utilização correta e de um bom programa de

manutenção.

Aspectos como a atmosfera de trabalho,

freqüência de uso e manutenções preventivas não

realizadas, por conseqüência, reduzem

sensivelmente a vida útil de qualquer

equipamento.

Nas centrais nucleares os equipamentos

destinados ao transporte, armazenamento e

manipulação não estão sujeitos, de um modo

geral, a condições severas de operação.

Alguns equipamentos utilizados na armazenagem

e manipulação dos rejeitos de baixa, média e alta

atividade nas centrais nucleares são também

utilizados nas indústrias de modo geral.

Um item que podemos analisar com maior

precisão são as pontes rolantes. Na indústria,

podemos encontrar inúmeros casos em que o

equipamento submetido a condições de utilização

muito mais severas em relação às centrais

nucleares proporcionou durabilidade superior a 25

anos.

Na central nuclear Almirante Álvaro Alberto, em

Itaorna – Angra dos Reis, o reator de Angra I já

está operando há 15 anos, e os equipamentos de

transporte, manipulação e armazenamento dos

rejeitos e elementos combustíveis novos e usados

encontram-se em perfeito estado de conservação.


Em função do exposto acima, sugerem-se os

seguintes valores para vida útil dos equipamentos:

Vida Útil

(anos)

Racks. 100

Vagonetes para manipulação de

rejeitos de baixa e média

atividade.

30

Vagonete para manipulação

elementos combustíveis novos e

usados.

45

Ponte Rolante para transporte e

manipulação dos elementos

combustíveis

Novos e usados.

45

Ponte Rolante para transporte e

manipulação dos rejeitos de baixa

e média atividade

30

REFERÊNCIAS

[1] Mello, J. C. et. al Introdução a Geração Núcleo-

Elétrica, ELETROBRAS/CEMIG Belo Horizonte,

ano 1968.

[2] Murray, R. L. Energia Nuclear, Hemus Editora

Ltda, São Paulo, segunda edição ano 1978.

Balança para Veículos de Carga

RESUMO

A balanças rodoferroviárias são equipamentos

destinados à medição de grandes valores massa,

geralmente instaladas em portos, aeroportos

rodovias e indústrias em geral, bem como

empresas atacadistas e mineradoras. Atualmente,

existem duas concepções básicas em uso, sendo

que uma delas, as balanças mecânicas, está

sendo convertida e, portanto, modernizadas para

balanças eletrônicas. Nesta conversão, somente a

plataforma de pesagem é aproveitada. As

balanças são equipamentos robustos que apenas

ocasionalmente necessitam de manutenção

corretiva, mas que requerem constantes medidas

preventivas de forma a manter a qualidade das

pesagem. Com exceção da plataforma, que é uma

estrutura muito robusta, os demais itens são

componentes passíveis de substituição e

dificilmente o seu reparo se viabiliza

economicamente. Recomenda-se que a vida útil

de uma balança seja de 30 anos, vida esta

equivalente a da sua plataforma.

I. INTRODUÇÃO

A balança é um instrumento utilizado para medida

de massa, embora comumente seja empregada o

termo pesagem. A história da balança confunde-

se com a do comércio. O sistema primitivo de

comercialização, baseado na avaliação visual ou

no volume do item comercializado, mostrou-se

ineficaz, sendo necessária a adoção de um

padrão, mais especificamente o padrão massa.

Inicialmente, foram concebidas balanças

rudimentares de dois braços, onde, em um, se

colocava o peso padrão e, no outro, o objeto a ser

pesado. Posteriormente, estas balanças foram

modernizadas sendo colocado em cada braço um

prato e, entre eles, uma marcação de zero (ponto

de equilíbrio).

Outro tipo de balança tinha um dos seus braços

graduado no qual se posicionava um contrapeso

que se contrapunha ao peso do objeto depositado

sobre um prato localizado no outro braço. Este

tipo de balança utilizava, portanto, o sistema de

busca de equilíbrio de massas e apresentava

como vantagem a medição indireta de peso, não

sendo necessária a utilização de pesos padrões,

exceto na sua fabricação para se efetuar a

graduação do braço.

Contudo, estes sistemas de pesagem

apresentavam limitações de carga, motivo pelo

qual foram desenvolvidas balanças de grande

porte, cujo sistema de leitura é um mostrador

analógico de ponteiro graduado

proporcionalmente à carga instalada sobre a

plataforma. Neste caso, a plataforma é apoiada

sobre um sistema mecânico composto

basicamente de alavanca e coxins. O

deslocamento do ponteiro era proporcional ao

deslocamento vertical da plataforma. Estas

balanças apresentavam a vantagem de serem

taradas, ou seja, possibilitava o desconto

automático do peso do recipiente ou veículo


transportador. Este tipo de balança também podia

ser conectado a um sistema mecânico de registro

de pesagem que fornecia um comprovante de

pesagem impresso mecanicamente.

Com o avanço da eletrônica, surgiram as balanças

eletromecânicas, nas quais o mecanismo de

medição, até então mecânico, foi substituído por

sensores de carga que fornecem um sinal elétrico

proporcional à carga suportada.

No Brasil, a primeira balança foi construída em

São Paulo em 5 de abril de 1886 por Vicente

Filizola, um imigrante italiano. Posteriormente foi

instalada uma oficina para fabricação em escala

industrial na rua da Consolação em frente à

Biblioteca Municipal de São Paulo e, mais tarde,

transferida para um prédio industrial no bairro do

Pari, sendo a primeira fábrica nacional de

balanças onde foi lançado o primeiro protótipo de

balança semi-automática com projeto inteiramente

nacional.

Há dois sistemas de medida de carga com

balanças rodoferroviárias: medição estática e

medição dinâmica. Uma balança própria para

medição estática não admite grandes oscilações

durante a pesagem, ao passo que, nos sistemas

de pesagem dinâmica, o veículo passa acima da

balança a uma velocidade constante.

A vantagem das balanças eletromecânicas em

relação àquelas puramente mecânicas é a

possibilidade de sua integração a um sistema de

medição através de um sistema supervisor de

pesagem informatizado, ou seja, várias balanças

podem ser operadas por um sistema supervisório.

Outra vantagem é o ganho de produtividade. Isto

fica evidente em pontos de pesagem de grande

volume de medidas como, por exemplo, rodovias

de tráfego intenso, pelo fato de efetuarem

pesagem dinâmica. Do ponto de vista de

manutenção, desde que sejam respeitados os

parâmetros de projeto e instalação, as balanças

rodoferroviárias apresentam pouca necessidade

de manutenção devido a sua robustez.

No caso das balanças mecânicas, os pontos de

controle mais intensos são os pontos de

deslocamento angular diferencial, principalmente

entre o cutelo (parte superior móvel do

mecanismo que suporta a carga) e o coxin

(suporte de apoio do cutelo, ele é apoiado ou é

parte integrante da sapata, ou cavalete, da

balança). As balanças eletromecânicas

dificilmente apresentam problemas mecânicos,

sendo mais comuns problemas eletrônicos. Neste

caso, a existência de defeito é detectada por

apresentar leituras inconsistentes. Ë recomendado

que este sistema tenha um bom aterramento,

controle eficaz de tensão de alimentação e fiação

blindada e aterrada para evitar interferências

eletromagnéticas.

O fator de segurança e a deflexão são os

melhores parâmetros para se determinar a

resistência mecânica de uma plataforma de

pesagem. Portanto, quanto maior o fator de

segurança e menor a deflexão, maior será a vida

útil da plataforma Geralmente, no seu projeto,

adota-se a mesma norma (NBR 7188) utilizada

para pontes rodoviárias, ou seja, o fator de

segurança é a relação entre a carga máxima

suportada pela plataforma e a carga admissível


para um conjunto de 3 eixos - a NBR 7188

estabelece que este valor é 15 toneladas por eixo.

O outro parâmetro é a deflexão, ou seja, para a

carga nominal, é a relação entre máxima

deformação e a distância entre as sapatas.

As células de carga representam parte substancial

no custo de uma balança e, portanto, cuidados

especiais devem ser tomados. Suas principais

características são: construída em aço inoxidável

para resistir à água e a produtos químicos; ser

hermeticamente selada com proteção contra

umidade, podendo, inclusive, ficar submersa -

grau de proteção IP68 e NEMA 6 (100 horas

submersa a 1 metro de profundidade); seus cabos

e conexões devem ser blindados e serem

resistentes à corrosão e a roedores; possuir

proteção interna contra descarga atmosférica;

sobregarca admissível de 150% e sobrecarga de

ruptura de 300% e ter certificação de organismos

internacionais, como NTEP ou IOLM.

O sistema indicador e de controle de peso pode

ser um sistema informatizado de supervisão via

computador ou um indicador digital. Ambos devem

ser aterrados.

As instalações de uma balança devem estar

integradas a um sistema de proteção contra

descargas atmosféricas.

Atualmente, as balanças mecânicas estão sendo

convertidas em eletromecânicas pela facilidade de

operação, maior produtividade, registro

automático dos dados e possibilidade de

interligação em rede. Esta conversão consiste na

substituição do sistema de redução de força por

sensor eletrônico de força ou células de carga em

conjunto com um sistema informatizado de

supervisão de pesagem.

As balanças rodoferroviárias têm aplicação nos

mais diversos setores da economia, em que há

necessidade de controle da carga transportada

para fins de comercialização e de fiscalização.

Atualmente, o Brasil possui inúmeros fabricantes

de balanças rodoferroviárias, dentre os quais

destacam-se a Filizola, Toledo, Açores e

Confiança.


Atualmente, as balanças rodoferroviárias se

compõem de uma plataforma construída em aço

estrutural, cujo piso pode ser de concreto ou de

chapa de aço e um sistema de transmissão de

sinal de força, que pode ser mecânico ou

eletrônico. Este conjunto pode ser instalado em

um fosso de tal forma que o piso da balança fique

nivelado com o piso de tráfego ou, em locais que

a escavação não é recomendada, utiliza-se

balança com rampa. A vantagem deste tipo de

plataforma é a facilidade de limpeza e

manutenção, embora o outro tipo exija menor

espaço para alinhamento do veículo

transportador.

A plataforma é uma estrutura padronizada de

perfil metálico, geralmente perfil T, de dimensões

compatíveis com a largura e a distância entre

eixos dos veículos de carga. Por exemplo, a

empresa Filizola fabrica balanças para cargas

entre 50 e 120 toneladas com plataforma com

comprimento que varia de 12 a 18 metros e


largura de 1,6 metros ou de 3 metros. Já a

empresa Toledo fabrica balanças para cargas

entre 30 e 150 toneladas com plataforma com

comprimento que varia 2,5 metros a 24 metros e

largura padronizada de 1,5 metros a 4,5 metros.

Outros tamanhos e capacidades são fabricados

sob encomenda. A plataforma dispõe de sapatas

em quantidade compatível com o número de

células de carga utilizadas. Também não há

uniformidade entre os fabricantes do número de

células de carga adotadas. Esta quantidade é

terminada pelo projeto da plataforma,

especialmente no que se refere à rigidez da

estrutura.

As balanças mecânicas se constituem de uma

plataforma apoiada em um sistema de redução de

força que é conectada a um registrado mecânico

de pesagem.

Os componentes do sistema de redução de força

são construídos em aço forjado de alta resistência

mecânica. São eles: alavanca receptora de carga,

interface plataforma/alavanca, cutelo, coxin e

sapata ou cavalete. Sobre a alavanca é apoiada a

plataforma que permite a transmissão de carga

através da sua linha de centro, eliminando

esforços de torção, o que diminui desgastes e

possibilita pesagem mais precisa. A peça de

interface entre a alavanca e a plataforma pode ser

barras paralelas, e sua função é permitir o

deslocamento horizontal da plataforma quando na

frenagem ou na partida do veículo transportador.

O cutelo e os coxins são os mancais da balança,

sendo a interface entre a alavanca e a sapata da

balança.

As balanças eletromecânicas se compõem, além

da plataforma, de um sistema eletrônico

transmissor e receptor de dados, composto por

células de carga e interligado a um sistema

supervisório de pesagem.

A base deste sistema são as células de carga que

fornecem um sinal elétrico proporcional à força

exercida sobre o ponto de apoio. Portanto, as

células de carga são dispositivos eletromecânicos

que convertem uma força em um sinal elétrico

proporcional. O tipo mais comum consiste de um

strain Gage (resistência elétrica que varia com a

carga) montado em uma ponte de Windstone,

encapsulado por uma peça de aço inoxidável

hermética de tal forma que o sensor fica protegido

da água e da poeira. Apoiada sobre o sensor

encontra-se um peça móvel na qual será apoiada

a carga. O sensor possui 2 fios para alimentação

em corrente contínua e 2 para saída do sinal

elétrico, geralmente volts.

Há dois tipos de sistema supervisório de pesagem

que podem se interligar. O sistema via

computador é composto, além da fonte de energia

– no-break ou estabilizador de tensão, de uma

caixa de junção que conecta as células de carga

da balança a um módulo condicionador de sinais,

cuja função principal é amplificar o sinal oriundo

das células de carga, compatibilizando-o com a

tensão admissível de entrada no computador. Os

sinais elétricos do módulo entram no computador

através de uma placa de aquisição de dados que

o converte em sinal digital que pode ser

interpretado e tratado por um programa

computacional específico. Este programa

computacional pode ter várias funções como


entrada automática ou manual e armazenagem de

dados, curva de calibração das células de carga,

tara por tipo de veículo, placa do veículo, peso da

carga transportada, dados do posto de pesagem,

data, horário, entre outras. Este sistema também

possibilita a visualização de qualquer dado e a

impressão do comprovante de pesagem em uma

impressora convencional.

O outro sistema de controle de pesagem é o

indicador digital que tem o objetivo de apresentar

visualmente o peso da carga que está sobre as

células de carga. Existem vários tipos de

indicadores no mercado, embora cada fabricante

de balança, geralmente, já forneça o sistema

completo. Estes indicadores já possuem entrada

preparada para receber diretamente o sinal das

células de carga. A desvantagem deste sistema

supervisor de pesagem em relação ao sistema via

computador é a saída limitada de dados.

O conjunto plataforma e células de carga

geralmente é montado dentro de um fosso

construído com base em concreto devidamente

dimensionado para suportar a carga de cada

célula de carga. Este fosso deve ter dreno, de

forma a impedir o acúmulo de água no seu

interior, e seu piso deve estar nivelado de forma a

impedir uma sobrecarga em uma das células de

carga. As dimensões do fosso devem ser

compatíveis com as células de carga utilizadas e

devem, por questões de garantia, ser

especificadas pelo fornecedor da balança, ou seja,

as folgas entre a plataforma e o fosso devem ser

inferiores ao deslocamento horizontal máximo

admissível da célula de carga.


As balanças podem ser classificadas como

equipamentos que requerem pouca manutenção,

dada a sua simplicidade construtiva. Contudo,

alguns cuidados e verificações periódicas devem

ser tomados para evitar danos à balança ou

manter o erro da medida dentro dos limites

estabelecidos pela legislação correlata.

As medidas básicas de manutenção preventiva

consistem em não ultrapassar a capacidade

nominal da balança, mantê-la limpa, inclusive o

fosso, manter as partes metálicas da plataforma

pintadas com tinta apropriada para evitar

corrosão, lubrificação adequada nos pontos de

atrito e efetuar inspeção periódica do estado

estrutural do fosso, visando a detectar a existência

de trincas ou contenção de água em decorrência

de problemas no dreno ou da qualidade do seu

piso. Estes fatos podem acarretar em recalque

diferencial do piso, o que resultará em danos à

balança. É interessante, portanto, que o fosso

tenha uma boca de visita com sistema de

iluminação que possibilite a sua vistoria sem a

necessidade de parada da mesma.

Assim como outros instrumentos de medição, as

balanças apresentam erros em suas medições.

Na maioria dos países, existe uma legislação

específica que estabelece os erros máximos

tolerados para os instrumentos de medição, em

especial aqueles utilizados em transações

comerciais.

De acordo com a legislação brasileira, uma

balança, para ser fabricada, e consequentemente

vendida, precisa passar por uma série de ensaios


técnicos e testes práticos, que são realizados pelo

INMETRO. Estes testes visam a assegurar que o

projeto da balança em questão esteja de acordo

com as exigências técnicas, tolerâncias e demais

condições previstas em lei. Caso a balança passe

nesta avaliação, o INMETRO edita uma portaria

de aprovação daquela balança especificamente,

que é publicada no Diário Oficial da União. Esta

Portaria passa a ser o "RG" daquela balança.

Aferição inicial ou verificação inicial é uma

verificação que o Instituto de Pesos e Medidas -

IPEM, do ministério da indústria e comércio, faz

nas balanças, nas instalações do fabricante, antes

das mesmas entrarem em operação. Esta

verificação visa a assegurar que a produção

daquela balança esteja de acordo com sua

portaria de aprovação.

A calibração periódica é uma verificação feita pelo

IPEM nas balanças instaladas, que deve ser feita,

no mínimo, uma vez por ano. Esta calibração visa

a assegurar a confiabilidade das balanças em uso,

especialmente aquelas utilizadas em transações

comerciais.

A calibração eventual é uma verificação feita pelo

IPEM nas balanças que sofreram algum tipo de

conserto (Assistência Técnica). Esta verificação

visa a assegurar que, após a sua manutenção, as

características da balança continuem de acordo

com a legislação.

A Portaria IPEM 63/44 foi editada em uma época

em que existiam apenas balanças mecânicas,

surgindo, assim, a necessidade de atualizar a

legislação relativa aos instrumentos de pesagem

para proteção do consumidor, para facilidade de

uso e exatidão das medições de massa e

prevenção contra fraude e influências a que estes

instrumentos estão sujeitos.

Na Portaria 236/94, portanto, o novo Regulamento

Técnico Metrológico (RTM) é uma adaptação da

OIML - Organização Internacional de Metrologia

Legal, que já está em uso em toda a Europa e em

muitos outros países do mundo, inclusive nos

Estados Unidos. Sob todos os aspectos, este

novo regulamento é muito mais rigoroso do que a

antiga portaria 63/44, principalmente com respeito

aos erros tolerados e a severidade dos ensaios.

Balanças em uso - calibração periódica no usuário Classe de exatidão: III

No máximo de divisões: 1.000 Aprovado pela portaria

63/44

Aprovado pela portaria 236/94

Balanças novas calibração inicial Aprovado pelas portarias 63/44 e236/94

Divisão Carga aplicada De 1/1/1999 a 31/12/2002 Erro máximo

A partir de 1/1/2003 Erro máximo

Erro máximo A partir de 1/1/1998 Erro máximo

5 kg 0 a 2.500kg

2.505 a 10.000 kg 10.005 a max

5 kg 10 kg 15 kg

2,5 kg 5,0 kg 7,5 kg

2,5 kg 5,0 kg 7,5 kg

2,5 kg 5,0 kg 7,5 kg

10 kg 0 a 5.000kg

5.010 a 20.000 kg 20.010 a max

10 kg 20 kg 30 kg

5 kg 10 kg 15 kg

5 kg 10 kg 15 kg

5 kg 10 kg 15 kg

Os erros máximos permitidos pelo novo RTM

dependem da classe de exatidão a que o

instrumento pertence.

A cada inspeção deve ser constada a

necessidade de lubrificação dos pontos móveis de

contato de forma a minimizar os desgastes e,

conseqüentemente, a vida útil dos componentes.

Os principais pontos de contato são: nas balanças

mecânica, interface cutelo/coxin; nas balanças

eletrônicas, interface plataforma/célula de carga.


Nas balanças rodoferroviárias, dificilmente ocorre

empenamento da plataforma desde que

obedecido o limite de carga. Contudo, caso isto

ocorra, a plataforma deve ser removida e

desempenada pelo fabricante ou oficina

recomendada por este.

Danos em cutelos ou em coxin acarretam na sua

substituição por pessoal qualificado. Entretanto,

os componentes eletrônicos, tais como células de

carga, módulo conversor de sinais, placa de

aquisição e indicador digital, somente devem ser

avaliados pelo fornecedor ou assistência técnica

autorizada do fabricante, pois trata-se de

equipamentos que necessitam de conhecimento e

instrumentos específicos para o diagnóstico.


A análise da vida útil econômica de balanças deve

ser feita segundo o tipo de balança. As balanças

mecânicas apresentam grande robustez e,

embora haja necessidade eventual de pequenos

reparos na plataforma e no sistema de redução de

força, sua vida útil é de, no mínimo, 30 anos. Já o

indicador mecânico de carga, que possui diversas

partes móveis do tipo relojoaria, pode ter a mesma

vida útil, desde que a manutenção seja adequada

e haja peças de reposição. Ressalta-se que,

atualmente, o tipo mecânico tem sido substituído

pela concepção eletromecânica e que a garantia

de peças de reposição é geralmente de 5 anos

após o fim da fabricação do modelo de balança.

A plataforma das balanças eletromecânicas é a

mesma do outro tipo, sendo sua vida útil de, pelo

menos, 30 anos. O grande fator de substituição do

sistema eletrônico de pesagem é a sua

obsolescência tecnológica, pois cada vez mais

dados são requeridos em menor período de

tempo. Isto acarreta na necessidade de

substituição da placa de aquisição do programa

computacional e do hardware. Atualmente, os

hardwares e o programa são concebidos para

uma vida de 5 anos. Contudo, os demais

componentes, como células de carga, caixa de

junção e módulo conversor, são peças passíveis

de substituição, e a sua vida útil situa-se próxima

de 10 anos.

De modo geral, pode-se afirmar que uma balança

somente é descartada por motivo econômico

após, no mínimo, 30 anos de uso. Esta vida

econômica é compatível com a vida da

plataforma, pois é o item universal, independe do

tipo do sistema de pesagem. Os demais

componentes geralmente são substituídos por

componentes de reposição quando apresentam

defeito, pois são unidades modulares cujo custo

de reparo, quando possível, aproxima-se do custo

do componente.


REFERÊNCIAS

[1] Filizola - Balanças industriais Ltda - Catálogos

e Home Page - www.filizola.com.br.

[2] Balanças Toledo – Catálogos

Banco de Capacitores (Sistemas de Distribuição)

RESUMO

Os sistemas de distribuição possuem

características que tornam o projeto e a instalação

de bancos de capacitores uma tarefa

relativamente mais simples, se comparados aos

bancos de transmissão. Apesar das várias partes

componentes constituídas basicamente por

equipamentos de manobra e proteção, suas

características não exigem condições muito

especiais de operação. As unidades capacitivas

que constituem o componente principal do banco

de capacitores, representam o ponto principal de

falha decorrente das características do sistema.

Além disso, o comando de bancos de capacitores

gera perturbações que devem ser amenizadas ou

eliminadas para não danificar ou interferir no

funcionamento de outros equipamentos ligados ao

sistema.Os próprios componentes pertencentes

ao banco devem ser dimensionados de modo a

suportar tais perturbações para um funcionamento

perfeito e seguro do banco de capacitores.

Considerando-se os diversos fatores que têm

influência direta na vida útil dos bancos de

capacitores conforme destacado ao longo do

texto, pode-se estimar a vida útil econômica de

um banco de capacitores de distribuição como

sendo de 15 anos.

I. INTRODUÇÃO

A potência reativa é necessária para diversos

equipamentos, como motores elétricos,

transformadores, fornos a arco, podendo ser

obtida de:

• Geradores;

• Motores Síncronos;

• Capacitores.

De modo a evitar perdas pela transmissão a

longas distâncias, essas fontes de energia reativa

devem ser instaladas próximas aos consumidores.

Com isso, obtém-se ainda um melhor rendimento

do sistema elétrico.

A energia reativa indutiva gerada em aparelhos

com bobinas, como transformadores, apresentam

fator de potência indutivo. Por outro lado, a

capacitiva gerada em compensadores síncronos

ou capacitores, possui fator de potência

capacitivo.

II. CARACTERÍSTICAS GERAIS

II.1. FATOR DE POTÊNCIA

Relaciona a potência ativa pela aparente, ou seja:

S

PFP =

sendo: 22 QSP −=

Q – potência reativa

II.2. PRINCÍPIOS BÁSICOS

Capacitores são equipamentos constituídos

basicamente de duas placas paralelas

denominadas eletrodos. Um material isolante é

colocado entre as mesmas, denominado de

dielétrico.


O campo elétrico originado por uma tensão V

aplicada entre as placas paralelas separadas por

uma distância d será dado por:

[ ]m/VdV

E =

A capacidade de um capacitor que avalia a

quantidade de carga elétrica possível de

armazenar, é dada por:

[ ]F´VQ

C =

sendo a unidade o farad.

Os capacitores, a exemplos de outros elementos

de um circuito, podem ser ligados em série ou

paralelo.

• Série: a capacidade equivalente será

menor, dada por:

n21e C1

...C1

C1

C1

+++=

• Paralelo: a capacidade equivalente Ce

será maior, dada por:

n21e C...CCC +++=

III. CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS

As partes componentes de um capacitor de

potência são as seguintes:

• Caixa: invólucro da parte ativa do

capacitor, feita de chapa de aço.

• Armadura: constituídas de folhas de

alumínio enroladas com o dielétrico.

• Dielétrico: fina camada de filme de

polipropileno especial, normalmente junto

a uma camada de papel dielétrico (papel

Kraft).

• Líquido de Impregnação: atualmente

usado o Ecóleo 200 – hidrocarboneto

aromático sintético, no lugar do ascarel.

• Resistor de Descarga: usado para drenar

a carga elétrica de modo que a tensão

resultante entre os terminais seja

eliminada. A tensão deve ser reduzida a

5V em 1min para capacitores de tensão

nominal de até 660V, e a 5V em 5 min

para os demais.

III.1. PROCESSO DE CONSTRUÇÃO

A parte ativa dos capacitores é constituída de

eletrodos de alumínio separados entre si pelo

dielétrico de polipropileno associado ao papel

Kraft, formando o que se denomina de armadura

ou bobina. Essas bobinas são montadas no

interior da caixa metálica e ligadas em série,

paralelo ou série-paralelo, de forma a resultar na

capacitância de projeto. Outros isolantes e

tecnologias podem ser empregados.

O conjunto é colocado em uma estufa para que se

processe a secagem das bobinas, com a retirada

total da umidade.

A presença de umidade provocará, quando em

operação, descargas parciais no interior do

capacitor, reduzindo a sua vida útil com a

conseqüente queima da unidade.

Em seguida, com a unidade ainda sob vácuo,

inicia-se o processo de impregnação. A caixa

metálica é vedada e os isoladores, terminais e

placa de identificação são então colocadas.

Por fim, são executados os ensaios previstos na

norma.


IV. CARACTERÍSTICAS ELÈTRICAS

Um capacitor possui diversas características

elétricas importantes, destacadas a seguir.

IV.1. POTÊNCIA NOMINAL

A potência nominal reativa é usada para

especificar um capacitor, ao contrário de outros

equipamentos onde é especificada a potência

nominal aparente.

A capacitância C pode ser obtida por:

2n

c

VF2Q1000

C⋅⋅π⋅

=

sendo

Qc – potência reativa, em kVar

F – freqüência nominal, em Hz

Vn – tensão nominal, em kV

C – capacitância, em µF.

A potência reativa de um capacitor é aquela

absorvida do sistema quando este está submetido

a tensão e freqüências nominais a uma

temperatura ambiente não superior a 20°C

(ABNT).

IV.2. FREQÜÊNCIA NOMINAL

Corresponde à freqüência de operação,

normalmente 60 Hz. È importante especificar seu

valor, uma vez que a potência reativa do capacitor

é diretamente proporcional a este parâmetro.

IV.3. TENSÃO NOMINAL

Para unidades trifásicas especifica-se a tensão de

linha e para unidades monofásicas a tensão de

fase.

IV.4. TENSÃO MÁXIMA DE OPERAÇÃO

Os capacitores nunca podem ser submetidos a

uma tensão superior a 110% da tensão nominal.

Como a potência reativa é proporcional ao

quadrado da tensão, se o capacitor for

especificado para uma tensão superior a de

operação, sua potência será reduzida.

Contudo, no caso de sistemas com regulação

precária, o capacitor poderá ser submetido a

sobretensões que reduzem drasticamente sua

vida útil.

IV.5. SOBRETENSÃO

De acordo com a NBR 5282 de 1977, são os

seguintes os limites de sobretensão:

• 110% da tensão nominal em regime de

operação contínua.

• Acima de 110% da tensão nominal durante

períodos curtos de operação não

superiores a 300 ocorrências ao longo de

sua vida útil.

IV.6. SOBRECARGAS

Os capacitores podem suportar uma sobrecarga

admissível de até 135% da sua potência nominal,

com tensão não superior a 110% da sua tensão

nominal, acrescida das eventuais tensões

harmônicas.

Os capacitores podem operar continuamente com

no máximo 180% da sua corrente nominal, em

valor eficaz, com até 110% da sua tensão

nominal, a freqüência nominal, considerando as

eventuais correntes harmônicas.


Se a elevação de tensão no sistema é mantida

com a operação dos capacitores, pode ocorrer

uma saturação no núcleo do transformador,

resultando na formação de harmônicos, podendo

chegar ao limite de provocar o fenômeno de

ressonância entre o capacitor e o transformador.

Por isso, é recomendável o desligamento do

banco de capacitores no período de carga leve da

instalação.

IV.7. PERDAS DIELÉTRICAS

A corrente que flui pelo dielétrico de um capacitor

produz perdas Joule.

A relação entre as perdas do capacitor e a sua

potência reativa é denominada de tangente do

ângulo de perdas – tg δ.

V. LIGAÇÃO DOS CAPACITORES EM

BANCOS

Para distribuição, normalmente são empregados

dois tipos principais de configuração.

V.1. ESTRELA ATERRADA

Empregado em sistemas cujo neutro seja

efetivamente aterrado – normalmente em

instalações industriais.

Oferece uma baixa impedância para as correntes

harmônicas, reduzindo os níveis de sobretensão

devido as mesmas.

O uso de bancos série não é recomendável por

apresentarem baixa reatância, o que resultas em

elevadas correntes de curto-circuito.

R

S

T

Figura 1 – Estrela Aterrada

Para sistemas com neutro isolado, a circulação de

correntes de seqüência zero devido a uma falta

fase-terra, podem causar sobretensões nas fases

não atingidas. Por isso, não deve-se empregar

este tipo de arranjo neste caso.

V.2. TRIÂNGULO

Empregado principalmente no primário dos

sistemas de distribuição. Nesta configuração, as

correntes de terceira harmônica são anuladas pelo

∆.

Para bancos série, não é verificada a ocorrência

de sobretensões nas unidades remanescentes

quando da perda de uma das unidades

capacitivas. R

S

T Figura 2 – Triângulo

VI. DIMENSIONAMENTO DOS BANCOS

Independente do nível de tensão do sistema, a

potência reativa de projeto irá determinar a

potência total de um banco de capacitores.

Contudo, alguns pontos devem ser considerados


para a determinação do arranjo e do número de

unidades capacitivas que irão formar o banco.

As unidades capacitivas são divididas por tensão

e potência, podendo ser monofásicas ou trifásicas.

Para bancos de distribuição, as unidades podem

ser monofásicas ou trifásicas.

Além do fator econômico usado para a

determinação da potência nominal das unidades

que formarão o banco, existem alguns aspectos

técnicos. Um número reduzido de capacitores em

série por fase ou um número pequeno de

capacitores em paralelo por grupo e por fase pode

implicar sobretensões, caso ocorra a eliminação

de unidades capacitivas pelos fusíveis

correspondentes.

Para cada configuração, o número mínimo de

capacitores em paralelo por grupo e por fase é

diferente, bem como as tensões e correntes

resultantes.

Para qualquer arranjo, quando ocorrer um defeito

no interior de um capacitor ligado em paralelo a

um determinado grupo, a energia armazenada das

unidades remanescentes será descarregada no

capacitor defeituoso. Portanto, o número de

unidades capacitivas será limitado de modo que a

energia transferida não ultrapasse a energia

máxima permitida.

Existe ainda a limitação da quantidade de

potência capacitiva que se pode manobrar, a fim

de não permitir uma elevação de tensão superior

a 10%.

VI.1. EQUIPAMENTOS DE MANOBRA DOS BANCOS

Os capacitores, no momento da energização,

apresentam-se para o sistema como uma

condição de curto-circuito, absorvendo uma

elevada corrente, que é limitada apenas pela

impedância da rede.

Nesta situação, os contatos das chaves de

manobra, ao ligar um capacitor ou banco, são

extremamente solicitados pela corrente inicial.

Estas chaves, portanto, devem ser dimensionadas

para correntes bem superiores à sua capacidade

nominal. O fechamento dos contatos das chaves

deve ser simultâneo para as três fases, a fim de

se evitar a formação de arco elétrico,

extremamente danosa para a vida útil dos

contatos.

A NBR 5060/77 estabelece que os equipamentos

de manobra, controle e proteção devem ser

projetados para suportar permanentemente uma

corrente igual a 1,3 vez a corrente dada, para uma

tensão senoidal de valor eficaz igual à tensão

nominal, na freqüência nominal.

Os bancos de capacitores trifásicos para

distribuição em baixa tensão podem ser

manobrados através dos seguintes equipamentos:

• Chave Seccionadora Tripolar: a chave

deve ser de abertura em carga, com uma

corrente mínima de 1,35 vez a corrente do

banco.

• Contatores Magnéticos: a corrente

mínima nominal dos contatores deve ser

de 1,5 vez a corrente do banco.


• Disjuntores Termomagnéticos: a

corrente de ajuste da unidade térmica deve

ser de 1,35 vez a corrente do banco.

Dependendo da aplicação e da própria tensão

pode-se usar os equipamentos de manobra

conforme destacados para os bancos de

transmissão.

VI.2. TRANSITÓRIOS EM BANCOS DE

CAPACITORES

A operação de bancos de capacitores gera

sobrecorrentes e sobretensões que podem causar

danos tanto na própria unidade capacitiva como

em outros equipamentos ligados ao sistema.

VI.2.1. Sobrecorrentes

São as correntes resultantes da energização do

banco e as correntes de contribuição durante os

processos de curto-circuito no sistema ou no

próprio banco.

VI.2.2. Corrente de Energização

Quando se energiza um capacitor ou banco, surge

uma elevada corrente transitória de alta

freqüência e pequena constante de tempo que

depende dos seguintes fatores:

• Capacitância do circuito;

• Indutância do circuito;

• Tensão residual dos capacitores no

momento de sua energização;

• Valor da tensão senoidal no momento da

ligação do banco.

VI.2.3. Sobretensões

Podem surgir principalmente devido à

desenergização do banco – operação de

manobra, pois quando a corrente no capacitor

zerar, a tensão entre seus terminais será mantida.

No semiciclo seguinte da tensão da rede, os

terminais do disjuntor estarão sujeitos a uma

tensão duas vezes a tensão da rede,

caracterizando a sobretensão.

Outro fator importante deve-se a descargas

atmosféricas, que atingem os sistemas aéreos

através de indução ou, em menor proporção,

diretamente. Neste caso, o banco deve ter uma

potência mínima para ser considerado auto-

protegido.

VI.2.4. Influência dos Harmônicos nos Bancos de

Capacitores

Dentre os principais geradores de harmônicos no

sistema pode-se destacar os fornos a arco,

retificadores e máquinas de solda. Geradores e

transformadores operando sob regime de

sobretensão também constituem fontes de

harmônicos, devido à saturação do núcleo.

Como a reatância de um capacitor é inversamente

proporcional à freqüência, o mesmo constitui um

caminho fácil para circulação de correntes

elevadas. Isso ocorre na presença de harmônicos

de tensão de freqüência maior que a nominal do

sistema.

As correntes harmônicas podem provocar perdas

elevadas nos capacitores, resultando sobrecargas

que, se acima de 35% do seu valor nominal,

danificam as referidas células. Além disso, são

responsáveis pelo aquecimento nos condutores,

barramentos, etc., em função do efeito peculiar –


nas freqüências mais elevadas a corrente tende a

circular pela periferia dos condutores.

A corrente máxima que deve ser absorvida pelos

capacitores é de 180% da corrente fundamental.

VI.2.5. Proteção de Capacitores

Para se evitar danos às unidades capacitivas ou

limitar seus efeitos devido a perturbações do

sistema, deve-se instalar equipamentos de

proteção.

As perturbações mais comuns são as

sobretensões e os curtos-circuitos.

VI.2.6. Proteção contra Sobretensões

A proteção de maior aplicação tem sido os pára-

raios a resistor não linear e secundariamente os

gaps.

Para qualquer configuração do banco de

capacitores, deve-se utilizar os pára-raios. No

caso de bancos de potência elevada, os pára-

raios devem estar localizados no lado dos

terminais de alimentação do disjuntor de proteção

do banco, a fim de evitar que a energia

armazenada nos capacitores danifique os pára-

raios durante as manobras do disjuntor.

VI.2.7. Proteção contra Sobrecorrentes

Quando ocorre um defeito no sistema ao qual está

ligado um banco de capacitores toda a energia

armazenada em cada célula capacitiva se

descarrega no ponto em curto-circuito, fazendo

com que a corrente resultante (contribuição dos

capacitores mais a do sistema) percorra toda a

rede desde o ponto de instalação do referido

banco até o ponto onde se localiza a falta. Dessa

forma, todos os equipamentos neste trecho do

sistema serão submetidos a elevados níveis de

sobrecorrente.

VI.2.8. Proteção da Unidade Capacitiva

Cada capacitor componente de um banco deve

ser protegido individualmente contra curto-circuito

interno, a fim de se evitar a ruptura de sua caixa

metálica, resultando na formação de gases,

devido à queima de seus componentes.

A proteção para bancos de distribuição é feita

normalmente através de fusíveis do tipo NH ou

diazed de atuação lenta. Em alguns casos, pode-

se usar chaves fusíveis ou fusíveis de elevada

capacidade de ruptura.

VI.2.9. Proteção de Capacitores em Grupo

Apesar de se recomendar a proteção individual

das unidades capacitivas, pode-se aplicar fusíveis

para proteção em grupo. Neste caso, não deve-se

usar mais de quatro unidades em paralelo no

grupo a ser protegido.

É importante frisar que o fusível, tanto para

aplicação individual como em grupo deve atuar no

tempo inferior ao valor máximo admitido para a

ruptura da caixa metálica do capacitor. Esta

ruptura pode resultar apenas em vazamento do

líquido isolante, reduzindo a vida útil, ou, em

casos mais graves, na explosão da unidade.

VI.2.10. Proteção por Relés de Sobrecorrente

É o meio mais seguro para a proteção de bancos

de capacitores. Podem ser utilizados em vários

esquemas, dependendo do tipo de proteção que

se deseja. Os relés de sobrecorrente são ligados


a transformadores de corrente e atuam sobre

disjuntores que manobram todo o banco.

Os relés de sobrecorrente devem ser ajustados

para 1,3 vez a corrente nominal.

VI.2.11. Aterramento de Capacitores

Os bancos de capacitores para distribuição são

ligados geralmente em triângulo, devendo-se

aterrar a carcaça de cada equipamento bem como

a sua estrutura metálica de montagem. O cabo de

aterramento deve ser ligado à malha de terra da

subestação e ter seção transversal não inferior à

do condutor de fase do capacitor ou banco.

VI.2.12. Condições de Operação

Os capacitores devem ser adequados para

trabalhar na posição vertical em altitudes não

superiores a 1000m e em temperaturas ambientes

máximas durante o ano de 35° C para capacitores

de categoria de temperatura de 50° C, e de 30 e

20° C para as categorias respectivas de 45 e 40°

C.

VII. MANUTENÇÃO PREVENTIVA

Os bancos de capacitores exigem uma

manutenção preventiva cuidadosa. Desta forma, o

equipamento proporcionará um melhor

desempenho aumentando sua durabilidade.

De um modo geral, devem ser inspecionados os

seguintes itens:

• Conexões, verificando visualmente as

condições das mesmas.

• Fusíveis, observando se não há a

existência de fusíveis queimados no

circuito.

• Barramentos e isoladores, verificando a

existência de sinais de trincas no caso dos

isoladores.

• Contatores e chaves, para verificar a

condição de operação dos mesmos.

• Capacitores, realizando-se algumas

medições como de capacitância e perdas

para verificar as condições de operação

dos mesmos ou detectar alguma eventual

falha no equipamento.

A periodicidade é variável, mas a priori ficaria em

torno de um ano.

VIII. MANUTENÇÃO CORRETIVA

A manutenção corretiva concentra-se

basicamente na troca de fusíveis queimados e

pequenos reparos mecânicos. Pequenos

vazamentos ou buchas trincadas em unidades

capacitivas, por exemplo, podem ser reparados

pelo fabricante.

Antes de qualquer reparo ou inspeção, deve-se

sempre desenergizar o circuito, aguardando ao

menos uns 10 minutos para que a carga do

capacitor seja descarregada, aterrando-se então o

banco através da chave de aterramento.

IX. VIDA ÚTIL ECONÔMICA

As unidades capacitivas representam o principal

componente para o funcionamento de um banco

de capacitores. Seu projeto, portanto, exige

cuidados adicionais, principalmente quanto ao tipo

e qualidade do isolante usado. A manutenção

preventiva, conforme exposto anteriormente,

torna-se de extrema importância no controle da

vida útil, detectando e corrigindo possíveis


problemas, como vazamentos ou inchaço da

unidade, decorrentes de condições adversas de

operação do sistema como sobretensão,

principalmente. As causas principais desses

problemas devem ser apuradas na medida do

possível, visando evitar ou pelo menos minimizar

sua influência em ocorrências futuras. Além disso,

as perturbações geradas pelo chaveamento dos

bancos que constituem um fator de grande

influência no sistema, influem também no próprio

funcionamento dos componentes do banco, como

as chaves, mesmo com as proteções existentes.

Assim, considerando-se todos esses pontos,

pode-se estimar a vida útil econômica dos bancos

de capacitores de distribuição como sendo de 15

anos.

REFERÊNCIAS

[1] Filho, J. M. Manual de Equipamentos Elétricos.

Livros Técnicos e Científicos Editora, Volume 2, 2a

edição 1994.

[2] Normas ABNT: NBR 5060/77 e NBR 5282/77.

[3] Catálogos e informações de fabricantes


Banco de Capacitores (Sistemas de Transmissão)

RESUMO

Capacitores são equipamentos largamente

usados em sistemas de potência. Apesar de

simples, possuem grande influência no sistema,

gerando perturbações e transitórios que acabam

afetando o funcionamento e operação de outros

equipamentos do sistema. Por outro lado, as

próprias condições do sistema afetam

sobremaneira o funcionamento dos capacitores,

tornando-se um fator determinante na vida útil dos

mesmos. Quando ligados em bancos, alguns

pontos de ordem técnica e econômica devem ser

levados em conta para um projeto adequado.

Particularmente para os bancos de transmissão,

devido às próprias características do sistema

como alta tensão, é necessário um estudo mais

detalhado, com o uso de equipamentos mais

robustos, com características e projetos especiais.

Considerando as várias partes componentes de

um banco e as características de operação

conforme frisadas acima, pode-se estimar a vida

útil de um banco de capacitores de transmissão

como sendo de 20 anos.

I. INTRODUÇÃO

A potência reativa é necessária para diversos

equipamentos, como motores elétricos,

transformadores, fornos a arco, podendo ser

obtida de:

• Geradores;

• Motores Síncronos;

• Capacitores.

De modo a evitar perdas pela transmissão a

longas distâncias, essas fontes de energia reativa

devem ser instaladas próximas aos consumidores.

Com isso, obtém-se ainda um melhor rendimento


A energia reativa indutiva gerada em aparelhos

com bobinas, como transformadores, apresentam

fator de potência indutivo. Por outro lado, a

capacitiva gerada em compensadores síncronos

ou capacitores, possui fator de potência

capacitivo.


II.1. FATOR DE POTÊNCIA

Relaciona a potência ativa pela aparente, ou seja:

S

PFP =

sendo: 22 QSP −=

Q – potência reativa

II.2. PRINCÍPIOS BÁSICOS

Capacitores são equipamentos constituídos

basicamente de duas placas paralelas

denominadas eletrodos. Um material isolante é

colocado entre as mesmas, denominado de

dielétrico.

O campo elétrico originado por uma tensão V

aplicada entre as placas paralelas separadas por

uma distância d será dado por :


[ ]m/VdV

E =

A capacidade de um capacitor que avalia a

quantidade de carga elétrica possível de

armazenar, é dada por:

[ ]F´VQ

C =

sendo a unidade o farad.

Os capacitores, a exemplos de outros elementos

de um circuito, podem ser ligados em série ou

paralelo.

• Série: a capacidade equivalente será

menor, dada por:

n21e C1

...C1

C1

C1

+++=

• Paralelo: a capacidade equivalente Ce

será maior, dada por:

n21e C...CCC +++=


As partes componentes de um capacitor de

potência são as seguintes:

• Caixa: invólucro da parte ativa do

capacitor, feita de chapa de aço.

• Armadura: constituídas de folhas de

alumínio enroladas com o dielétrico.

• Dielétrico: fina camada de filme de

polipropileno especial, normalmente junto

a uma camada de papel dielétrico (papel

Kraft).

• Líquido de Impregnação: atualmente

usado o Ecóleo 200 – hidrocarboneto

aromático sintético, no lugar do ascarel.

• Resistor de Descarga: usado para drenar

a carga elétrica de modo que a tensão

resultante entre os terminais seja

eliminada. A tensão deve ser reduzida a

5V em 1min para capacitores de tensão

nominal de até 660V, e a 5V em 5 min

para os demais.

III.1. PROCESSO DE CONSTRUÇÃO

A parte ativa dos capacitores é constituída de

eletrodos de alumínio separados entre si pelo

dielétrico de polipropileno associado ao papel

Kraft, formando o que se denomina de armadura

ou bobina. Essas bobinas são montadas no

interior da caixa metálica e ligadas em série,

paralelo ou série-paralelo, de forma a resultar na

capacitância de projeto. Outros isolantes e

tecnologias podem ser empregados

O conjunto é colocado em uma estufa para que se

processe a secagem das bobinas, com a retirada

total da umidade.

A presença de umidade provocará, quando em

operação, descargas parciais no interior do

capacitor, reduzindo a sua vida útil com a

conseqüente queima da unidade.

Em seguida, com a unidade ainda sob vácuo,

inicia-se o processo de impregnação. A caixa

metálica é vedada e os isoladores, terminais e

placa de identificação são então colocadas.

Por fim, são executados os ensaios previstos na

norma.


IV. CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS

Um capacitor possui diversas características

elétricas importantes, destacadas a seguir.

IV.1. POTÊNCIA NOMINAL

A potência nominal reativa é usada para

especificar um capacitor, ao contrário de outros

equipamentos onde é especificada a potência

nominal aparente.

A capacitância C pode ser obtida por :

2n

c

VF2Q1000

C⋅⋅π⋅

=

sendo:

Qc – potência reativa, em kVar

F – freqüência nominal, em Hz

Vn – tensão nominal, em kV

C – capacitância, em µF.

A potência reativa de um capacitor é aquela

absorvida do sistema quando este está submetido

à tensão e freqüências nominais a uma

temperatura ambiente não superior a 20°C

(ABNT).

IV.2. FREQÜÊNCIA NOMINAL

Corresponde à freqüência de operação,

normalmente 60 Hz. È importante especificar seu

valor, uma vez que a potência reativa do capacitor

é diretamente proporcional a este parâmetro.

IV.3. TENSÃO NOMINAL

Para unidades trifásicas especifica-se a tensão de

linha e para unidades monofásicas a tensão de

fase.

IV.4. TENSÃO MÁXIMA DE OPERAÇÃO

Os capacitores nunca podem ser submetidos a

uma tensão superior a 110% da tensão nominal.

Como a potência reativa é proporcional ao

quadrado da tensão, se o capacitor for

especificado para uma tensão superior a de

operação, sua potência será reduzida.

Contudo, no caso de sistemas com regulação

precária, o capacitor poderá ser submetido a

sobretensões que reduzem drasticamente sua

vida útil.

IV.5. SOBRETENSÃO

De acordo com a NBR 5282 de 1977, são os

seguintes os limites de sobretensão:

• 110% da tensão nominal em regime de

operação contínua.

• Acima de 110% da tensão nominal durante

períodos curtos de operação não

superiores a 300 ocorrências ao longo de

sua vida útil.

IV.6. SOBRECARGAS

Os capacitores podem suportar uma sobrecarga

admissível de até 135% da sua potência nominal,

com tensão não superior a 110% da sua tensão

nominal, acrescida das eventuais tensões

harmônicas.

Os capacitores podem operar continuamente com

no máximo 180% da sua corrente nominal, em

valor eficaz, com até 110% da sua tensão

nominal, a freqüência nominal, considerando as

eventuais correntes harmônicas.


Se a elevação de tensão no sistema é mantida

com a operação dos capacitores, pode ocorrer

uma saturação no núcleo do transformador,

resultando na formação de harmônicos, podendo

chegar ao limite de provocar o fenômeno de

ressonância entre o capacitor e o transformador.

Por isso, é recomendável o desligamento do

banco de capacitores no período de carga leve da

instalação.

IV.7. PERDAS DIELÉTRICAS

A corrente que flui pelo dielétrico de um capacitor

produz perdas Joule.

A relação entre as perdas do capacitor e a sua

potência reativa é denominada de tangente do

ângulo de perdas – tg δ.

V. LIGAÇÃO DOS CAPACITORES EM

BANCOS

Pode-se destacar duas configurações

normalmente usadas.

V.1. ESTRELA ISOLADA

Aplicada para sistemas com neutro aterrado ou

isolado. R

S

T Figura 1 – Estrela Isolada

Como não há ligação a terra, as correntes de

terceira harmônica não têm influência. Por outro

lado, devido à eliminação de unidades capacitivas

pelos fusíveis correspondentes ou por ocasião de

manobras no banco, o potencial de neutro pode

flutuar até a tensão de fase. Neste caso, deve-se

isolar o banco para a tensão de fase.

V.2. DUPLA ESTRELA ISOLADA

Utilizada em bancos de grande capacidade, tendo

as mesmas características de uma única estrela

isolada R

S

T

R

S

T

S

R

T

Figura 2 – Dupla Estrela Isolada

VI. DIMENSIONAMENTO DOS BANCOS

Independente do nível de tensão do sistema, a

potência reativa de projeto irá determinar a

potência total de um banco de capacitores.

Contudo, alguns pontos devem ser considerados

para a determinação do arranjo e do número de

unidades capacitivas que irão formar o banco.

Para bancos de distribuição, as unidades

capacitivas usadas serão sempre monofásicas.

Além do fator econômico usado para a

determinação da potência nominal das unidades

que formarão o banco, existem alguns aspectos

técnicos. Um número reduzido de capacitores em

série por fase ou um número pequeno de

capacitores em paralelo por grupo e por fase pode

implicar sobretensões, caso ocorra a eliminação


de unidades capacitivas pelos fusíveis

correspondentes.

Para cada configuração, o número mínimo de

capacitores em paralelo por grupo e por fase é

diferente, bem como as tensões e correntes

resultantes.

Para qualquer arranjo, quando ocorrer um defeito

no interior de um capacitor ligado em paralelo a

um determinado grupo, a energia armazenada das

unidades remanescentes será descarregada no

capacitor defeituoso. Portanto, o número de

unidades capacitivas será limitado de modo que a

energia transferida não ultrapasse a energia

máxima permitida.

Existe ainda a limitação da quantidade de

potência capacitiva que se pode manobrar, a fim

de não permitir uma elevação de tensão superior

a 10%.

VI.1. EQUIPAMENTOS DE MANOBRA DOS BANCOS

Os capacitores, no momento da energização,

apresentam-se para o sistema como uma

condição de curto-circuito, absorvendo uma

elevada corrente, que é limitada apenas pela

impedância da rede.

Nesta situação, os contatos das chaves de

manobra, ao ligar um capacitor ou banco, são

extremamente solicitados pela corrente inicial.

Estas chaves, portanto, devem ser dimensionadas

para correntes bem superiores à sua capacidade

nominal. O fechamento dos contatos das chaves

deve ser simultâneo para as três fases, a fim de

se evitar a formação de arco elétrico,

extremamente danosa para a vida útil dos

contatos.

A NBR 5060/77 estabelece que os equipamentos

de manobra, controle e proteção devem ser

projetados para suportar permanentemente uma

corrente igual a 1,3 vez a corrente dada, para uma

tensão senoidal de valor eficaz igual à tensão

nominal, na freqüência nominal.

No momento da desenergização de um banco de

capacitores de transmissão, os terminais de fonte

de um equipamento de manobra estão

submetidos à tensão do sistema, enquanto os

terminais de carga (lado do capacitor) ficam

submetidos à tensão resultante da carga

armazenada pelo capacitor.

Desse modo, os equipamentos de manobra mais

indicados são os seguintes:

• Disjuntores a SF6: praticamente não

permitem a reignição do arco, tendo ainda

a capacidade de absorver a energia

gerada pelo mesmo, não permitindo danos

no equipamento.

• Disjuntores a Vácuo: capazes de

interromper correntes capacitivas

independentemente do seu valor.

• Disjuntores a Óleo: deve-se especificar

certas características como a inserção

temporária de um resistor série em cada

pólo do disjuntor para restringir a reignição

do arco.

• Chaves a Óleo: algumas usam o mesmo

princípio de inserção de um resistor, porém

não podem operar na condição de curto-

circuito.


VI.2. TRANSITÓRIOS EM BANCOS DE

CAPACITORES

A operação de bancos de capacitores gera

sobrecorrentes e sobretensões que podem causar

danos tanto na própria unidade capacitiva como

em outros equipamentos ligados ao sistema.

VI.3. SOBRECORRENTES

São as correntes resultantes da energização do

banco e as correntes de contribuição durante os

processos de curto-circuito no sistema ou no

próprio banco.

VI.4. CORRENTE DE ENERGIZAÇÃO

Quando se energiza um capacitor ou banco, surge

uma elevada corrente transitória de alta

freqüência e pequena constante de tempo que

depende dos seguintes fatores:

• Capacitância do circuito

• Indutância do circuito

• Tensão residual dos capacitores no

momento de sua energização.

• Valor da tensão senoidal no momento da

ligação do banco.

VI.5. SOBRETENSÕES

Podem surgir principalmente devido à

desenergização do banco – operação de

manobra, pois quando a corrente no capacitor

zerar, a tensão entre seus terminais será mantida.

No semiciclo seguinte da tensão da rede, os

terminais do disjuntor estarão sujeitos a uma

tensão duas vezes a tensão da rede,

caracterizando a sobretensão.

Outro fator importante deve-se a descargas

atmosféricas, que atingem os sistemas aéreos

através de indução ou, em menor proporção,

diretamente. Neste caso, o banco deve ter uma

potência mínima para ser considerado auto-

protegido.

VI.6. INFLUÊNCIA DOS HARMÔNICOS NOS

BANCOS DE CAPACITORES

Dentre os principais geradores de harmônicos no

sistema pode-se destacar os fornos a arco,

retificadores e máquinas de solda. Geradores e

transformadores operando sob regime de

sobretensão também constituem fontes de

harmônicos, devido à saturação do núcleo.

Como a reatância de um capacitor é inversamente

proporcional à freqüência, o mesmo constitui um

caminho fácil para circulação de correntes

elevadas. Isso ocorre na presença de harmônicos

de tensão de freqüência maior que a nominal do

sistema.

As correntes harmônicas podem provocar perdas

elevadas nos capacitores, resultando sobrecargas

que, se acima de 35% do seu valor nominal,

danificam as referidas células. Além disso, são

responsáveis pelo aquecimento nos condutores,

barramentos, etc., em função do efeito peculiar –

nas freqüências mais elevadas a corrente tende a

circular pela periferia dos condutores.

A corrente máxima que deve ser absorvida pelos

capacitores é de 180% da corrente fundamental.

V.7. PROTEÇÃO DE CAP ACITORES

Para se evitar danos às unidades capacitivas ou

limitar seus efeitos devido a perturbações do

sistema, deve-se instalar equipamentos de

proteção.


As perturbações mais comuns são as

sobretensões e os curto-circuitos.

VI.8. PROTEÇÃO CONTRA SOBRETENSÕES

A proteção de maior aplicação tem sido os pára-

raios a resistor não linear e secundariamente os

gaps.

Para qualquer configuração do banco de

capacitores, deve-se utilizar os pára-raios. No

caso de bancos de potência elevada, os pára-

raios devem estar localizados no lado dos

terminais de alimentação do disjuntor de proteção

do banco, a fim de evitar que a energia

armazenada nos capacitores danifique os pára-

raios durante as manobras do disjuntor.

VI.9. PROTEÇÃO CONTRA SOBRECORRENTES

Quando ocorre um defeito no sistema ao qual está

ligado um banco de capacitores toda a energia

armazenada em cada célula capacitiva se

descarrega no ponto em curto-circuito, fazendo

com que a corrente resultante (contribuição dos

capacitores mais a do sistema) percorra toda a

rede desde o ponto de instalação do referido

banco até o ponto onde se localiza a falta. Dessa

forma, todos os equipamentos neste trecho do

sistema serão submetidos a elevados níveis de

sobrecorrente.

VI.10. PROTEÇÃO DA UNIDADE CAPACITIVA

Cada capacitor componente de um banco deve

ser protegido individualmente contra curto-circuito

interno, a fim de se evitar a ruptura de sua caixa

metálica, resultando na formação de gases,

devido à queima de seus componentes.

A proteção para bancos de distribuição é feita

normalmente através de fusíveis do tipo NH ou

diazed de atuação lenta. Em alguns casos, pode-

se usar chaves fusíveis ou fusíveis de elevada

capacidade de ruptura.

VI.11. PROTEÇÃO DE CAPACITORES EM GRUPO

Apesar de se recomendar a proteção individual

das unidades capacitivas, pode-se aplicar fusíveis

para proteção em grupo. Neste caso, não deve-se

usar mais de quatro unidades em paralelo no

grupo a ser protegido.

É importante frisar que o fusível, tanto para

aplicação individual como em grupo deve atuar no

tempo inferior ao valor máximo admitido para a

ruptura da caixa metálica do capacitor. Esta

ruptura pode resultar apenas em vazamento do

líquido isolante, reduzindo a vida útil, ou, em

casos mais graves, na explosão da unidade.

VI.12. PROTEÇÃO POR RELÉS DE

SOBRECORRENTE

É o meio mais seguro para a proteção de bancos

de capacitores. Podem ser utilizados em vários

esquemas, dependendo do tipo de proteção que

se deseja. Os relés de sobrecorrente são ligados

a transformadores de corrente e atuam sobre

disjuntores que manobram todo o banco.

Os relés de sobrecorrente devem ser ajustados

para 1,3 vez a corrente nominal.

VI.13. ATERRAMENTO DE CAPACITORES

Além dos procedimentos descritos para bancos de

distribuição, se a configuração usada para a

ligação do banco for estrela aterrada ou dupla

estrela aterrada, deve-se assegurar a ligação do


ponto neutro do sistema à terra, caso o sistema

seja efetivamente aterrado.

Nunca deve-se utilizar o condutor de aterramento

dos pára-raios para se proceder a ligação à terra

da carcaça e do ponto neutro dos bancos de

capacitores.

VI.14. CONDIÇÕES DE OPERAÇÃO

Os capacitores devem ser adequados para

trabalhar na posição vertical em altitudes não

superiores a 1000m e em temperaturas ambientes

máximas durante o ano de 35° C para capacitores

de categoria de temperatura de 50° C, e de 30 e

20° C para as categorias respectivas de 45 e 40°

C.

VII. MANUTENÇÃO PREVENTIVA

Para um melhor desempenho e aumento de

durabilidade dos bancos de capacitores, é

necessário estabelecer um cuidadoso programa

de manutenção preventiva.

• De um modo geral, devem ser

inspecionados os seguintes itens:

• Conexões, verificando visualmente as

condições das mesmas.

• Fusíveis, observando se não há a

existência de fusíveis queimados no

circuito.

• Barramentos e isoladores, verificando a

existência de sinais de trincas no caso dos

isoladores.

• Contatores e chaves, para verificar a

condição de operação dos mesmos.

• Capacitores, realizando-se algumas

medições como de capacitância e perdas

para verificar as condições de operação

dos mesmos ou detectar alguma eventual

falha no equipamento.

A periodicidade é variável, mas a priori ficaria em

torno de um ano.

VIII. MANUTENÇÃO CORRETIVA

A manutenção corretiva concentra-se

basicamente na troca de fusíveis queimados e

pequenos reparos mecânicos. Pequenos

vazamentos ou buchas trincadas em unidades

capacitivas, por exemplo, podem ser reparados

pelo fabricante.

Particularmente para os bancos de capacitores de

transmissão, antes de qualquer reparo ou

inspeção, deve-se sempre desenergizar o circuito,

aguardando ao menos uns 10 minutos para que a

carga do capacitor seja descarregada, aterrando-

se então o banco através da chave de

aterramento. Os níveis de tensão e a carga

acumulada do banco podem com toda certeza

causar sérios acidentes tanto para o próprio banco

como também, e principalmente, para a

integridade física do operador, caso as devidas

normas de segurança não sejam seguidas..

IX. VIDA ÚTIL ECONÔMICA

Os bancos de capacitores instalados em sistemas

de transmissão operam em condições mais

severas devido à própria característica do

sistema. O projeto desses bancos, portanto, exige

uma especificação mais detalhada dos

equipamentos que compõem o banco. Para as

unidades capacitivas, em particular, a tecnologia e

os materiais empregados na fabricação das

mesmas, como isolantes, devem possuir


características especiais que visam uma maior

precisão e segurança do equipamento. A proteção

é outro ponto importante que deve ser

cuidadosamente estudado para efetivamente

evitar problemas como sobretensões e

sobrecorrentes decorrentes das condições

operativas do sistema e do próprio banco, uma

vez que estes problemas afetam drasticamente a

vida útil de um banco de capacitores. Levando-se

em consideração tais aspectos, a vida útil

econômica dos bancos de capacitores de

transmissão pode ser estimada como sendo de 20

anos.

REFERÊNCIAS

[1] Filho, J. M. Manual de Equipamentos Elétricos.

Livros Técnicos e Científicos Editora, Volume 2, 2a

edição 1994.

[2] Normas ABNT: NBR 5060/77 e NBR 5282/77.

[3] Catálogos e informações de fabricantes


Barragem e Adutora

RESUMO

O presente trabalho aborda uma barragem, em

especial, dentro do contexto de uma usina

hidrelétrica, procurando definir sucintamente suas

características e especificidades técnicas. Dentro

desse enfoque, serão abordados ainda alguns

aspectos conceituais básicos que norteiam o seu

projeto, a sua construção, a sua operação e a sua

manutenção, buscando, com isso, determinar a

vida útil e a taxa de depreciação desse tipo de

empreendimento. Embora a experiência

internacional, bem como a de diversas

concessionárias do setor elétrico brasileiro

aceitem fixar a vida útil de uma barragem em

cerca de 100 anos, esse valor é questionável,

porquanto ser estimado apenas para sua

estrutura, sem levar em conta outros fatores

externos condicionantes. Um deles, por exemplo,

diz respeito ao tempo de vida útil econômica da

usina; nesse caso, inferior ao da própria

barragem. Paralelamente, serão tratados ainda

aspectos de sua segurança estrutural e do

assoreamento do reservatório, fatores

condicionantes e de extrema relevância na

determinação da vida útil de uma barragem e de

uma adutora.

I. INTRODUÇÃO

A barragem é uma estrutura construída

transversalmente aos vales com a finalidade de se

elevar o nível das águas dos cursos naturais,

possibilitando o seu represamento.

Quando elas criam reservatórios capazes de

armazenar água de períodos com deflúvios

abundantes para períodos em que o consumo

excede a disponibilidade natural de água nos

cursos d’água, elas são denominadas de

barragens de acumulação.

Quando simplesmente fazem a função de elevar o

nível das águas dos cursos naturais para

estruturas de adução, com pouca variação desse

nível, caracterizando ainda baixa capacidade de

armazenamento d’água no reservatório formado,

elas são denominadas de desvio. Nesse caso, a

instalação é chamada de fio d’água.

II. TIPOS DE BARRAGENS

Os tipos mais comuns de barragens, segundo os

materiais e o tipo de construção, são as de

concreto, de terra e de enrocamento.

Por serem atualmente muito caras e terem uso

restrito, não se tratará de barragens de madeira e

de aço.

É comum, nos grandes projetos, a conjugação ou

associação direta da barragem e da casa de força,

com supressão de condutos ou túneis. Nos

pequenos aproveitamentos, a captação direta da

água de acionamento das turbinas é feita,

geralmente, sem a interposição da barragem.


As barragens de concreto gravidade maciça,

também chamadas simplesmente barragens de

gravidade, são geralmente de seção triangular,

resistem aos esforços horizontais e verticais,

empuxos d’água e subpressão, respectivamente,

apenas através de seu peso próprio. Até algum

tempo atrás, elas eram executadas também em

alvenaria de pedras argamassadas.

Atualmente, o concreto convencional tem sido

substituído alternativamente por concreto

compacto a rolo – CCR.

O CCR emprega equipamentos de grande

produção, similares aos empregados em

barragens de terra, havendo uma substancial

redução do consumo de materiais de custo

elevado, uma sensível redução no uso de formas,

além de simplificação e redução na infraestrutura

de apoio, sem que haja qualquer diferença quanto

à qualidade do produto final entre os dois

métodos.

Comparativamente ao concreto convencional, o

uso do CCR resulta em custo unitário inferior,

sendo a diferença diretamente proporcional aos

volumes envolvidos, que é maior quanto maior o

volume a empregar.

Uma drenagem eficiente é de fundamental

importância tanto no plano de fundação, quanto

para economizar concreto, usando-se, para isso,

drenos situados no corpo da barragem de

concreto gravidade.

Para barragens de altura considerável, usam-se

ainda galerias horizontais, em distância vertical de

cerca de 15 a 20 m, além da galeria de fundação.

Essas galerias horizontais são interligadas por

furos de drenagem.

Ainda de concreto existem as de contrafortes,

dotadas de um elemento de vedação constituído

por uma laje plana de concreto ou até de madeira,

conhecidas por Ambursen ou ainda por arcos,

denominadas de arco múltiplo. Tanto as lajes,

quanto os arcos apóiam-se nesses contrafortes.

As barragens em arco possuem uma forte

curvatura horizontal, com concavidade voltada

para jusante, descarregando os esforços reativos

para suas ombreiras. Quando esse tipo de

barragem apresenta ainda uma curvatura

acentuada no sentido vertical, especialmente na

sua parte central, ela é considerada como do tipo

abóbada.

Em geral, as barragens de concreto,

independentemente de serem de concreto

convencional ou de CCR, podem apresentar

trechos submersíveis ou de crista vertente.

As barragens de terra possuem em grande parte

de seu volume um elemento impermeabilizante

constituído de argila ou silte, podendo ter seção

homogênea ou zoneada, dotadas de filtro,

proteções contra erosão nos taludes, entre outros.

Quando a barragem de terra possui maiores

proporções de material permeável, como areia e

pedregulho, ela é considerada como zoneada.

Como as barragens de terra não prevêem

transbordamento d’água, deve-se ter especial


cuidado na fixação da altura de sua crista. Essa

distância, denominada de borda livre, é em função

de três fatores. Um deles diz respeito à

profundidade do reservatório junto à barragem, o

outro à velocidade do vento e o último diz respeito

à extensão da superfície desse reservatório,

medida em linha reta a partir da barragem,

conhecido como fetch. Exemplificando, para fetch

de até 2,0 km, barragens com até 10,0 m de

altura, a borda livre a ser adotada será de 1,0 m.

As barragens de enrocamento possuem uma

seção transversal em que a maior parte consiste

de fragmentos de rocha e a menor parte, em geral

apenas a zona vedante, de outros materiais.

O enrocamento é jogado em camadas de 10 a 20

m (às vezes mais) e ligeiramente compactada por

meio de jatos d’água. Empregam-se também

equipamentos vibratórios.

A largura da crista de uma barragem é adotada

inicialmente em relação ao método construtivo.

Quando se deseja acessar as duas ombreiras,

criando-se um corredor de alto tráfego, com

cargas pesadas sobre a sua crista, prevêem-se

larguras da ordem de 10,0 a 12,0 m.

III. FATORES DE ESCOLHA DO TIPO DE

BARRAGEM

Atendo-se apenas aos fatores técnico e

econômico, sem levar em conta os político-

sociais, os aspectos predominantes de uma

melhor escolha do tipo de barragem a ser adotada

são, principalmente, dentre outros:

• Aqueles envolvidos com as condições

geológicas no local de sua fundação;

• A forma do vale em que ela será erigida;

• Aspectos de construção, tais como a

disponibilidade dos materiais constituintes

para sua construção;

• Condições operacionais de execução de

outras estruturas auxiliares permanentes,

tais como vertedouro e tomada d’água,

sendo relevante ainda o desvio do rio

durante essa fase.

Exemplificando o exposto acima, uma barragem

de concreto gravidade, dependendo de sua altura,

pode exercer valores considerados altos no plano

de sua fundação, exigindo, muitas vezes, rochas

sãs. Ou ainda, uma barragem de concreto

gravidade não deve prescindir de um vale estreito,

onde, certamente, terá seu volume bastante

minimizado, além de não dispensar uma

quantidade considerável de materiais rochoso e

arenoso, com facilidade de aquisição e transporte

do cimento até o local da obra.

Onde houver disponibilidade de solo fino, com

material rochoso de difícil obtenção em áreas de

empréstimo usa-se uma barragem de terra

homogênea.

Caso os materiais provenientes de escavações

obrigatórias sejam rochosos, tendo volumes

consideráveis para serem empregados nos

taludes de uma barragem, envelopados por um

núcleo de material menos permeável, pode-se

usar uma barragem de enrocamento.

As barragens de enrocamento podem ser ainda

usadas quando os materiais terroso e argiloso se

encontram somente à grande distância, sendo que


a diferença entre o custo financeiro sobre o solo

transportado, posto obra e compactado e o custo

do enrocamento correspondente pode ser

equilibrada pelo menor volume de barragem de

enrocamento, utilizando, nesse caso, taludes mais

altos.

IV. ASSOREAMENTO

O assoreamento do reservatório delimita muitas

vezes vida a útil da própria barragem.

O assoreamento pode atingir intensidade máxima

em regiões de pluviosidade muito baixa, cobertura

vegetal mínima, topografia acidentada, onde,

nesse caso, predominam rochas do tipo

sedimentares arenosas ou formações aluvionares

abundantes de areia e cascalho.

É sabido que o equilíbrio hidráulico-

sedimentológico de um rio é perturbado quando

encontra uma barragem, fazendo com que haja

uma desaceleração da corrente líquida.

No Brasil, as pesquisas sobre os dados do

conteúdo médio de sólidos eram, até bem pouco

tempo, inexistentes nos nossos rios. Autores

brasileiros mencionam, para a região sul, medidas

num período de nove anos de taxas da ordem de

1,5% e 0,8%, verificadas, respectivamente, nos

reservatórios das barragens de Capivari-

Cachoeira e Passo Real. Já alguns autores

estrangeiros mencionam taxas de carreamento de

sólidos em regiões desfavoráveis na faixa de 500

a 2.000 m3/km2/ano, o que corresponderia a taxas

de assoreamento da ordem de 0,5 a 3,0% da

capacidade do reservatório considerado por ano.

Visto que muitos dos empreendimentos

hidrelétricos existentes no Brasil são antigos, com

a maioria projetada sem a devida consideração do

fator assoreamento, é comum, infelizmente,

encontrar reservatórios quase inutilizados, por

deixarem simplesmente de considerar, por

exemplo, desmatamentos em regiões de solos de

pouca resistência contra erosão.

V. SEGURANÇA

Sabe-se que a maioria dos acidentes com

barragens mais altas se dão durante os primeiros

cinco anos de sua vida útil e notadamente durante

o primeiro enchimento, quando as fundações e

ombreiras e os aterros são submetidos às tensões

devido ao reservatório.

Independentemente disso, qualquer barragem é

projetada para que se tenha nível de

desempenhos satisfatórios ao longo de sua vida

útil, sendo necessário que, após a sua conclusão

e no período de sua operação, esse nível seja

acompanhado e monitorado.

Os efeitos de intemperismos, desgaste natural,

fadiga sob solicitações, entre outros podem alterar

seu coeficiente de segurança, podendo ser

também minimizados através de uma manutenção

eficiente e programada. Como resultado imediato,

tem-se um retardamento de seu envelhecimento,

diminuição de obras reparadoras, bem como de

seus respectivos custos, conferindo-lhe uma maior

segurança global.

A segurança tende, pois, a ser um dos quesitos

mais relevantes no projeto, construção e operação


de uma barragem. Não só devido aos impactos

sócio-econômicos, como também os ambientais.

Defini-se a segurança de uma barragem como

sendo aquela na qual ela foi projetada para

suportar todos os esforços previstos durante a sua

vida útil, permitindo que sua estabilidade estrutural

não seja ainda comprometida quando da

passagem de cheias previstas em projeto,

procurando cumprir sua função e finalidade,

adequando-se ainda ao meio ambiente, sabendo

que a sua ruptura pode ter conseqüências de

ordem imensurável.

As principais causas de acidentes com barragens

de terra são, dentre outras, aquelas devidas ao

transbordamento por insuficiência hidráulica do

vertedouro ou por falha operacional, por erosão

interna (conhecida por “piping”), por recalques

excessivos do aterro ou fundação, por defeitos de

construção devido à deficiência de compactação

do aterro, entre outros. Em grande parte dos

casos, as causas de ruptura de uma barragem

podem ser responsabilizadas ao projeto, bem

como também à falta de uma melhor fiscalização

durante sua construção.

VI. MANUTENÇÃO

O nível de monitoramento de uma barragem vai

depender quase que exclusivamente do grau de

responsabilidade e função pelas quais ela foi

concebida.

Algumas empresas classificam suas barragens

pelo seu potencial de risco, bem como pela sua

vulnerabilidade.

Dessa forma, as barragens deverão ser

inspecionadas rotineira ou informal, periódico, e

formalmente em ocasiões especiais e

emergencialmente. Esses tipos de inspeção são

recomendados pelo Comitê Brasileiro de

Barragens, CBDB, devendo as equipes

participantes ter conhecimento técnico de projeto,

construção, causas de deterioração e ruptura de

barragens. Essa classificação permite ainda uma

coerência na alocação de recursos de

manutenção e de melhorias.

É claro que a leitura da instrumentação existente

numa barragem deve ser feita sistematicamente

visando a avaliar o seu comportamento, devendo

ser prática das inspeções rotineiras, visto que

alguns tipos de deterioração apresentam uma

evolução extremamente rápida, chegando, em

curtíssimo prazo, a uma situação incontrolável de

ruína. Como exemplo, pode-se citar os casos de

erosão interna em barragem de terra que, na

dependência do tipo de solo, do gradiente

hidráulico e das tensões confinantes, podem

evoluir rapidamente.

A boa manutenção, embora não possa muitas

vezes eliminar o assoreamento progressivo de um

reservatório, pode minimizar o processo, seja

através do plantio de vegetação ciliar para

proteção das margens do reservatório, drenagens

pluviais localizadas, passando pela construção de

estruturas auxiliares de desarenação, até a

dragagem parcial ou até total do material

depositado. Nesse último caso, o investimento

financeiro, frente aos benefícios, assegurados

pode não ser viável, fazendo com que a usina

conviva com o assoreamento verificado, correndo-


se o risco de uma completa inutilização do

reservatório.

VII. VIDA ÚTIL ECONÔMICA

O tempo de vida útil de uma barragem está,

inicialmente, na dependência do bom ou mau

desempenho do seu projeto, de sua construção,

de sua operação e de sua manutenção, sejam

eles atuando isoladamente ou em conjunto,

refletindo, com isso, na taxa de depreciação a ser

determinada.

No caso específico de segurança, o

comprometimento pode ser visível a partir de 50

anos de vida média, quando daí começam a

aparecer os primeiros problemas mais graves.

Além da questão de segurança da barragem e do

assoreamento do reservatório, já abordados,

outros fatores podem ainda ser relevantes para

desativação parcial ou total da operação de uma

usina, influindo também no tempo de vida útil de

uma barragem. Citam-se, por exemplo, o não

atendimento e conformidade à legislação

ambiental, hoje em dia muito exigente no Brasil,

até acidentes não previstos em outros órgãos da

usina, tidos, muitas vezes, como economicamente

inviáveis de serem reparados.

Além desses fatores, outro diz respeito ao tempo

de vida útil econômico da usina, nesse caso,

inferior ao da própria barragem.

Assim, levando-se em consideração a experiência

internacional, bem como a de diversas

concessionárias do setor elétrico brasileiro, pode-

se considerar que o tempo de vida média útil de

uma barragem e de uma adutora está situado em

cerca de 100 anos.

REFERÊNCIAS

[1] Diversos autores, Design of Small Dams,

United States Department of the Interior, 1987.

[2] Diversos autores, Safety Evaluation of Existing

Dams, United States Department of the Interior,

1987.

[3] Schreiber, Gerhard Paul, São Paulo, Edgard

Blücher, Rio de Janeiro, Engevix, 1977.

[4] Carlos Henrique de A. C. Medeiros, Utilização

de Técnica de Análise de Probabilidade de Risco

na Avaliação de segurança de Barragens, Anais

do XXII Seminário Nacional de Grandes

Barragens, 1999.

[5] João Francisco Alves Silveira, Diretrizes para a

Instrumentação de Pequenas e Médias Centrais

Hidrelétricas, Anais do 1o Simpósio Brasileiro

Sobre Pequenas Médias Centrais Hidrelétricas,

1998.

[6] Pedro Lagos M. Filho e Amilton Geraldo,

Tópico Barragens e Reservatórios, Geologia de

Engenharia, Associação Brasileira de Geologia de

Engenharia, 1998.


Barramento

RESUMO

Os barramentos elétricos são utilizados

basicamente para realizarem a conexão entre

equipamentos da subestação de energia elétrica

através dos agentes de campo elétricos e

magnéticos, para os quais os barramentos

constituem como guias. Sua escolha e

dimensionamento serão em função das

necessidades operacionais e de manobra dos

circuitos elétricos. Para a realização de manobras

de carga dentro da subestação, estes

barramentos são conectados a disjuntores,

chaves seccionadoras, linhas de transmissão,

linhas de distribuição, transformadores, etc. Os

barramentos podem ser fabricados com materiais

de cobre ou de alumínio, com ou sem isolação. As

perdas por efeito Joule são controladas pela

escolha dos condutores com áreas de seções

transversais adequadas às correntes que deverão

conduzir, em função da escolha de materiais com

resistividade compatíveis. As correntes são

proporcionais às potências a serem transportados

e inversamente proporcionais aos níveis de

tensão adotados. Os barramentos utilizados no

sistema elétrico, estão sujeitos a falhas

decorrentes dos tipos e intensidades das

solicitações a que são submetidos e também de

sua capacidade de resistir às mesmas. Pode-se

afirmar que a vida útil dos barramentos está

intimamente relacionado com as condições de

operação do sistema elétrico, caso seja obedecido

às recomendações dos fabricantes pode-se dizer

que a vida útil dos barramentos é de 35 anos.

I. INTRODUÇÃO

O barramento é um arranjo utilizado dentro de

subestações visando fazer o acoplamento entre

equipamentos, como por exemplo, linhas de

transmissão e tranformadores. Em função da

confiabilidade exigida para o atendimento da

carga, é selecionado o tipo de arranjos do

barramento.

A região do barramento em uma subestação

inclue os seguintes itens:

• Condutores do barramento;

• Isoladores suportes do barramento;

• Conexões entre o barramento e o

seccionador do barramento;

• Seccionador do barramento;

• Conexões entre as seccionadoras de

barramento e os disjuntores;

• Disjuntores, incluindo seccionamento do

barramento ou disjuntor de acoplamento

das barras;

• Componentes como transformadores de

potencial, para-raios, reatores, algumas

vezes conectados ao barramento.


Os barramentos são empregados principalmente

em subestações de sistemas elétricos objetivando

a realização de manobras de cargas, dentro do


layout destas subestações, os equipamentos

elétricos deverão possuir no layout os seguintes

requisitos básicos: separação espacial,

zoneamento para manutenção, disposição das

fases do barramento, separação elétrica,

segurança da zona do barramento.

Na separação espacial, existem distâncias que

governam o espaçamento entre componentes e

as fases do barramento, são elas:

• Distância para a terra: entre as partes

energizadas e as estruturas eterradas;

• Distância entre fases: entre as partes

energizadas das diferentes fases;

• Distância de separação: entre as partes

energizadas e o limite da zona de

manutenção. Estes limites pode ser a terra

ou a plataforma onde a equipe de

manutenção trabalham.

A tabela a seguir apresenta a separação mínima

para as instalações externas do tipo aberta para

uso em sistemas efetivamente aterrados.

Teste de

Impulso –

Valor de

pico [kV]

Tensão

nominal

[kV]

Separação

mínima

para a

terra [mm]

Separação

mínima

entre fases

no ar [mm]

450 110 863 989

550 132 1086 1219

650 165 1270 1473

900 220 1779 2057

1050 275 2082 2388

Esta outra tabela apresenta as distâncias mínimas

de separação de segurança entre equipamentos

para permitir que as atividades de inspeção,

limpeza, e manutenção sejam executadas.

Tensão

nominal

[kV]

Separação mínima de qualquer ponto do

equipamento energizado para o mais

próximo condutor energizado

Até 15 2,59

88 3,20

132 3,50

275 4,57

No zoneamento para manutenção dos

equipamentos deverão ser isolados e fisicamente

separados dos equipamentos vizinhos

energizados.

A disposição dos condutores do barramento

podem ser dispostos de várias maneiras, e a

Figura 1 apresenta estas maneiras para o

barramento duplo.

A

l l l l l l

B

l l

l l

l l

C

l l l

l l l

D

lll lll

Figura 1 – Disposição das fases do barramento

Em subestações externas, o arranjo D é preferido

em relação aos arranjos A, B, e C pelas seguintes

razões:

• Um colapso em um barramento ou fase

não coloca em perigo o outro barramento

ou fase;


• Nos arranjos arranjos A e C é difícil

separar as duas zonas de manutenção dos

barramentos e proporcionar um acesso

independente para os dois barramentos.

A proteção do barramento em subestações

internas, devidos aos agentes atmosféricos e

outros perigos, acompanhados, nos casos de

algumas subestações celular, com segregação

física, toma os arranjos A, B e C mais

convenientes.

A seguir são apresentados as formas básicas de

arranjo de barramentos que poderão ser

instalados numa subestação de energia elétrica.

Estes tipos de barramentos são construídos em

função das necessidades de confiabilidade do

sistema.

II.1. BARRAMENTO SINGELO

O barramento singelo (Figura 2) tem como

características mais importantes:

• Boa visibilidade de instalação: com isso é

reduzido o perigo de manobras errôneas

por parte do operador;

• Reduzida flexibilidade operacional, em

casos de distúrbios ou trabalhos de revisão

no barramento é necessário desligar toda

a subestação;

• Baixo custo de investimento.

Figura 2 – Barramento singelo

Estes barramentos são utilizados em subestações

transformadoras e de distribuição quando a

segurança de alimentação dos consumidores

pode ser obtida por intermédio de comutações

(redes interligadas), pode-se utilizar também em

redes onde não há necessidade de fornecimento

contínuo.

II.2. BARRAMENTO AUXILIAR

O barramento auxiliar normalmente são

conectados ao barramento principal por

intermédio de um disjuntor, apresentando as

seguintes características:

• Livre possibilidade de manobra para

qualquer disjuntor, sem desligamento de

derivação correspondente. Possui alta

segurança de alimentação;

• Conexões de derivações sem disjuntor e

sem utilização dos barramentos principais.

Este tipo de barramento é aplicado em pontos de

rede aonde é exigida alta segurança de


alimentação ou em conexão com barramentos

múltiplos, para localidades com forte poluição de

ar, quando a limpeza acarreta desligamento

freqüentes.

II.3. BARRAMENTO DUPLO

O barramento duplo (Figura 3) deve ser utilizado

quando:

• Em instalações de grande porte que

trabalham com tensões e freqüências

diferentes;

• Existem vários consumidores em uma

instalação, cujos valores do consumo são

reunidos em uma única alimentação;

• É necessário o serviço isolado de vários

pontos de alimentação devido ao valor das

correntes de curto circuito;

• O serviço de manutenção de um

barramento não irá acarretar em qualquer

interrupção.

Figura 3 – Barramento duplo

Este tipo de barramento é utilizado em pontos de

alimentação importantes ou em interligações de

sistemas.

II.4. BARRAMENTO TRIPLO

O barramento triplo (Figura 4) é uma construção

muito dispendiosa e deve ser utilizado somente

em casos muito especiais. Suas características e

aplicação principais são:

• Grande possibilidade de manobras em

serviço;

• Altos custos;

• Má visibilidade da instalação, implicando

em grandes perigos de manobra errônea

por parte do operador.

Figura 4 – Barramento triplo

Este barramento é utilizado onde é exigida uma

operação contínua em grupo, com qualquer

disposição das alimentações. O terceiro

barramento fica com objetivo de manutenção.

II.5. BARRAMENTO EM ANEL

No barramento em anel (Figura 5), um disjuntor

poderá sair de operação sem prejudicar o

funcionamento normal da instalação. Neste tipo de

barramento todos os equipamentos localizados no

anel devem ser dimensionados para a maior

corrente.

Este sistema é inadequado para grandes

subestações, pois no caso de desligamento de


dois disjuntores, poderá sair de operação partes

completas da instalação.

Figura 5 – Barramento em anel

II.6. SEGURANÇA NA REGIÃO DO BARRAMENTO

As estatísticas das faltas mostram que as faltas

nos barramentos são bastante raros. Suas

conseqüências são tão sérias que todas as

precauções possíveis deveriam ser tomadas para

evita-las.

Os efeitos das faltas nos barramentos são menos

sérios nas subestações com barramento em anel

e com um e meio disjuntores, as precauções são

mais necessárias nas subestações com

barramento singelo, de transferência e no

barramento duplo.

A segurança do barramento pode ser aumentada

com as seguintes providências:

• Barramento ou fases do barramento sendo

colocados umas acima das outras,

particularmente em subestações externas;

• As conexões dos circuitos não devem

cruzar sobre o barramento principal;

• Utilizar procedimentos claros de

manutenção;

• Boa facilidade para inspeção de todos os

equipamentos;

• Exclusão da região do barramento, o

máximo possíevl, de itens como

transformadores de potencial, para-raios, e

chaves de aterramento.

Com relação à manutenção dos barramentos,

tem-se para a manutenção preventiva, a

verificação da resistência de contato e nos casos

de barramentos isolados com gás SF6, verificar se

não há vazamentos do gás. Caso não for

realizados estas manutenções preventivas torna-

se necessário a realização da manutenção

corretiva que seria a substituição dos condutores

do barramento.

III. VIDA ÚTIL ECONÔMICA

A vida útil dos barramentos de energia elétrica são

afetados, principalmente pelo nível de

carregamento, pois uma sobrecarga acima dos

valores recomendados pelo fabricante poderá

ocasionar alterações nas propriedades do

condutor.

Quando a carga não possui um comportamento

constante ao longo do dia, possuindo picos de

consumo, estes condutores deverão ser muito

bem dimensionado para não prejudicar na vida útil

do condutor, devido ao aumento da corrente e por

conseqüência, o aumento da temperatura.

Um dos ensaios que pode ser realizado para

verificação da vida útil dos condutores é o ensaio

de tração, visando medir a tensão de ruptura dos

condutores. Nesses ensaios são observados os

valores de alongamento e tensão de ruptura. A


vida útil do condutor do barramento será em

função da perda de resistência mecânica, que é

um fator de envelhecimento do mesmo.

Pode-se afirmar que a vida útil dos barramentos é

da ordem de 35 anos, sendo que este valor

poderá ser alterado segundo as condições de

operação que ele estiver submetido durante sua

vida útil.

REFERÊNCIAS

[1] Curi, M. A., Negrisoli, M. E. M., Fundação de

Pesquisa e Assessoramento à Indústria,

Subestações, Apostila do curso.

[2] Catálogos de fabricantes

[3] Norma IEC 439.


Caldeira

RESUMO

As caldeiras, de acordo com a Norma

Regulamentadora NR 13 - Caldeiras e Vasos de

Pressão, são equipamentos destinados a produzir

e acumular vapor sob pressão superior à

atmosférica, utilizando qualquer fonte de energia,

excetuando-se os refervedores e equipamentos

similares utilizados em unidades de processo.

Podem ser classificadas de diversas maneiras,

mas a forma mais comumente utilizada é sua

divisão em caldeiras a combustão e caldeiras

elétricas. As caldeiras a combustão são divididas

em aquotubulares (quando a água percorre o

interior dos tubos da caldeira) e flamotubulares

(quando são os gases gerados no processo de

combustão que percorrem o interior dos tubos). O

processo de manutenção utilizado geralmente é o

preventivo, com a realização de atividades em

intervalos regulares de tempo, conduzindo a

verificações diárias, semanais, mensais,

trimestrais, semestrais e anuais. Além disto,

regularmente são realizadas inspeções nas

caldeiras de acordo com a NR-13. De acordo

ainda com a NR 13, ao completar 25 (vinte e

cinco) anos de uso, na sua inspeção subseqüente,

as caldeiras devem ser submetidas a rigorosa

avaliação de integridade para determinar a sua

vida remanescente e novos prazos máximos para

inspeção, caso ainda estejam em condições de

uso. Desta forma, sugere-se como vida útil das

caldeiras o valor de 25 anos.

I. INTRODUÇÃO

As caldeiras, de acordo com a Norma

Regulamentadora NR 13 - Caldeiras e Vasos de

Pressão, são equipamentos destinados a produzir

e acumular vapor sob pressão superior à

atmosférica, utilizando qualquer fonte de energia,

excetuando-se os refervedores e equipamentos

similares utilizados em unidades de processo.

Também de acordo com a NR 13, as caldeiras

são classificadas como:

• Caldeiras da categoria A são aquelas cuja

pressão de operação é igual ou superior a

1960 kPa (19,98 kgf/cm2);

• Caldeiras da categoria C são aquelas cuja

pressão de operação é igual ou inferior a

588 kPa (5.99 ,kgf/cm2) e o volume interno

é igual ou inferior a 100 (cem) litros;

• Caldeiras da categoria B são todas as

caldeiras que não se enquadram nas

categorias anteriores.

De maneira geral, as caldeiras podem ser

divididas em 3 grandes grupos: as caldeiras

flamotubulares, as caldeiras aquotubulares e as

caldeiras elétricas.

I.1. CALDEIRAS FLAMOTUBULARES

As caldeiras flamotubulares são caracterizadas

por seu processo de combustão ocorrer no tubo-

fornalha. Uma vez queimado o combustível, os

gases quentes passam a percorrer internamente


os tubos, onde fornecem calor à água até que

esta atinja a vaporização. São caldeiras mais

simples , tendo sido inicialmente utilizada em larga

escala em navios. São importantes nos processos

industriais, onde fornecem calor para

aquecimento. Entre suas vantagens frente às

outras caldeiras pode-se citar a facilidade de

operação, a não necessidade de tratamento de

água muito apurado; a fácil limpeza da fuligem e a

simplicidade de substituição de tubos. Como

desvantagens pode-se citar sua limitação quanto

à capacidade de pressão e a dificuldade de

adaptação de equipamentos, tais como

superaquecedor, economizador de ar e

preaquecedor.

I.2. CALDEIRAS AQUOTUBULARES

As caldeiras aquotubulares proporcionam uma

maior produção de vapor à pressões elevadas e à

altas temperaturas. Neste tipo de caldeira a água

circula no interior dos tubos e os gases da

combustão circulam por fora. Seu princípio de

funcionamento está baseado na circulação natural

da água, mantida pela diferença de densidade

conseguida por diferença de temperatura entre

dois conjuntos de tubos. Evidentemente, com a

circulação natural tem-se limitada a pressão de

trabalho que podemos alcançar na caldeira.

Nesse sentido, se busca-se alcançar maiores

pressões, é necessário o auxílio de uma bomba

na circulação da água.

I.3. CALDEIRAS ELÉTRICAS

Entre as caldeiras elétricas, as mais utilizadas são

as caldeiras a eletrodos submersos e a jato de

água, sendo as caldeiras elétricas a resistores

particularmente empregadas para a produção de

água aquecida ou para baixas quantidades de

vapor.


As caldeiras são compostas por vários

equipamentos e acessórios. Os principais estão

descritos a seguir:

• Fornalha - local destinado à queima do

combustível, onde o calor é gerado através

de reações de combustão. O combustível

pode ser sólido, líquido ou gasoso.

• Caldeira - a caldeira propriamente dita

corresponde ao vaso fechado sob pressão

onde a água transforma-se em vapor

saturado

• Superaquecedor - o superaquecedor eleva

a temperatura do vapor produzido na

caldeira propriamente dita. A utilização

deste vapor é imprescindível para

produção de energia, mas é pouco usado

em processo. Por vezes superaquece-se o

vapor para não haver condensação do

mesmo nas redes de distribuição.

• Economizador - o economizador eleva a

temperatura da água de alimentação para

obter-se um maior rendimento do gerador

de vapor e para se evitar choques térmicos

excessivos que possam danificar os

materiais. Para isto utiliza os gases de

combustão após sua passagem pela

caldeira e pelo superaquecedor.

• Preaquecedor de ar - trata-se de um

trocador de calor cuja finalidade é aquecer

o ar que será utilizado na queima do

combustível, aproveitando o calor residual

dos gases de combustão. Desta maneira

melhora-se a combustão na fornalha


mantendo-se a temperatura de regime

mais elevada.

• Chaminé - é o componente que garante a

circulação dos gases quentes da

combustão através de todos os sistemas

pelo efeito de tiragem, que pode ser

natural ou forçada através de ventiladores.

As principais características das caldeiras podem

ser sintetizadas nos parâmetros apresentados a

seguirl:

• Pressão Máxima de Trabalho Admissível:

é o maior valor de pressão compatível com

o código de projeto, a resistência dos

materiais utilizados, as dimensões do

equipamento e seus parâmetros

operacionais.

• Capacidade de produção de vapor: peso

de vapor que a caldeira é capaz de gerar

em uma hora

Toda caldeira deve ter afixada em seu corpo, em

local de fácil acesso e bem visível, placa de

identificação indelével com, no mínimo, as

seguintes informações:

• Fabricante;

• Número de ordem dado pelo fabricante da

caldeira;

• Ano de fabricação;

• Pressão máxima de trabalho admissível;

• Pressão de teste hidrostático;

• Capacidade de produção de vapor;

• Área de superfície de aquecimento;

• Código de projeto e ano de edição.

III. MANUTENÇÃO PREDITIVA E

PREVENTIVA

Os sistemas de controle e segurança da caldeira

devem ser submetidos à manutenção preventiva

ou preditiva.

Para as caldeiras, a manutenção preventiva é

usualmente dividida em intervalos regulares de

tempo. A seguir relata-se os principais

procedimentos para cada um destes intervalos de

tempo.

Inspeção diária: uma das principais medidas a se

adotar é a realização da descarga de fundo na

caldeira. Seu objetivo é a retirada de lodo e de

toda a sedimentação que ocorreu durante a

operação devido à presença de impurezas na

água utilizada na caldeira. Estas descargas

devem ser realizadas preferencialmente com a

caldeira operando a baixa carga, tomando-se o

cuidado de não permitir a redução excessiva do

nível de água. No caso dos coletores das paredes

dos tubos de água na fornalha, as descargas não

devem ser realizadas com a caldeira produzindo

vapor. Outro cuidado que deve ser tomado

diariamente é a limpeza do indicador de nível da

água e de alarme. O número de descargas

considerado ideal varia de 3 a 6 por dia.

Inspeção semanal: Deve-se verificar a operação

das válvulas de segurança manualmente, sendo

que esta atividade, por motivos de segurança,

deve ser realizada com a caldeira operando com

pouca carga. Além disto, deve-se observar em

todas as válvulas a existência de vazamentos.

Para as caldeiras a óleo deve-se realizar ainda a

limpeza dos filtros de óleo.


Inspeção mensal: Deve-se verificar se os

sopradores de fuligem operam normalmente e se

não existe obstrução no furo da sede da válvula

de drenagem do sistema de tubulação do

soprador.Deve-se efetuar a limpeza dos filtros de

água. Os contatos elétricos devem ser limpos do

pó e de possíveis pontos de oxidação. Deve-se

verificar se todos os purgadores de vapor estão

operando em condições normais.

Inspeção trimestral: Deve-se verificar as

condições gerais dos isolantes e da alvenaria,

especialmente o material refratário que envolve a

fornalha. Deve-se verificar se os tubos do pré

aquecedor de ar possuem vazamento ou

entupimento causado por fuligem.

Inspeção semestral: Sugere-se que a cada seis

meses a caldeira tenha uma parada para a

realização de uma revisão geral. Neste caso são

analisados detalhadamente o material refratário e

o material isolante e as superfícies dos tubos,

coletores e do pré aquecedor de ar.

Inspeção Anual: Além das atividades realizadas

na inspeção semestral, neste caso deve-se ainda

proceder a limpeza de toda a superfície de

aquecimento da caldeira, tanto externa como

interna. Deve-se ainda verificar as condições

gerais do superaquecedor.

Todos os procedimentos descritos anteriormente

são de caráter geral. Existem diversos outros

procedimentos específicos que devem ser

realizados de acordo com as características

particulares de cada equipamento.

Complementando as atividades descritas

anteriormente, devem ainda ser realizadas, em

cumprimento ao especificado na NR-13,

inspeções periódicas constituída por exames

interno e externo. Estas inspeções devem ser

executadas nos seguintes prazos máximos:

• 12 (doze) meses para caldeiras das

categorias A, B e C;

• 12 (doze) meses para caldeiras de

recuperação de álcalis de qualquer

categoria;

• 24 (vinte e quatro) meses para caldeiras

da categoria A, desde que aos 12 (doze)

meses sejam testadas as pressões de

abertura das válvulas de segurança;

• 40 (quarenta) meses para caldeiras

especiais

A NR-13 determina também que estabelecimentos

que possuam "Serviço Próprio de Inspeção de

Equipamentos" podem estender os períodos entre

inspeções de segurança, respeitando os seguintes

prazos máximos:

• 18 (dezoito) meses para caldeiras das

categorias B e C;

• 30 (trinta) meses para caldeiras da

categoria A.

IV. VIDA ÚTIL ECONÔMICA

Segundo a NR-13, ao completar 25 (vinte e cinco)

anos de uso, na sua inspeção subseqüente, as

caldeiras devem ser submetidas a rigorosa

avaliação de integridade para determinar a sua

vida remanescente e novos prazos máximos para

inspeção, caso ainda estejam em condições de

uso.


Entretanto, a própria NR 13 reconhece que a vida

útil da caldeira pode ser maior quando cita que

nos estabelecimentos que possuam "Serviço

Próprio de Inspeção de Equipamentos" o limite de

25 (vinte e cinco) anos pode ser alterado em

função do acompanhamento das condições da

caldeira, efetuado pelo referido órgão.

Considerando-se estas colocações, sugere-se

estimar a vida útil econômica das caldeiras como

sendo de 25 anos.

REFERÊNCIAS

[1] Norma Regulamentadora NR-13 – Caldeiras e

Vasos de Pressão, Secretaria de Segurança e

Saúde do Trabalho, Ministério do Trabalho, Abril

de 1995

[2] Torreira, R. P. Geradores de Vapor, Editora

Libris, 1995

[3] Vinha, R. Operação de Caldeiras, Apostila,

SENAC – SP, 1996


Câmara e Galeria

RESUMO

O Sistema de Câmaras e Galerias numa Central

Térmica está associado ao Sistema de Água de

Circulação ou outro que trabalhe com grandes

volumes de água. As Câmaras e Galerias

compreendem principalmente as tubulações que

transportam a Água de Refrigeração Principal

desde a estrutura da Tomada D’água Principal até

a descarga, que pode se dar no mar, no rio, no

lago ou em algum poço de selagem ou Câmara

intermediária. Câmaras comumente é o nome

dado ao espaço existente no início ou fim de

alguma galeria. Normalmente, através das

Câmaras, a Água de Circulação entra ou sai da

Usina. Galerias são as estruturas usadas para

transportar esta água. As Galerias têm a mesma

finalidade que as tubulações e são feitas de

concreto. De uma maneira geral, as Galerias

interligam as Câmaras. Como a quantidade de

energia rejeitada nos condensadores de uma

Usina Térmica é elevada, cerca de 33% da

energia total dos Geradores de Vapor, necessita-

se de uma grande quantidade de água para

efetuar este resfriamento. Esta água poderá vir do

mar, de um rio, de lago ou mesmo de um circuito

fechado com torres de resfriamento. Na Câmara

onde se dá a sucção desta água (Água de

Circulação), temos todos os equipamentos

mecânicos necessários à purificação da água e as

Bombas que irão fazer a transferência desta

através das Galerias. Também, nesta câmara,

estão instalados os sistemas de injeção de

produtos químicos, como Cloro ou Sulfato Ferroso

para ajudar na eliminação de microorganismos

vivos que, se encrostados nas Câmaras e

Galerias, além de diminuírem a área de

transferência de água quando soltam, provocam

problemas de entupimento dos tubos dos

condensadores e requerem um grande tempo

para limpeza. Baseado na pior condição que seria

o uso da água do mar, a experiência mostra que a

vida útil dos principais componentes do Sistema

de Câmaras e Galerias não é maior do que 25

anos.

I. FUNÇÕES DO SISTEMA

O Sistema de Câmaras e Galerias tem as

seguintes funções:

• Transportar a água de refrigeração ( Água

de Circulação) desde a tomada d’água até

a descarga após o Condensador;

• Servir de meio para adição de produtos

químicos para tratamento da água;

• Servir de estrutura de suporte para

instalação dos equipamentos mecânicos

de purificação da água de refrigeração.

II. DESCRIÇÃO DO SISTEMA

Numa Usina Térmica, dependendo de sua

capacidade, as Câmaras e Galerias podem ter

tamanhos bem grandes.

Para usinas de grande potência, as Câmaras de

entrada de água, normalmente, são divididas em


vários compartimentos, uma para cada bomba,

podendo ter comportas de interligação entre elas.

Estas Câmaras possuem comportas para

isolamento durante manutenções, da mesma

maneira que possui sistemas de drenagens para

permitir limpeza. Em se tratando de uma Câmara

intermediária, deverá possuir sistemas de suspiro

para permitir o enchimento.

A água do Sistema de Circulação, após passar

pelos equipamentos de purificação mecânica, vai

para as Câmaras de sucção. Estas Câmaras,

normalmente, são interligadas por comportas. As

Bombas de Circulação bombeiam esta água para

o condensador. Câmaras como as de entrada e

saída do Condensador, normalmente, possuem

sistemas de extração de ar ligados a bombas de

vácuo.

O suspiro das Câmaras dos Condensadores

promovem o necessário efeito sifão para a

operação das bombas de Circulação. O efeito

sifão se faz necessário, tendo em vista que as

bombas de Circulação são de grande vazão,

porém de baixa pressão de descarga. Em

conseqüência, a menos do auxilio do efeito sifão,

não tem capacidade suficiente para bombear água

através dos condensadores.

Para permitir manutenções e inspeções durante

períodos de parada para manutenção da planta,

estas Câmaras e Galerias deverão prover portas

de visitas e escadas em trechos pré-

determinados, bem como adaptações de sistemas

de ventilação especiais para permitir retirar gases

e o odor que normalmente é muito forte em virtude

das incrustações de microorganismos marinhos.

Para evitar incrustações de microorganismos deve

ser mantido um fluxo mínimo de água em todos os

canais, ou seja, em todas as caixas dos

condensadores. O Ajuste de fluxo se faz em

função da corrente das Bombas de Água de

Circulação.

As Câmaras de entrada e saída dos

condensadores de grandes centrais devem

possuir sistemas de limpeza contínua

internamente dos Condensadores. Estes sistemas

operam com bolas abrasivas que são injetadas

na Câmara de entrada do Condensador e

recolhidas na Câmara de saída do Condensador.

Estas bolas, ao passarem pelos tubos do

condensador, retiram qualquer microorganismo

que está tentando se fixar nas paredes internas

dos tubos dos condensadores.

As Câmaras, tanto de entrada quanto de saída

dos Condensadores, são providas com escotilhas

de entrada para permitir que técnicos façam

inspeções e testes nos tubos dos Condensadores.

Após passar pelos condensadores, a água de

refrigeração é descarregada através de várias

galerias, normalmente uma para cada caixa do

condensador.

Seguindo estas galerias, a água pode ir direto

para o canal ou túnel de descarga ou, no caso de

uma Central com várias usinas, para um poço de

selagem.

O poço de selagem consiste de uma Câmara de

surto e, em alguns casos, de várias pequenas


câmaras, sendo uma para cada caixa de

condensador.

Além da água que vem do Condensador, outras

águas são descarregadas através do Poço de

Selagem:

• Água do sistema de refrigeração de

serviço: no caso das usinas nucleares,

este é um sistema de segurança e,

portanto, tanto as Câmaras da tomada

d’água como as Galerias e os

equipamentos são de classe sísmica e de

segurança nuclear;

• Em se tratando de Usina Nuclear, rejeitos

oriundos do Sistema de Tratamento de

Rejeitos Líquidos;

• Em se tratando de Centrais Térmicas

Convencionais, todo tipo de resíduos

líquidos;

• Descarga de outros sistemas de

refrigeração, por exemplo, Refrigeração do

Edifício da Turbina.

A Câmara de Surto do Poço de Selagem serve

como elemento amortecedor durante transientes

causados pelo desligamento das bombas de água

de refrigeração de diferentes unidades de uma

Central.

Comportas são sempre instaladas para evitar o

retorno de água aos compartimentos quando uma

das linhas que vem do condensador estiver em

reparos.

Normalmente, as comportas são removidas ou

manuseadas por uma ponte rolante.

III. INSTRUMENTAÇÃO

Em virtude de os sistemas serem muito mais

estáticos, a instrumentação relacionada com este

sistema é muito pequena.


As manutenções corretivas mais comuns nos

Sistemas de Câmaras e Galerias vão ser a

limpeza em conseqüência de encustrações de

cracas, microorganismos e outros. Esta limpeza é

anual ou por ocasião das grandes paradas para

manutenção.

Da mesma maneira, StopLogs e Comportas

sofrem manutenção por ocasião das paradas,

normalmente incrustações e ferrugens são os

problemas mais encontrados.


A vida útil dos sistemas que compreendem

Câmara e Galerias é bastante grande se

pensarmos somente em concreto. Mas

considerando que pequenas centrais térmicas

podem usar tubulações de metal no lugar das

galerias, o agravante é a atmosfera corrosiva para

casos de usinas situadas na beira do mar, mesmo

considerando os Sistemas de Proteções

Catódicas e outros instalados nos equipamentos

metálicos.

Com base na pior condição que seria o uso da

água do mar, a experiência mostra que a vida útil

dos principais componentes do Sistema de

Câmaras e Galerias não é maior do que 25 anos.


REFERÊNCIAS

CFOL - Curso de Formação de Operador

Licenciado da Central Nuclear de Angra dos Reis

– Eletronuclear SA.


Canal de Descarga

RESUMO

O canal de descarga representa um dos

elementos necessários no processo de eliminação

de resíduos provenientes dos processos de

produção de energia elétrica das centrais

nucleares e termelétricas, cuja finalidade é

esvaziar essas unidades de limpeza. Dependendo

das características químicas da água necessária

nos processos, quanto à causticidade, acidez,

temperatura e sólidos carreados, o meio ambiente

pode ser seriamente comprometido, caso não

exista um tratamento adequado, bem como pode-

se diminuir a vida útil do canal de descarga. Este

trabalho avalia os principais tratamentos de água

de processo, bem como os tipos de resíduos e

apresenta uma estimativa da vida útil do canal de

descarga, com observância a sua manutenção.

Estima-se a vida útil em 40 anos.

I. INTRODUÇÃO

Os canais de descarga constituem importante

elemento no processo de tratamento das águas

de processo com a eliminação dos resíduos

advindos da operação nas centrais

termonucleares e termelétricas a vapor.

A principal finalidade dos canais de descarga é

esvaziar as unidades de limpeza, que podem ser

de dois tipos: químico e físico. Essas unidades

recebem a água de processo. Podem ou não

possuir grandes tanques de águas superficiais do

tipo piscina para oxigenação e diminuição da

temperatura da água.

A operação das centrais termonucleares e

termelétricas gera rejeitos em três estados físicos

distintos: gasosos, sólidos e líquidos, que são

gerenciados de acordo com as normas vigentes.

Os rejeitos gasosos são constituídos de emissões

atmosféricas descontínuas, decorrentes da

queima de óleo diesel e óleo combustível em

equipamentos auxiliares, não envolvidos

diretamente com a geração de energia nas

termonucleares e termelétricas em condições

normais de operação.

Essas centrais usam grandes quantidades de

água de resfriamento nos seus processos. Essa

água passa por tratamentos específicos de acordo

com a sua origem e finalidade. Esses tratamentos

utilizam substâncias químicas, tais como produtos

para limpeza, produtos contra corrosão e

proliferação de microorganismos que possam

prejudicar o funcionamento da central, gerando,

então, efluentes líquidos para o meio ambiente.

De acordo com [1], um típico tratamento químico

que pode ser efetuado é a adição de cloro como

no caso da Central Nuclear de Angra. Esta adição

não é o principal impacto causado no meio

aquático local, pois uma quantidade insignificante

é lançada no canal de descarga denominado Saco


Piraquara de Fora. No entanto, a utilização do

cloro é absolutamente necessária para evitar a

proliferação dos microorganismos dentro de

tubulações. Essa adição ocorre em dosagem bem

inferior a permitida pelas autoridades de controle

ambiental.

Nesse local, a interferência mais efetiva dos

efluentes líquidos, que podem provocar desgastes

no canal de descarga devido à causticidade e/ou

acidez, está relacionada à elevação da

temperatura da água do mar, sentida basicamente

na faixa de 100 a 150 metros a partir do ponto de

lançamento no caso da Central Nuclear Angra 2.

Todavia, considerando a operação de Angra 2

como referência para diminuir esse efeito, pois a

refrigeração do circuito secundário é feita a uma

temperatura ligeiramente mais baixa do que a de

Angra 1, a descarga de água de Angra 2 é em

volume maior (80 metros cúbicos por segundo)

que o de Angra 1 (40 metros cúbicos por

segundo).

Além disso, o lançamento de efluentes líquidos é

realizado por um túnel de um quilômetro de

comprimento. Essa distância é necessária para

evitar que ocorra uma recirculação da água entre

o ponto de lançamento e a tomada d’água do

circuito terciário, justamente para não ocorrer uma

elevação da temperatura do mar junto ao litoral de

Angra dos Reis.

O esgoto sanitário, juntamente com os resíduos

sólidos / pastosos, constituídos por sucatas

metálicas, embalagens, óleos e graxas, solventes,

tintas, lixo e outros, após tratamento adequado

para eliminação destes resíduos, também origina

afluentes que são lançados para o ambiente

aquático.


Os canais de descarga são dimensionados

hidraulicamente para receber todo ou parcial

volume de água de processo, cujo escoamento

deve ser o mais uniforme possível. Podem ser

construídos em concreto armado ou rolado, com

revestimento ou não, em função da vazão e da

temperatura d’água de processo, a qual deve ser

a mais próxima possível da temperatura da água

dos rios e mares, de forma a não comprometer o

meio ambiente.

De acordo com [2], a eficiência das estações de

tratamento de água de processo, que influencia a

durabilidade dos canais de descarga e as

condições ambientais, é governada por diversos

fatores, destacando-se as características da água

bruta, a adequadabilidade de coagulante, o

controle do processo de coagulação, a existência

de curtos-circuitos nas unidades de floculação, o

desempenho dos decantadores e filtros e a

qualidade da manutenção e operação.

O objetivo de produzir água de boa qualidade, que

será devolvida aos rios e/ou ao mar, deve ser

alcançado ao menor custo possível, quer no

consumo de produtos químicos, quer no dispêndio

de água para lavagem das unidades filtrantes e

para a descarga dos decantadores. Neste

contexto, insere-se a necessidade premente de

ampliação de diversas estações no Brasil e, em

especial, das unidades de floculação,

responsáveis pela formação de flocos a serem


removidos nos decantadores e filtros,

influenciando significativamente na performance

dos mesmos.

A vida útil do canal de descarga pode ser

diminuída quanto maior o teor de elementos

reativos com a argamassa das paredes, sejam

estes de natureza cáustica ou ácida, podendo

ocorrer carbonatação, percolação e trincas.

Conseqüentemente, o controle da qualidade da

água é imprescindível e, de acordo com [4], pode

ser efetuado por condutivímetros (linha de

condensados de retorno em centrais nucleares e

de vapor, descargas de bombas das centrais de

vapor, linha de evaporadores e

desmineralizadores, ou seja, removedores de

íons), medidores de pH (nos afluentes dos filtros),

silicometros (linhas de descarga dos

desmineralizadores), medidores de oxigênio

dissolvido, medidores de cloro residual (linhas de

descarga) e outros fosfatometros, medidores de

concentrações de hidrazina, entre outros.

De acordo com [5], o dimensionamento e a

construção dos canais de descarga, em função

dos processos de tratamento contra resíduos

industriais, bem como critérios ambientais, são

padronizados pelas seguintes normas:

• ABNT – NBR – 6118: fixa condições gerais

que devem ser obedecidas no projeto, na

execução e no controle de obras de

concreto armado, excluídas aquelas em

que se empreguem concreto leve ou

outros concretos especiais;

• ABNT – NBR-6122: fixa condições básicas

a serem observadas no projeto e na

execução de fundações de edifícios,

pontes e demais estruturas em geral;

• ABNT – NBR-7197: fixa condições gerais

exigíveis no projeto e estabelece certas

exigências a serem obedecidas na

execução e no controle de obras de

concreto pretendido, excluídas aquelas em

que se empreguem concreto leve ou

outros concretos especiais;

• ABNT – NBR – 10004: classifica resíduos

sólidos em função de riscos potenciais ao

ambiente e saúde pública;

• ABNT – NBR -10556: fixa condições

exigíveis na medição de líquidos radiativos

para a monitorização de líquidos radiativos

provenientes de centrais termonucleares;

• ABNT – NBR – 12019: prescreve método

para determinação de material particulado

de efluentes gasosos em dutos e chaminés

de fontes estacionárias;

• ABNT-P-NB-587: fixa os critérios para

elaboração de estudos de concepção de

sistemas públicos de abastecimento de

água;

• ABNT-P-NB-589: determina os critérios

para projetos hidráulicos de sistemas de

captação de água de superfície para

abastecimento público e industrial;

• ABNT-P-NB-590: fixa critérios para

elaboração de projetos de bombeamento

de água para abastecimento industrial e

público;

• ABNT-P-NB-591: determina projetos de

sistemas de adução de água;

• ABNT-P-NB-592: elabora projetos de

sistemas de tratamento de água para

abastecimento público e industrial.


Os principais tratamentos contra os resíduos de

processos industriais, de acordo com [6],

dependem da origem da água no decorrer dos

processos nas centrais nucleares e de vapor,

destacando-se:

• Clarificação;

• Abrandamento com cal;

• Abrandamento com cal a quente;

• Alimentação de produtos químicos;

• Filtração;

• Troca iônica ou desmineralização.

II.1. TIPO DE TRATAMENTO: CLARIFICAÇÃO

É a técnica de purificação da água conhecida a

mais tempo, utilizável em águas superficiais para

remover sólidos em suspensão, sólidos finos e

coloidais. Engloba coagulação, floculação e

sedimentação. Necessita da mistura química de

um coagulante para a formação de minúsculos

colóides, os flocos, que, posteriormente, são

decantados após uma cuidadosa agitação em

amplas piscinas de decantação, onde existem pás

moveis com a finalidade de diminuir a temperatura

da água, bem como oxigená-la.

Vantagem: apresenta baixo custo de instalação.

Desvantagem: não é eficiente devido à formação

de lodo, exige uma desidratação, processo mais

difícil e custoso do que clarificação.

II.2.TIPO DE TRATAMENTO: ABRANDAMENTO

COM CAL

Esta técnica efetuada à temperatura ambiente é,

muitas vezes, considerada uma etapa

complementar da clarificação, porque produz um

benefício adicional ao reduzir a quantidade de

sólidos dissolvidos, precipitando o carbonato de

cálcio, com a adição de cálcio.

Vantagem: permite diminuir a alcalinidade da água

e diminui o Ph da água.

Desvantagem: não é eficiente para diminuir o teor

de sílica na água.

II.3.TIPO DE TRATAMENTO: ABRANDAMENTO

COM CAL QUENTE

É uma técnica que realiza o abrandamento com

cal aquecido a temperaturas próximas de 100 oC

da água de reposição dos geradores de vapor.

Nesta técnica, a água tratada sai a uma

temperatura elevada e sob pressão suficientes

para a separação dos resíduos sólidos na forma

de colóides.

Vantagem: permite diminuir facilmente o teor de

sílica na água.

Desvantagem: devido ao aquecimento e à

pressão elevadas da água, existe o risco de

explosão.

II.4. TIPO DE TRATAMENTO: ALIMENTAÇÃO DE

PRODUTOS QUÍMICOS

É uma técnica que permite eliminar com fluxo

variável os resíduos na água de forma mais

eficiente do que as técnicas citadas anteriormente.

Pode ser caracterizado por mistura rápida dos

elementos químicos, caso exista um ressalto

hidráulico local.


II.4. TIPO DE TRATAMENTO: FILTRAÇÃO

É uma técnica que utiliza uma superfície granular

que remove fisicamente ( coa ) o material em

suspensão da água.

Vantagem: é uma técnica com menor custo do

que a alimentação por produtos químicos e dotado

de separador a carvão, possui maior eficiência.

Desvantagem: necessita de troca periódica dos

filtros devido à facilidade de entupimento.

II.5. TIPO DE TRATAMENTO: TROCA IÔNICA

É geralmente o método mais prático e flexível de

tratamento de água para geradores de vapor de

alta pressão e outros processos. Consiste na

reação química de uma resina que permite

eliminar íons da água, juntamente com os

minerais existentes. Também é denominado de

desmineralização.

III. MANUNTEÇÃO PREVENTIVA

Neste tipo de manutenção, efetuada de forma a

descobrir eventuais defeitos antes que eles

causem as falhas reais, evitando interromper o

serviço, podem ser destacados:

• Eliminação de plantas, em crescimento

nas margens, que possam prejudicar o

escoamento;

• Monitoramento da presença de trincas e

vazamentos.

Acompanhamento, procedido de pequenas

limpezas de lodo, para evitar o assoreamento dos

canais.

IV. MANUNTEÇÃO CORRETIVA

Neste tipo de manutenção, pode ocorrer uma

interrupção do serviço, sendo a falha prontamente

localizada e as unidades defeituosas corrigidas,

se necessário. É mais comum nas adjacências

dos separadores químicos e pontos de descarga

em rios e/ou mares, destacando-se:

• Impermeabilização das paredes, após

reparação de trincas com resinas

especiais;

• Caso o canal não seja revestido em função

dos ângulos dos taludes marginais, pode-

se recobrir com massa de poliuretano.

• Caso a percolação esteja avançada, deve-

se proceder pela injeção de resinas

especiais nos locais fragilizados;

• Caso o canal esteja assoreado, devido ao

acúmulo de lodo, deve-se desassoreá-lo.


Em conformidade com as caraterísticas

operacionais e da enorme diversidade destes

com as mais diversas aplicações, considerando as

condições do meio, pode-se obter a seguinte

tabela:

Vida útil dos equipamentos esperada

para efeito de depreciação, em anos

Fundações do canal 40

Grades de contenção nos canais

alimentadores 10

Revestimento das paredes para

alvenaria 40


Dependendo da natureza cáustica ou ácida dos

elementos formadores dos resíduos

descarregados pelas centrais nucleares e de

vapor, pode ocorrer a obsolescência tecnológica

dos canais de descarga, significando a diminuição

da vida útil dos mesmos para um valor menor do

que o estimado na tabela anterior, para fins de

depreciação.

REFERÊNCIAS

[1] Eletronuclear - Eletrobrás, Angra: um

Compromisso Ambiental, pp 26, 2000.

[2] Libanio M., Lúcio V. P., Bernado L., Análise da

Influencia da Variação dos Gradientes de

Velocidade no Desempenho das Unidades de

Floculação, Engennharia Sanitaria e Ambiental, pp

63 a 69, Vol. 2, No. 2, abril / junho de 1997.

[3] Glasstone S., Sesonske A .], Ingenieria de

Reactores Nucleares, Editorial Reverté S. A ., pp

556 a 559, Barcelona, Espanha, 1975.

[4] Santos D. F. F., Tecnologia de Tratamento de

Água, Editora Almeida Neves Ltda, pp 197, Rio de

Janeiro, RJ, 1976.

[5] Rocha M. V., Hidráulica Aplicada às Estações

de Tratamento de Água, Editora Imprimatur Artes

Ltda, pp 564, Belo Horizonte, MG, 1997.

[6] Cappeline G. A ., Principios de Tratamento de

Água Industrial, Drew Produtos Químicos Ltda, pp

16 a 93, São Paulo, SP, 1979.


Chaminé

RESUMO

A chaminé é um componente de equipamentos

nos quais ocorrem processos de combustão ou

emissão de gases. Geralmente empregadas em

caldeira e fornos, além das turbinas a gás

destinam-se promover a tiragem dos gases e,

consequentemente a sua dissipação na

atmosfera. Atualmente as chaminés são

construídas em chapa de aço ASTM A36, grau A;

e o maior fator que reduz sua vida útil é a

corrosão dos gases de combustão, que ocorre de

dentro para fora e o ataque dos gases

atmosféricos, que neste caso, promovem um

processo corrosivo de fora para dentro. Algumas

ações mitigadoras são recomendadas que se

tomadas adequadamente podem garantir uma

vida útil de aproximadamente 30 anos e dos

ventiladores e exautores de 20 anos.

I. INTRODUÇÃO

A chaminé é o componente destinado a promover

a tiragem dos gases de combustão de

equipamentos nos quais ocorre a combustão.

Não há registros históricos sobre o uso de

chaminés. No iníc io da industrialização, a chaminé

foi usada em fornos à lenha e a carvão. Com o

surgimento das máquinas a vapor no século XIX,

a chaminé passou a incorporar as caldeiras de

barcos, navios, veículos movidos a vapor,

locomóveis, locomotivas e outros.

As chaminés mais rudimentares eram construídas

em alvenaria de pedras. Até meados do século

passado, as chaminés industriais mais comuns

eram fabricadas em alvenaria de tijolos que foram

substituídas por chaminés de chapas de aço,

inicialmente rebitadas e atualmente soldadas.

Em razão da simplicidade do processo de

fabricação de uma chaminé, existem, no Brasil,

diversas empresas de caldeiraria pesada que

estão capacitadas a construir chaminés de aço,

como, por exemplo, a Confab Industrial Ltda e a

Arcturus Consultoria e Serviços Técnicos Ltda.


O processo de fabricação consiste de calandrar as

chapas de aço soldando-as até formar um tubo.

Com vistas a facilitar o transporte e a montagem

de chaminés longas, ela é construída em trechos

que serão soldados na obra até atingir o

comprimento final. Em geral, a sua base é

flangeada, e a chaminé é parafusada no

equipamento térmico. Um cuidado que se toma ao

construir uma chaminé é intercalar os cordões de

solda longitudinais dos trechos de forma que não

sejam coincidentes.

Geralmente, os fabricantes de caldeiras a

fornecem com a chaminé e, para a fabricação de

uma chaminé de reposição, pode-se utilizar o

projeto original que acompanha a caldeira ou se

retiram as dimensões da chaminé original.


Como já mencionado, a chaminé tem a função de

promover a tiragem, que é processo de introdução

na câmara de combustão do ar de alimentação

para que seja mantida uma queima contínua com

a intensidade desejada e que garante a retirada

dos gases de combustão do local onde ela ocorre

para lançá-la na atmosfera.

A circulação do ar e dos gases quentes da

instalação encontra resistências que criam perdas

de carga, as quais devem ser vencidas pela

tiragem.

Na tiragem natural, a diferença de pressão se

produz pelo efeito criado pela chaminé. Esta

diferença de pressão ocorre devido às pressões

existentes entre a base e topo provocada pela

diferença de temperatura dos gases quentes e do

ar atmosférico. Assim, os gases quentes se

deslocam pelo efeito da gravidade (princípio de

archimedes), ou seja, os gases quentes, por

serem mais leves que o ar atmosférico, tendem a

subir empurrados por uma força devido ao seu

próprio peso e do impulso recebido, que é igual a

diferença entre os pesos de uma chaminé cheia

de ar atmosférico e com igual volume de gases de

combustão.

As primeiras chaminés eram construídas em

alvenaria de pedras, posteriormente de alvenaria

de tijolos, chapas de aço rebitadas e, atualmente,

de chapas de aço soldadas.

As chaminés de alvenaria apresentam problemas

de fuga por existência de frestas. Sua altura

máxima é 100 metros. A perda de carga,

verificada neste tipo de chaminé, é superior às

chaminés de aço. Para uma velocidade de

escoamento de 4 a 8 m/s e diâmetro de 0,5 a 2 m,

o coeficiente de atrito situa-se entre 0,03 e 0,04,

enquanto que, em chaminés de aço, para estes

mesmos parâmetros, o coeficiente de atrito é

0,025. Para valores fora daqueles apresentados, a

perda de carga em chaminés situa-se entre 0,5 e

1,5 mmH2O (milímetros de coluna de água) por

metro linear de chaminé.

As chaminés de chapas de aço devem receber

proteção anticorrosiva na superfície externa e

revestidas internamente para evitar a corrosão

dos gases. Sua altura máxima é de

aproximadamente 40 metros, e sua vida útil é

inferior às chaminés de alvenaria.

Geralmente, para tiragem natural, adotam-se

chaminés na forma troco-cônica com inclinação de

parede de 0,013 para se obterem velocidades de

saída de gases de 5 a 10 m/s, compensando a

redução do volume, ocasionada pela diminuição

da temperatura. As dimensões de uma chaminé

para tiragem natural dependem, essencialmente,

da sua descarga (peso dos gases que saem por

unidade de tempo) e da respectiva perda de carga

da instalação.

Como pode ser concluído pelo que foi

apresentado, a tiragem natural depende das

condições atmosféricas e da temperatura média

dos gases de combustão, que varia com o regime

operacional das instalação, além da altura da

chaminé.

Muitas vezes, a tiragem é comprometida em razão

da perda de carga ultrapassar certos valores ou


porque as instalações são operadas fora do seu

regime normal ou, ainda, por exigência ambiental,

a chaminé tem que ter uma altura que garanta a

dissipação dos gases. Nestes caso, há

necessidade de tiragem mecânica, em que o

deslocamento dos gases é obtido por ação

mecânica, através de injetores de vapor ou

insuflamento de ar. Exceto por questão ambiental,

as instalações com tiragem mecânica não

necessitam de chaminés tão altas quanto aquelas

com tiragem natural. O custo inicial do sistema de

tiragem mecânica e a sua depreciação são, às

vezes, inferiores aqueles correspondentes a uma

chaminé por tiragem natural que produz o mesmo

efeito.

A tiragem mecânica possui, ainda, a vantagem de

atingir elevadas potencialidades específicas (até

500 kgf/m2h), praticamente não depende das

condições atmosféricas, podem ser utilizados

combustíveis cujos gases têm alto teor de

particulados. Não apresenta problemas com a

utilização de economizadores, pré-aquecedores e

superaquecedores. Responde melhor à variação

de carga da instalação, porém seus equipamentos

podem consumir até 3 por cento da potência da

instalação, além da manutenção requerida.

Portanto, sua aplicação deve ser indicada quando

a tiragem natural não for suficiente.

Os sistemas de tiragem mecânica podem ser

classificados da seguinte forma:

• Tiragem forçada - é feita com ventiladores

centrífugos ou axiais para menores

pressões ou por injetores de vapor,

insuflando ar ou vapor na parte inferior da

grelas ou na câmara de combustão. Por

operar com pressões positivas, os

sistemas de insuflamento devem ter

perfeita vedação do invólucro externo para

impedir qualquer fuga de gás. As

vantagens destes sistemas são operar

com fluido frio, refrigerar a fornalha,

evitando aderência de particulado, porém,

é de difícil regulagem e pouco econômico;

• Tiragem induzida;

• Indireta: pode ser efetuada através de

injetores de vapor colocados na base da

chaminé. São aplicáveis em instalações

marítimas, locomotivas e em algumas

chaminés industriais de emergência. São,

portanto, mais comuns em instalações de

pequeno porte. Este tipo de tiragem pode

ser, também, obtido por ventiladores

centrífugos que aspiram o ar atmosférico

ou parte dos gases de combustão,

captados próximos à base da chaminé,

insuflando-os dentro da chaminé em uma

redução de seção que forma um efeito

venturi. Este tipo de tiragem é, também,

denominado de tipo Prat;

• Direta - Este tipo constitui o sistema mais

difundido nos geradores de vapor, em

razão do seu alto rendimento e por usar

chaminés convencionais. Ele utiliza um

exaustor instalado na base da chaminé

que aspira os gases de combustão no

conduto de alimentação da chaminé,

descarregando-os em um ponto acima. O

tubo de injeção dos gases não é intrusivo;

• Tiragem mista - É uma combinação da

tiragem forçada e induzida, sendo os

sistemas dotados para grandes

instalações, providas de grelas mecânicas


ou pré-aquecedores de ar. Este sistema é

constituído por um ventilador que vence as

perdas de carga do circuito de ar (pré-

aquecedor) e um exaustor que vence as

perdas do circuito de gases da câmara de

combustão até a chaminé. Este sistema

permite a operação em qualquer nível de

pressão interior da instalação. Contudo,

são preferíveis pressões inferiores à

atmosférica, que impedem o escape dos

gases de combustão em qualquer ponto

abaixo da chaminé. Isto é particularmente

importante sob o aspecto de segurança.

As chaminés possuem um sistema de controle de

descarga, automático ou manual, geralmente

registros de controle, que regulam o escoamento

dos gases de acordo com a combustão desejada,

visto que a combustão é dimensionada para a

descarga máxima. Isto é feito variando-se a seção

de passagem dos gases pelos condutos, de forma

a garantir a circulação, entrada de ar e perfeita

combustão. Os registros mais utilizados são do

tipo venezianas múltiplas que proporcionam perda

de carga proporcional à redução da seção.


Ë aconselhável que, durante a parada anual de

manutenção das instalações, seja feita a medição

da espessura da parede da chaminé no caso de

chaminé de aço, ao longo de todo o seu

comprimento e em pelo menos dois pontos em

um mesmo perímetro. Geralmente, esta

verificação é feita com medidor de espessura

eletromagnético. É aconselhável que a medição

seja efetuada sempre nos mesmos pontos, o que

possibilitará desenvolver um plano de manutenção

preditiva e programar sua manutenção ou

substituição com antecedência.

Analogamente, é aconselhável a verificação da

temperatura da parede externa das chaminés. Isto

pode ser feito com sistema de infravermelho ou

mediante a pintura da chaminé com tinta

anticorrosiva, que altera sua cor quando a

temperatura atinge determinados valores.

Também equipamentos auxiliares como

ventiladores e exaustores devem ser

inspecionados sob o aspecto da manutenção

preditiva. Nestes equipamentos, o mais comum é

efetuar medições de vibração e de temperatura

dos mancais. Estas medições podem ser

periódicas ou em tempo real através de um

sistema informatizado supervisório.

IV. MANUTENÇÃO PREVENTIVA

As principais manutenções preventivas

relacionadas com chaminés e seus equipamentos

auxiliares referem-se à manutenção da perda de

carga em níveis aceitáveis de forma a evitar

redução na descarga dos gases de combustão.

Nas chaminés sem revestimento, é muito comum

haver corrosão de dentro para fora, e somente um

bom controle do processo de combustão e a

utilização de combustíveis com baixo teor de

enxofre podem reduzir a taxa de emissão de NOx

e Sox que, em contato com vapor d'água, formam

ácido que atacam o metal da chaminé.

Para prevenir a corrosão atmosférica sobre a

parede externa da chaminé é recomendada a

aplicação anual de tinta anticorrosiva específica


para superfícies que operam em altas

temperaturas. Neste caso, deve-se seguir a risca

as recomendações dos fabricantes deste tipo de

tinta, tomando-se cuidado na preparação da

superfície e na aplicação da tinta, o que deve ser

feito por pessoal qualificado. O mesmo se aplica

aos equipamentos auxiliares, tomando-se o

cuidado de, nos motores elétricos, não se aplicar

tinta nova sobre a camada antiga, de tal forma

que reduza a transmissão de calor através da sua

carcaça.

Caso a chaminé apresente aumento na perda de

carga, é aconselhável fazer uma inspeção de

avaliação da espessura da camada de fuligem

depositada na sua parede interna, que deve ser

removida com cuidado para não danificar a

proteção existente.

No caso de chaminés revestidas, deve-se fazer

um controle da espessura e do estado físico do

revestimento. No caso de haver problemas com o

revestimento, isto pode ser detectado através de

medição de temperatura da parede externa.


Normalmente se detecta a necessidade de

manutenção corretiva nas chaminés quando se

visualizam furos ou quando as leituras fornecidas

pelos instrumentos mencionados indiquem a

necessidade de intervenção. Pode ocorrer que as

chaminés com degraus comecem a perdê-los,

sendo um forte indicativo, para aquelas empresas

que não investiram na prevenção, que a chaminé

apresenta problema estrutural. Geralmente,

quando isto ocorre, toda a chaminé está

comprometida, não sendo aconselhável que se

efetuem pequenos remendos, mas sim

providencie a sua substituição.

As chaminés de grande envergadura são

sustentadas, também, por tirantes que devem ser

anualmente checados quanto ao seu estado de

conservação, pois a ruptura de um destes tirantes

em um vendaval pode destruir a chaminé.

Nos equipamento auxiliares, como ventiladores e

exaustores, pode ocorrer necessidade de

intervenção não programada. Normalmente, trata-

se de problemas nos mancais por lubrificação

deficiente. Este é o motivo pelos quais

equipamentos de grande responsabilidade são

continuamente monitorados, inclusive com

alarmes.

Estas manutenções de emergência requerem a

parada de operação das instalações pelo tempo

que for necessário ao seu reparo, pois,

normalmente, em sistemas de geração de

potência, são empregados equipamentos de

grande porte que não têm sobressalentes.

No caso dos tirantes, não é permitido que eles

falhem, porque isto dar-se-á na situação mais

crítica do ponto de vista de comprometimento da

chaminé. Contudo, caso isto ocorra sem danos à

chaminé, ele deve ser substituído imediatamente

e nunca emendado.

Independente do tipo de chaminé, visualmente se

detecta o início do processo de deterioração nas

bordas da saída dos gases para a atmosfera,

porque nesta região há maior formação de ácidos.


Sempre que isto for verificado, deve-se proceder o

reparo na próxima parada da instalação.


A vida útil das chaminés de aço não revestidas

depende diretamente da qualidade dos gases de

combustão e da disponibilidade da instalação, ou

seja, nas paradas muito longas há condensação

de vapor d'água na parede interna da chaminé,

elevando-se a taxa de corrosão.

Em instalações que queimam óleo combustível, a

vida útil da chaminé é inferior àquela onde se

queima gás natural. Aconselha-se que a vida útil

das chaminés de instalações que queimam óleo

combustível seja de 20 anos e daquelas que

queimam gás natural seja de 30 anos.

A vida útil de ventiladores e de exautores de

tiragem em instalações geradores de vapor é

definida pelo desgaste nos mancais e pela

corrosão das partes internas. Mantidos em boas

condições de manutenção, a vida econômica

recomendada para estes itens seja 20 anos.

REFERÊNCIAS

[1] Flores, Valadão; Apostila do curso de

engenharia mecânica da Escola Federal de

Engenharia de Itajubá.


Chave (Sistema de Distribuição)

RESUMO

Chave é o dispositivo destinado a fechar ou abrir

um circuito elétrico, entre limites estabelecidos de

tensão e de corrente, nunca excedentes às

condições normais do circuito. A aplicação de

chaves no sistema de distribuição tem como

principais finalidades: a proteção dos mesmos, a

possibilidade de divisão e manobra de circuitos.

Os principais tipos de chaves encontrados no

sistema de distribuição são: chaves faca, chaves-

fusíveis e chaves a óleo. Existem diversos tipos

de chaves de faca e respectivas combinações:

unipolar, multipolar, uma direção, duas direções,

com base própria e ligações na face anterior, etc.

A chave-fusível é o dispositivo constituído de um

porta-fusível e demais partes destinadas a receber

um elo-fusível, que é um peça facilmente

substituível, composta de um elemento sensível a

passagem de sobrecorrentes. As chaves a óleo

podem ser utilizadas para energização e

desenergização de bancos de capacitores, estas

chaves ficam imersas em um tanque com um óleo

isolante para possibilitar sua operação em carga.

No sistema de distribuição são utilizados os

seguintes métodos de inspeção: total ou poste-a-

poste, setorial e por amostragem. Segundo os

critérios vigentes, são executados os seguintes

tipos de inspeção nas redes e linhas de

distribuição: inspeção visual e instrumental. Como

as chaves geralmente operam quando há uma

corrente insignificante passando por seus

terminais, com exceção das chaves a óleo, este

equipamento terá sua vida útil beneficiada pelo

fato de não estar operando sob condições de

grandes arcos elétricos que contribuem para o

maior desgaste do mesmo. Levando isso em

consideração, juntamente com o rápido

desenvolvimento de equipamentos de medição

muito mais precisos e eficientes, pode-se estimar

uma vida útil econômica de 15 anos para as

chaves aplicadas no sistema de distribuição.

I. INTRODUÇÃO

Chave é o dispositivo destinado a fechar ou abrir

um circuito elétrico, entre limites estabelecidos de

tensão e de corrente, nunca excedentes às

condições normais do circuito.

A aplicação de chaves no sistema de distribuição

tem como principais finalidades: a proteção dos

mesmos, a possibilidade de divisão e manobra de

circuitos.

Os principais tipos de chaves encontrados no

sistema de distribuição são: chaves faca, chaves-

fusíveis e chaves a óleo.

As principais normas técnicas brasileiras

relacionadas são:

• NBR8124 – Chaves fusíveis de distribuição

(classe 2) (11/1990): Fixa condições

exigíveis para chaves fusíveis de

distribuição tipo expulsão simples na

direção dos contatos articulados de


abertura automática, para instalação

externa e tensão máxima do equipamento

até 38 kV;

• NBR5381 – Chaves de faca, tipo

seccionadora, não blindadas para baixa

tensão (12/1981): Fixa método pelo qual

devem ser ensaiadas as chaves de faca,

tipo seccionadora, não blindadas para

baixa tensão;

• NBR10860 – Chaves tripolares para redes

de distribuição - Operação em carga

(06/1989): Fixa condições e requisitos

mínimos exigíveis de chaves tripolares

para redes de distribuição, operação em

carga, 60 Hz, para instalação interna e

externa para tensões nominais de 1,2 kV

até 36,2 kV, inclusive. Aplica-se, também,

aos dispositivos de operação dessas

chaves e aos seus equipamentos

auxiliares;

• NBR5355 – Chaves de faca, tipo

seccionadora, não blindadas para baixa

tensão (09/1981): Fixa características

exigíveis no recebimento de chaves de

faca tipo seccionadora para baixa tensão

(não blindadas), para uso obrigatório,

destinadas a circuitos de não mais de

600V ou de 6000A;


II.1. CHAVES DE FACA

Existem diversos tipos de chaves de faca e

respectivas combinações: unipolar, multipolar,

uma direção, duas direções, com base própria e

ligações na face anterior, com base própria e

ligações na face posterior, sem base própria, sem

porta-fusíveis, com porta fusíveis, sem interrupção

rápida e com interrupção rápida.

A chave de faca é composta das seguintes partes:

• Base: deve ser de material isolante, de boa

resistência mecânica, incombustível e

resistente à umidade;

• Partes condutoras de corrente: as lâminas,

as garras, os terminais e as peças de

montagem devem ser de cobre, devem ter

resistência mecânica adequada, assim

como seção reta transversal e área de

contato suficientes para evitarem elevação

de temperatura superior a 30 °C quando

conduzindo a corrente nominal da chave;

• Articulação e lâminas: as dimensões das

lâminas devem seguir o indicado nas

normas e a articulação, quando

empregada também como parte condutora

de corrente, deve ser dotada de arruelas

de pressão, pressas por contra-porca, pino

ou equivalente;

• Travessas: a travessa das chaves deve

ficar presa a todas as lâminas, de maneira

a não ser possível afrouxamento, giro ou

torção;

• Terminais: fazem a ligação dos condutores

do circuito da instalação, com dimensões

correspondentes aos valores nominais das

mesmas.

II.2. CHAVES-FUSÍVEIS

A chave-fusível é o dispositivo constituído de um

porta-fusível e demais partes destinadas a receber

um elo-fusível, que é um peça facilmente

substituível, composta de um elemento sensível a

passagem de sobrecorrentes.


Por ocasião da circulação de sobrecorrente em

uma chave-fusíveo, devido ao efeito térmico, o

elemento fusível se funde, interrompendo o

circuito. A alta temperatura do arco provoca a

queima e a decomposição parcial do revestimento

interno do cartucho, gerando gases que

interrompem o arco no instante de corrente nula.

A pressão dentro do cartucho aumenta em função

dos incrementos de temperatura e a geração dos

gases cria condições dentro do tubo que ajudam a

desionizar o caminho do arco. A pressão exercida

também ajuda a manter a condição de circuito

aberto, uma vez que as partículas ionizadas

forçam a abertura das extremidades do cartucho

sendo expelidas em seguida.

A chave-fusível é composta das seguintes partes:

• Elo-fusível: é a parte de uma chave-fusível

destinada a ser substituída depois de sua

operação;

• Elemento fusível: é a parte de um elo-

fusível que se funde ou se rompe quando a

chave-fusível opera;

• Cartucho: é a parte móvel removível de

uma chave-fusível destinada a receber um

elo-fusível, mas não incluindo este;

• Tubo: é uma peça cilíndrica de material

isolante, constituinte do cartucho e

destinado a extinguir o arco através dos

gases formados pelo mesmo;

• Tubinho de elo-fusível: é o tubo de material

isolante que envolve o elemento fusível,

utilizado para elos-fusíveis de corrente

nominal até 100 A;

• Porta-fusível: é a parte fixa de uma chave-

fusível provida com terminais para

conexão a um circuito exterior, destinada a

fixar o cartucho com o elo-fusível;

• Indicador: é a parte de uma chave-fusível

destinada a dar, no próprio local, uma

indicação de que a chave operou.

II.3. CHAVES A ÓLEO

As chaves a óleo podem ser utilizadas para

energização e desenergização de bancos de

capacitores, estas chaves ficam imersas em um

tanque com um óleo isolante para possibilitar sua

operação em carga.

Sua especificação para chaveamento de

capacitores deve ser feita com base na

comparação entre as seguintes características da

chave e as correspondentes do sistema no ponto

considerado, para verificação de compatibilidade:

• Tensão máxima nominal;

• Freqüência nominal;

• Freqüência nominal transitória de inrush;

• Corrente nominal de regime permanente;

• Corrente nominal de chaveamento

capacitivo;

• Corrente nominal simétrica de fechamento

(em curto-circuito);

• Corrente nominal assimétrica de

fechamento (em curto-circuito);

• Corrente nominal transitória de fechamento

com alta freqüência (inrush);

• Corrente nominal assimétrica

momentânea;

• Corrente nominal simétrica em meio

segundo;

• Corrente nominal simétrica em um

segundo;

• Tensão nominal de impulso.


Na figura abaixo é possível observar o uso das

três chaves:


PREVENTIVA


seguintes métodos de inspeção:

• Total ou poste-a-poste: devem ser

vistoriados todos os postes da rede ou

linha de distribuição;

• Setorial: devem ser vistoriados os

componentes específicos da rede ou da

linha de distribuição, como por exemplo, as

chaves, etc.;

• Por amostragem: deverão ser vistoriados

apenas alguns postes (pertencentes à

amostra pré-selecionada) do total de

postes instalados na rede ou linha de

distribuição.

Segundo os critérios vigentes, são executados os

seguintes tipos de inspeção nas redes e linhas de

distribuição:

III.1. INSPEÇÃO VISUAL

Deverão ser observados os seguintes pontos:

• A posição na cruzeta;

• Integridade do circuito;

• Condições da ferragem de fixação, da

porcelana, do cartucho porta-fusível, do

conector, do contato (caso da chave-

fusível);

• Condições de ferragem de fixação, da

base, dos isoladores, das lâminas dos

terminais (caso da chave-faca);

• Conexões frouxas e ajustes.

Para as chaves a óleo deverão ser verificados:

• Vazamento de óleo, estanqueidade à

infiltração de umidade;


• Nível do óleo;

• Número de operações;

• Posição da alavanca (ligada ou desligada);

• Integridade das buchas e da ligação a

terra.

III.2. INSPEÇÃO INSTRUMENTAL

Dentre os critérios vigentes, são os seguinte os

tipos de inspeção instrumental:

• Inspeção com o termovisão aplicada nos

terminais de chaves;

• Inspeção com termodetector;

• Inspeção de radiointerferência em chaves

de manobra e chaves-fusíveis;

• Inspeção através de medição de

grandezas elétricas.


Como as chaves geralmente operam quando há

uma corrente insignificante passando por seus

terminais, com exceção das chaves a óleo, este

equipamento terá sua vida útil beneficiada pelo

fato de não estar operando sob condições de

grandes arcos elétricos que contribuem para o

maior desgaste do mesmo.

Levando isso em consideração, juntamente com o

rápido desenvolvimento de equipamentos de

medição muito mais precisos e eficientes, pode-se

estimar uma vida útil econômica de 15 anos para

as chaves aplicadas no sistema de distribuição.

REFERÊNCIAS

[1] Manutenção e Operação de Sistemas de

Distribuição – Volume 4. Editora Campus /

Eletrobrás, 1982.

[2] Manual de Construção de Redes – Volume 6.

Editora Campus / Eletrobrás, 1988.

[3] Proteção de Sistemas Aéreos de Distribuição –

Volume 2. Editora Campus / Eletrobrás, 1982.


Chave (Sistema de Transmissão)

RESUMO

As chaves podem desempenhar nas subestações

diversas funções, sendo a mais comum de

seccionamento de circuitos por necessidade

operativa, ou por necessidade de isolar

componentes do sistema (equipamentos ou

linhas) para realização de manutenção nos

mesmos. Estes equipamentos devem ter uma

suportabilidade entre terminais às solicitações

dielétricas de forma que o pessoal de campo

possa executar o serviço de manutenção em

condições adequadas de segurança. Podem ser

classificadas de acordo com suas características e

funções que desempenham nas subestações de

alta tensão: seccionadoras, chaves de terra,

chaves de operação em carga, chaves de

aterramento rápido. São muitos os fatores que

influem na escolha do tipo de seccionador ser

usado: nível de tensão e esquema de manobra da

subestação, limitações de área ou de

afastamentos elétricos, função desempenhada,

etc. O mecanismo de operação dos seccionadores

pode ser: manual, feita através de uma manivela

(ou volante) localizada na base do seccionador;

motorizada, feita por um mecanismo que, através

de hastes, comanda a operação conjunta dos três

pólos ou por mecanismos independentes para

cada pólo do seccionador. De uma maneira geral,

a manutenção preventiva dos equipamentos de

manobra verifica a integridade de seus três

componentes fundamentais: o sistema de

isolamento, a parte condutora nas chaves; o

mecanismo de acionamento. As principais tarefas

de manutenção com o equipamento energizado

são: verificação de trincas nos isoladores de

porcelana, corrosão em componentes,

desalinhamento entre lâminas móveis de

seccionadores na posição aberta. Como as

chaves geralmente operam quando há uma

corrente insignificante passando por seus

terminais, com exceção da chave de operação em

carga, este equipamento terá sua vida útil

beneficiada pelo fato de não estar operando sob

condições de grandes arcos elétricos que

contribuem para o maior desgaste do mesmo.

Levando isso em consideração, pode-se estimar

uma vida útil econômica de 30 anos para as

chaves aplicadas no sistema de transmissão.

I. INTRODUÇÃO

As chaves podem desempenhar nas subestações

diversas funções, sendo a mais comum de

seccionamento de circuitos por necessidade

operativa, ou por necessidade de isolar

componentes do sistema (equipamentos ou

linhas) para realização de manutenção nos

mesmos.

As chaves devem ter uma suportabilidade entre

terminais às solicitações dielétricas de forma que

o pessoal de campo possa executar o serviço de

manutenção em condições adequadas de

segurança.


Na seleção e adequada utilização das chaves em

sistemas de alta-tensão, devem ser observadas

as características do sistema em que elas serão

aplicadas e a função que devem desempenhar.

As chaves podem ser classificadas de acordo com

suas características e funções que desempenham

nas subestações de alta tensão:

• Seccionadoras: não podem operar em

carga; servem para contornar (baipassar) e

isolar equipamentos, como disjuntores e

capacitores série, para a execução de

manutenção ou por necessidade operativa

e manobrar circuitos entre os barramentos

de uma subestação;

• Chaves de terra: servem para aterrar

componentes do sistema em manutenção

ou linhas de transmissão, barramentos ou

bancos de capacitores em derivação;

• Chaves de operação em carga: servem

para abrir e/ou fechar determinados

circuitos em carga e manobrar bancos de

reatores e de capacitores;

• Chaves de aterramento rápido: necessitam

de tempos de fechamento extremamente

rápidos, exigindo quase sempre

acionamento por explosivos; servem para

aterrar determinados componentes

energizados, normalmente com o objetivo

de provocar uma falta intencional na rede,

de forma a sensibilizar os sistemas de

proteção.

A principal norma técnica brasileira relacionada é:

• NBR6935 – Seccionador, chaves de terra

e aterramento rápido (01/1985): Fixa

condições exigíveis e ensaios referentes a

seccionadores, chaves de terra e de

aterramento rápido a serem utilizados em

instalações internas e externas, para

tensões acima de 1000 V e à freqüência

industrial, bem como a seus dispositivos

de operação e seus equipamentos

auxiliares;


II.1. SECCIONADORES E CHAVES DE TERRA

Há diversos tipos construtivos de seccionadores

normalmente utilizados em subestações de

EAT/UAT:

• Abertura lateral;

• Abertura vertical;

• Vertical reverso;

• Dupla abertura;

• Semi-pantográfico horizontal;

• Semi-pantográfico horizontal e vertical;

• Abertura central;

• Semi-pantográfico vertical;

• Pantográfico.

São muitos os fatores que influem na escolha do

tipo de seccionador ser usado: nível de tensão e

esquema de manobra da subestação, limitações

de área ou de afastamentos elétricos, função

desempenhada, etc. Sendo que é possível

fornecer determinadas características de alguns

seccionadores que podem influenciar na escolha

do tipo a ser utilizado:

• Os seccionadores de abertura lateral e de

abertura central acarretam espaçamentos

entre eixos de fases maiores que os

demais, para manter o espaçamento fase-

fase especificado;


• O seccionador de dupla abertura é crítico

para tensões maiores que 345 kV, pois as

lâminas tornam-se muito longas e tendem

a sofrer deformações principalmente nos

esquemas de manobra em que

determinados seccionadores operam

normalmente abertos;

• Os seccionadores pantográficos, semi-

pantográficos e verticais reversos

apresentam a vantagem de economia de

área, os três pólos não precisam

necessariamente estar alinhados como

nos tipos de seccionadores com

acionamento conjunto dos pólos e as

fundações são menores. Eventualmente os

seccionadores pantográficos podem

apresentar maior freqüência de

manutenção para o ajuste das

articulações. Estes tipos de seccionadores

apresentam maior utilização como

seccionadores de by-pass e como

seccionadores seletores de barra.

Seccionadores de EAT (242 a 550 kV) e de UAT

(≥ 800 kV), se tiverem lâminas de terra, estas

devem ficar localizadas no terminal de articulação

a fim de se evitar formação de corona nos

contatos das lâminas principais quando o

seccionador está aberto com um terminal

energizado e o outro aterrado. Da mesma forma,

os seccionadores isoladores dos disjuntores

devem ter o terminal de articulação localizado do

lado disjuntor.

Os acessórios normalmente solicitados em

especificações de seccionadores e chaves de

terra são:

• Conectores para fixação de tubos ou

cabos aos terminais dos seccionadores;

• Concectores de aterramento para fixação

dos cabos de aterramento à base dos

seccionadores;

• Indicador de posição das lâminas (aberta

ou fechada);

• Dispositivos de intertravamento entre os

mecanismos de comando manual e

motorizado das lâminas dos

seccionadores;

• Dispositivos de intertravamento entre as

lâminas principais e as de terra;

• Botoeiras, termostatos, lâmpadas

indicadoras, contadores de operação, etc.

para o mecanismo de operação

motorizado.

O mecanismo de operação dos seccionadores

pode ser:

• Manual: feita através de uma manivela (ou

volante) localizada na base do

seccionador;

• Motorizada: feita por um mecanismo que,

através de hastes, comanda a operação

conjunta dos três pólos ou por

mecanismos independentes para cada

pólo do seccionador.

II.2. CHAVES DE OPERAÇÃO EM CARGA

A chave de operação em carga é utilizada em

substituição ao disjuntor em operações de

interrupção ou de restabelecimento de correntes

significativas como, por exemplo, nos

chaveamentos de grandes bancos de capacitores,

de reatores ou de filtros de harmônicos em

subestações conversoras de corrente.


A decisão de utilização deste tipo de chave deve

ser baseada em considerações técnicas e

econômicas:

• Avaliação da capacidade de interrupção da

chave para a corrente nominal capacitiva

ou indutiva correspondente à potência do

banco, ou de limitação da corrente de

inrush durante a energização do banco.

Estas chaves não são utilizadas para as

correntes de falta nos bancos;

• Comparação do custo da chave de

operação em carga em relação ao custo

do disjuntor.

As chaves de operação em carga são constituídas

basicamente de um seccionador com dispositivos

de interrupção de corrente e, eventualmente, com

dispositivos de limitação de corrente (resistores)

no fechamento. O número de unidades de

interrupção em série, da mesma forma que nos

disjuntores, depende da corrente a ser

interrompida e dos requisitos de tensão de

restabelecimento transitória.

A seqüência de operação destas chaves na

abertura consiste inicialmente na interrupção da

corrente pela unidade de interrupção e posterior

abertura da lâmina principal. Seqüência de

fechamento da chave: fechamento de contatos da

unidade de interrupção e posterior fechamento a

alta velocidade da lâmina principal.

A manutenção destas chaves é mais simples e

rápida que a de disjuntores, bastando a

substituição da unidade de interrupção (SF6). Se

os critérios de segurança de manutenção o

permitirem, a reposição da unidade de interrupção

poderá ser realizada simplesmente com a

abertura da lâmina principal da chave. Caso

contrário, haverá a necessidade de um

seccionador ou de um elo removível para isolar a

chave de operação em carga antes da

manutenção.

A chave de operação em carga é normalmente

projetada para uma freqüência de operação

(abertura/fechamento) de duas ou mais vezes por

dia. Algumas concessionárias americanas

especificam 5000 operações antes da reposição

de qualquer componente da chave, sendo que há

algumas que citam 10000 operações.


PREVENTIVA

A periodicidade da manutenção preventiva é

função, principalmente, de suas condições de

operação: tipo de circuito a ser chaveado,

freqüência com que são operados, intensidade

das correntes interrompidas, etc.; bem como de

outros fatores secundários, tais como condições

climáticas, histórico do equipamentos, etc.

De uma maneira geral, a manutenção preventiva

dos equipamentos de manobra verifica a

integridade de seus três componentes

fundamentais:

• O sistema de isolamento;

• A parte condutora nas chaves;

• O mecanismo de acionamento.

As principais tarefas de manutenção com o

equipamento energizado são:

• Verificação de trincas nos isoladores de

porcelana;

• Corrosão em componentes;


• Desalinhamento entre lâminas móveis de

seccionadores na posição aberta.

Este tipo de manutenção pode ser realizado como

um procedimento da rotina de trabalho dos

responsáveis pela operação das subestações.

A manutenção preventiva inclui, além das

inspeções externas realizadas com o equipamento

energizado, outras atividades que também têm

função de assegurar a operação satisfatória e

contínua dos equipamentos. Existem ensaios

cujos resultados auxiliam na avaliação do estado

ou comportamento de um componente ou de um

conjunto de componenetes sujeitos a desgaste.

Este procedimentos requerem que o equipamento

esteja desenergizado, indisponível para o sistema

no qual está instalado. Os principais ensaios de

manutenção são:

• Ensaios de isolamento;

• Ensaios de resistência de contato;

• Verificação dos tempos de operação;

• Ajustes e lubrificação do mecanismo de

acionamento e verificações gerais


Hoje em dia, já se dispõe de métodos bastante

eficientes na detecção de falhas e na solução das

mesmas, o que vem colaborar em muito com a

realização de manutenções preventivas.

Como as chaves geralmente operam quando há

uma corrente insignificante passando por seus

terminais, com exceção da chave de operação em

carga, este equipamento terá sua vida útil

beneficiada pelo fato de não estar operando sob

condições de grandes arcos elétricos que

contribuem para o maior desgaste do mesmo.





as chaves aplicadas no sistema de transmissão.

REFERÊNCIAS

[1] A.C.C. de Carvalho, et al. Disjuntores e Chaves

– Aplicação em Sistemas de Potência. Editora da

Universidade Federal Fluminense, 1995.

[2] A. D’Ajuz, et al. Equipamentos Elétricos –

Especificação e Aplicação em Subestações de

Alta Tensão. Furnas, 1985.


Compensador de Reativos

RESUMO

Uma demanda crescente de energia que ofereça

elevada segurança no fornecimento, porém

mantendo uma reserva favorável sob o ponto de

vista de custo, exige a instalação de sistemas

eficientes de transmissão e distribuição. A

compensação de reativos em redes de

transmissão e sistemas interligados visa atender

as crescentes exigências de uma transmissão de

energia elétrica com elevada segurança e

qualidade. Para isso, são utilizados os

compensadores de reativos. De acordo com as

necessidades de projeto e as características do

sistema, existem diferentes configurações e

equipamentos que podem ser utilizados para a

compensação de reativos. De uma maneira geral,

existem duas formas possíveis de compensação

de potência reativa, além da própria potência

reativa do gerador: a compensação paralela e a

compensação série. A compensação paralela é

feita através de unidades reguladas ou chaveadas

ligadas em paralelo com o sistema de transmissão

em determinados pontos da rede, enquanto a

compensação série é feita com a instalação de

elementos de potência reativa em série na linha

de transmissão. Considerando-se as diferenças

construtivas e operativas das diversas

possibilidades de circuitos e equipamentos que

podem ser empregados para a compensação de

reativos, pode-se estimar a vida útil econômica

dos compensadores de reativos em 30 anos.

I. INTRODUÇÃO

Um sistema interligado é composto, basicamente,

da geração, transmissão e distribuição de

potência que englobam as linhas de transmissão,

cabos, transformadores, equipamentos de

manobra, etc., e dos consumidores que

correspondem às cargas do sistema elétrico.

A transmissão e distribuição têm a função de

interligar a geração aos consumidores. Como as

cargas absorvem tanto potência ativa e reativa, o

sistema de transmissão comporta-se de forma não

ideal.

No caso de transmissão de potência, tanto nas

linhas de transmissão, quanto nos

transformadores e cabos, há perdas de potência

ativa e necessidade de potência reativa - indutiva

ou capacitiva, a qual, em parte, deve ser

compensada de modo a equilibrar o balanço de

potência reativa.

O sistema de transmissão também reage

dinamicamente às variações do equilíbrio de

potência ativa e reativa. Tanto o excesso quanto a

falta de potência reativa têm grande influência

sobre a tensão da rede, bem como sobre o seu

perfil. Grandes diferenças de tensão em diferentes

pontos da rede têm efeitos sobre o fluxo de carga

e podem sobrecarregar as linhas ou cabos acima

da sua capacidade térmica. O equilíbrio de

potência reativa, nesse caso, pode ser atingido


através da compensação adicional de potência

reativa no sistema interligado.

II. FORMAS DE COMPENSAÇÃO DE

POTÊNCIA REATIVA

A compensação de potência reativa pode ser

realizada pela compensação série e paralela,

além da própria potência reativa do gerador.

II.1. COMPENSAÇÃO PARALELA

Compensação paralela é aquela na qual a

compensação de potência reativa realiza-se

através de unidades reguladas ou chaveadas,

ligadas em paralelo com o sistema de transmissão

em determinados pontos da rede.

Usualmente utiliza-se a compensação chaveada –

reatores, banco de capacitores ou filtros, com

equipamentos de manobra convencionais, de

modo a atingir os seguintes objetivos:

• Solução econômica.

• Diminuição de fluxos de potência reativa

indesejáveis no sistema de transmissão e

conseqüente diminuição das perdas de

transmissão.

• Manutenção da potência de transmissão

definida no contrato, considerando-se o

balanço de potência reativa.

• Compensação direta de instalações

retificadoras, como sistemas de

transmissão em corrente contínua, e redes

de cabos.

Por outro lado, a compensação regulada tem a

vantagem de possibilitar uma rápida regulação

dinâmica, mantendo-se o balanço de potência

reativa dentro de um limite estreito. Os sistemas

usados são os compensadores síncronos rotativos

ou os compensadores estáticos (CE).

O compensador síncrono nada mais é do que uma

máquina síncrona com características de

operação especiais. Através do controle da

excitação, pode-se colocar o compensador para

operar como fonte de reativo para o sistema –

sobre excitado, ou como sorvedouro de reativo do

sistema – sub excitado. Para maiores detalhes,

ver o artigo “Gerador”.

Na figura 1 é apresentado um esquema unifilar

básico de um compensador estático para

instalação em sistemas de alta tensão.

2 4 4 3

1

Figura 1 – Esquema unifilar básico de um

Compensador Estático

O sistema é composto por ramos de Reatores

Regulados por Tiristores (RRT) e ramos de

Capacitores Chaveados a Tiristores (CCT), que

permitem variar continuamente a potência reativa

indutiva ou ligar (desligar) a potência reativa

capacitiva instalada, respectivamente. Os

harmônicos gerados são absorvidos por filtros

instalados em paralelo com o ramo RRT. A

potência é transferida através do transformador.


O compensador estático desempenha,

principalmente, as seguintes funções:

• Regulação de tensão.

• Regulação de potência reativa.

• Limitação de sobretensões a freqüência

industrial.

• Melhoria da estabilidade, e

• Amortecimento de oscilações de potência.

Funções suplementares da compensação

estática, tais como:

• Influência sobre o fluxo de potência reativa

na rede.

• Aumento da capacidade de transmissão

das linhas.

• Redução da instabilidade de tensão.

• Influência na carga através de mudanças

na tensão de alimentação, e

• Amortecimento de ressonâncias

subsíncronas.

Influenciam diretamente na operação do sistema

elétrico, pois através da regulação de tensão

podem agir sobre o fluxo de potência reativa em

sistemas malhados. Com isso, as perdas nas

linhas de transmissão podem ser minimizadas e

sua capacidade de carga aumentada.

II.2. COMPARAÇÃO ENTRE COMPENSADORES

SÍNCRONOS E ESTÁTICOS

A capacidade de absorção de um compensador

síncrono é, normalmente, da ordem de 60% da

sua capacidade nominal de geração. Da mesma

forma que os geradores, a sua capacidade de

sobrecarga é bastante razoável.

Os compensadores estáticos se tornaram grandes

competidores dos compensadores síncronos,

principalmente em relação ao custo. O

compensador síncrono ainda encontra espaço em

aplicações onde é importante elevar o nível de

curto-circuito, como, por exemplo, junto a

estações inversoras de HVDC.

Características dos compensadores estáticos que

podem ser consideradas como vantagem:

• Menor custo.

• Menores perdas.

• Menor manutenção.

• Maior confiabilidade (acima de 96% de

disponibilidade contra 90% do

compensador síncrono).

• Tempo de resposta mais rápido.

• Controle trifásico ou monofásico.

• Ausência de inércia.

• Impossibilidade de se auto-excitar.

Características que podem ser consideradas

como desvantagem:

• A capacidade máxima de geração de

reativo é proporcional ao quadrado da

tensão e, portanto, pode ser reduzida em

tensões baixas.

• A maioria dos esquemas de

compensadores estáticos gera harmônico.

A não contribuição para a potência de curto-

circuito pode ser considerada vantagem ou

desvantagem, dependendo do caso.


II.3. COMPENSAÇÃO SÉRIE

A compensação série é feita com a instalação de

elementos de potência reativa em série na linha

de transmissão.

Essencialmente são utilizados capacitores série

cujas funções são:

• Redução da queda de tensão na linha em

condições de operação.

• Aumento da capacidade de carga das

linhas de transmissão.

• Influência sobre os fluxos de potência em

linhas ou redes em paralelo.

• Redução das oscilações de tensão dentro

de certos limites no caso de variação de

potência e.

• Diminuição do ângulo de transmissão e

conseqüente aumento da estabilidade da

transmissão.

Na figura 2 é apresentado o esquema unifilar

básico de uma instalação de compensação série.

MOV1 MOV2

FS1 FS2

LS1

C1 C2

LS2

D2D1

Figura 2 –Compensação Série Convencional

O banco série completo é formado por bancos

parciais Ci ligados em série. Através de um

disjuntor em paralelo (LS), cada banco parcial

pode ser curto-circuitado, permitindo assim a

compensação da linha em diversos estágios.

De acordo com o grau de compensação usado e

na ocorrência de uma falta, podem surgir

correntes de curto-circuito muito superiores

àquelas que apareciam caso não houvesse

compensação, causando elevadas quedas de

tensão nos capacitores série. Neste caso, os gaps

(FS) ou pára-raios (MOV) em paralelo servem

justamente para proteger os bancos parciais.

Outro arranjo possível é mostrado na figura 3.

L RV

LS

C1

Figura 3 – Compensação Série Avançada

Neste caso, os gaps e pára-raios são substituídos

por um ramo RRT, sendo que os tiristores

assumem a capacidade de controle rápido do gap.

Com um dimensionamento adequado, uma

instalação de compensação série pode ser

regulada dentro de limites definidos.

Desse modo, em redes com compensação série,

o fluxo de potência pode ser ajustado de acordo

com o desejado. Além disso, a proteção contra

sobretensões permanece disponível.

A utilização da compensação série – convencional

ou avançada, em um sistema de transmissão,

permite ainda a utilização das linhas de

transmissão até o seu limite térmico.


III. TIPOS E APLICAÇÕES

Dentre as possibilidades de aplicação da

compensação série ou paralela, pode-se destacar:

III.1. CAPACITOR

zE U

Indicado para suporte de tensão no caso de carga

pesada.

III.2. REATOR

zE U

Compensador de reativos no caso de carga leve,

limitando as sobretensões temporárias.

III.3. COMPENSADOR ESTÁTICO

zE USVC

Utilizado para regulação de tensão e potência

reativa e bom para amortecimento de oscilações

da rede e estabilidade da rede.

Elemento de Compensação

Potência de Curto-circuito

Influência na Tensão

Ãngulo de Transmissão

Tensão após Rejeição de

Carga

Capacitor Pouca influência Aumenta tensão Nova influência Elevada

Reator Pouca influência Diminui tensão Pouca influência Baixa

Compensador Estático Pouca influência Regulação Pouca freqüência

Limitação através da regulação

Capacitor Série Aumento Muito bom Pequeno Pequena

Reator Série Diminuição (Muito) pequena (Muito) grande (Muito) elevada Tabela 1 – Tipos de Compensação de Potência Reativa

III.4. CAPACITOR SÉRIE

zE U

Utilizado em linhas de transmissão longas com

elevada potência de transmissão.


III.5. REATOR SÉRIE

zE U

Usado em linhas curtas, limitando da potência de

curto-circuito.

Na tabela 1 são apresentadas algumas

características dos diferentes tipos de

compensação de potência reativa.


Os compensadores reativos abrangem uma ampla

gama de equipamentos detalhadamente

apresentados nos respectivos artigos, como

capacitores, reatores e mesmo os compensadores

síncronos que não passam de uma máquina

síncrona operando sob condições especiais.

Portanto, será dada ênfase à manutenção

preventiva aplicada aos compensadores estáticos,

cujo principal componente é a chave estática.

Para se efetuar a manutenção preventiva o

técnico responsável deve ter plenos

conhecimentos da função dos vários estágios que

compõem o compensador estático e também o

princípio de funcionamento de todos os circuitos

de cada estágio, de modo a poder atuar nos

pontos de ajuste corretos, quando for necessário

reconduzir o equipamento às suas condições

normais. Assim, para manter o compensador

estático em perfeitas condições de funcionamento,

deve-se controlar a qualidade dos principais

parâmetros do equipamento, bem como o

desempenho dos estágios de proteção,

sinalização e comando. Os tipos de testes,

verificações e ajustes, bem como sua

periodicidade é função da confiabilidade

estabelecida pelo fabricante do equipamento.

De uma forma geral, pode-se seguir os seguintes

procedimentos:

• Inspeção visual;

• Teste de Lâmpadas;

• Tensão de saída;

• Limpeza interna e externa;

• Testes de operação, de confiabilidade, de

desempenho e de sistema.

V. MANUTENÇÃO CORRETIVA

A qualificação do técnico responsável pela

recuperação do compensador estático deve ser a

mesma adotada para o responsável pela

manutenção preventiva. Deste modo tanto o

conhecimento técnico sobre o equipamento e as

suas características dentro do sistema, como a

interpretação correta do instrumental de teste, dos

medidores do compensador estático e a

interpretação de sinalização, são requisitos

indispensáveis ao técnico responsável pela

recuperação das falhas do compensador estático.

Considerando-se a importância do compensador

estático no sistema para o controle da potência

reativa os procedimentos para manutenção

corretiva podem ser classificados em dois grupos:

• Recuperação do sistema;

• Recuperação do equipamento.

Na recuperação do sistema, a interferência no

equipamento visa repor as condições de

funcionamento do compensador estático como um


todo com a máxima rapidez possível. Este tipo de

interferência se caracteriza pela substituição

completa de um módulo de circuito, onde foi

detectado o defeito, por outro em perfeitas

condições de funcionamento. A recuperação do

módulo defeituoso pode ser feita posteriormente.

Quando o defeito constatado no equipamento não

implica em risco para o sistema, a recuperação do

compensador estático é feita pela substituição

direta do componente defeituoso. Isto caracteriza

uma recuperação do equipamento.

VI. VIDA ÚTIL ECONÔMICA

Conforme visto, várias são as possibilidades de

equipamentos e circuitos para a compensação de

reativos. Enquanto os compensadores síncronos

possuem características de máquinas rotativas, os

compensadores estáticos, como o próprio nome

diz, são formados por componentes estáticos.

Conseqüentemente, as práticas de manutenção

variam significativamente de um tipo de

equipamento para o outro, bem como as

características construtivas e operativas.

Considerando-se esses aspectos, pode-se estimar

a vida útil econômica dos compensadores de

reativos em 30 anos.

REFERÊNCIAS

[1] Christil, N., Sadek, K., Tyll, H., Lemes, M.N.

“Compensação de Reativos em sistemas de

Transmissão”. Revista Siemens, 1991.

[2] Silva, A.F., Barradas, O.C.M.

“Telecomunicações: Sistemas de Energia”. Rio de

Janeiro. Livros Técnicos e Científicos. Embratel,

1980.


Comporta

RESUMO

As comportas utilizadas em Usinas hidrelétricas

desempenham um papel secundário quando

analisamos a produção de energia elétrica, em

que a turbina e o gerador são indiscutivelmente os

equipamentos principais. Apesar disto, as

comportas têm merecido um cuidado todo

especial, uma vez que falhas em sua concepção,

projeto, fabricação, montagem, comissionamento,

operação e manutenção podem pôr em risco a

segurança da turbina ou, até mesmo, da própria

usina, além de que elas devem estar sempre

prontas para garantirem a proteção para a qual

foram projetadas. As comportas são

equipamentos normalmente adquiridos de

fabricantes tradicionais, em que o cliente, sozinho

ou com o auxílio de uma firma projetista, define a

estrutura onde serão instaladas as comportas, os

tipos de comporta a empregar, suas dimensões e

quantidades, os critérios de dimensionamento e

concepção mecânica e elétrica, as normas de

projeto, os materiais, as características do

acionamento, o esquema de pintura e as pré-

montagens a serem executadas em fábrica. Ao

fabricante cabe o cálculo (baseado nas premissas

do cliente), o projeto, e a fabricação, mesclando

sua experiência com os requisitos do cliente, para

oferecer um equipamento robusto, seguro e

eficiente a custo competitivo. Devido a esta

modalidade de aquisição das comportas, a

responsabilidade por ter a usina comportas

robustas, duráveis, bem concebidas, seguras e

eficientes é compartilhada por cliente e fabricante.

Mesmo recebendo o equipamento adequado às

suas necessidades, cabe ao cliente o

estabelecimento de um programa adequado e

abrangente de manutenções preditivas e

corretivas, além da operação correta do

equipamento. Considerando o que foi acima

exposto, recomenda-se uma vida útil econômica

de 30 anos para as comportas.

I. INTRODUÇÃO

A construção de comportas hidráulicas originou-se

nas técnicas de irrigação, abastecimento de água

e navegação fluvial.

Os chineses utilizavam, por volta do ano 983,

troncos de madeira para represar a água. Mais

tarde, os troncos passaram a ser unidos formando

uma peça única que podia ser levantada ou

abaixada como lâmina de uma guilhotina.

O desenvolvimento das comportas na Holanda

seguiu um padrão semelhante ao da China. Ali, no

final do século XIV, as eclusas eram bastante

comuns. As comportas ainda tipo guilhotina

tinham sido equipadas com contrapeso de

chumbo.

O primeiro desenho de uma eclusa data de 1497,

a qual já possuía as características das eclusas

modernas.


A invenção do sistema de eclusa e o primeiro

desenho de uma comporta segmento são

creditados a Leonardo da Vinci.

As primeiras comportas metálicas surgiram por

volta de 1850. Com a virada do século, ocorreram

invenções e um grande desenvolvimento dos tipos

existentes, propiciado pelo desafio da

necessidade da construção de comportas cada

vez maiores.

As primeiras comportas eram rebitadas e de

estrutura treliçada. Com a evolução dos materiais

e da tecnologia de soldagem, a estrutura das

comportas evoluiu, e os rebites foram

abandonados.

O acionamento das comportas que, no principio,

era manual, passou a ser motorizado através de

guinchos mecânicos e mais recentemente partiu-

se para o uso de sistemas óleo-hidráulicos.

O desenvolvimento das comportas se deu a

medida em que se desenvolveram também os

materiais de construção (chapas de aço carbono e

inoxidável, materiais forjados e fundidos e

borrachas de vedação), das normas de projeto,

dos sistemas de pintura, da tecnologia de

acionamento, das tecnologias e dos materiais de

construção civil e dos meios de montagem,

tornando os equipamentos mais leves, mais

duráveis, mais confiáveis e com performance

operacional muito superior.

O Desenvolvimento das comportas se deu num

esforço combinado entre órgãos oficiais de

diversos países, entre os quais podemos citar o

U.S. Bureau of Reclamation dos EUA e os

fabricantes unidos para vencer os desafios

impostos por cada nova obra.

As usinas hidrelétricas tiveram um papel de

destaque no desenvolvimento das comportas.

As comportas apresentadas neste texto são as de

maior utilização nas hidrelétricas. No entanto,

existe uma grande quantidade de outros tipos de

comportas com usos mais adaptados aos

sistemas de irrigação, às eclusas de navegação,

sistemas de abastecimento de água e de

contenção de cheias.

Em nível mundial, podemos citar como grandes

fabricantes de comportas a Allis Chalmers (EUA);

ATB e Riva Calzoni (Itália); BVS e Neyrpic

(França); Escher Wyss (Suíça); Hitachi-Zosen,

Ishikawajima e Mitsubishi (Japão); MAN, Voith e

Noell (Alemanha); Voest Alpine (Áustria);

Sorefame (Portugal) e Impsa (Argentina).

No Brasil, destacam-se a Alstom (ex-Mecânica

Pesada), a Bardella (BSI), a Badoni-ATB, a

Ishibrás, a Coemsa e a Inepar–Fem.


As comportas são equipamentos usados em

usinas hidrelétricas com a finalidade de controlar

níveis d’água, permitir a manutenção dos

equipamentos principais, fechar o desvio do rio,

controlar a descarga de fundo (pouco usada no

Brasil) e ainda como órgão de fechamento de

emergência.


Normalmente, as usinas são dotadas de

comportas vagão de emergência da tomada

d’água ou tubo de sucção, comporta segmento de

vertedouro , comportas ensecadeiras da tomada

d’água, do vertedouro e do tubo de sucção, além

das comportas do fechamento do desvio e das

comportas de descarga de fundo.

Abaixo descreveremos as comportas relacionadas

acima, caracterizando sua finalidade, as

concepções básicas e as evoluções encontradas

nas construções mais recentes.

II.1. COMPORTA VAGÃO DE EMERGÊNCIA DA

TOMADA D’ÁGUA OU TUBO DE SUCÇÃO

As comportas vagão de emergência são

normalmente instaladas na tomada d’água, sendo

que, em algumas instalações de turbina Kaplan e

quase todas de turbina bulbo, as mesmas se

situam no tubo de sucção.

Estas comportas se caracterizam pelo fato de

serem projetadas para fecharem por peso próprio,

trabalham em posição totalmente aberta ou

totalmente fechada, não sendo projetadas para

trabalhar em aberturas parciais e regular a vazão.

A abertura se dá normalmente em duas etapas: a

primeira com pressões desequilibradas através de

uma operação chamada cracking, que consiste

numa abertura de cerca de 200 mm com

velocidade em torno de 0,1 a 0,2 m/min, para

permitir o enchimento do conduto forçado, o qual,

depois de completado e detectado pelo sistema

de detecção de equilíbrio de pressões, libera a

comporta para continuar a abertura numa

velocidade de cerca de 1,0 m/min. O fechamento

destas comportas ocorre nas modalidades de

fechamento normal para propósito de manutenção

com velocidade de 1,0 m/min e de emergência, a

qual pode ser acionada pelo sistema de proteção

da turbina ou pelo sistema de detecção de ruptura

do conduto forçado (apenas algumas usinas têm

este sistema). A velocidade de fechamento de

emergência depende das características de

proteção da turbina e da altura da comporta pode

chegar à casa dos 10 m/min.

As comportas vagão de emergência da Tomada

d’água são compostas basicamente dos seguintes

componentes:

II.1.1. Tabuleiro

Chama-se tabuleiro a estrutura metálica que

compõe a comporta. O tabuleiro é composto pelo

paramento (chapa de face), vigas horizontais e

verticais, vigas de cabeceira duplas onde se

alojarão as rodas principais da comporta, olhal de

conexão com o órgão de manobra. O tabuleiro

pode ser composto de um ou vários elementos

dependendo do tamanho da comporta. Os

elementos do tabuleiro podem ser ligados por

talas e pinos de aço inoxidável ou podem

soldados na obra. Atualmente, é mais utilizado o

tabuleiro com elementos ligados por talas e pinos.

Os tabuleiros podem ainda ter o paramento a

montante ou a jusante. Hoje há uma tendência

maior à utilização de paramento a jusante devida

principalmente à grande redução do esforço de

manobra para movimentar a comporta.

II.1.2. Rodas Principais

As rodas da comporta têm a finalidade transmitir o

esforço de manobra ao concreto e também


diminuir a força de atrito para içamento da

comporta. As rodas são normalmente em aço

carbono fundido ou forjado, montadas sobre um

rolamento auto-compensador de rolos, em eixo de

aço inoxidável forjado. O rolamento fica envolvido

em graxa, protegido por tampas dotadas de

retentores.

As comportas mais antigas eram dotadas de

rodas tipo ferroviária com buchas de bronze. Hoje

raramente se usa esta concepção devido ao maior

atrito e, conseqüente, maior força necessária no

mecanismo de manobra. Além disso, o atrito

maior normalmente exige uso de lastro para

garantir o fechamento de emergência, que é feito

pelo peso próprio da comporta, sem uso de

energia elétrica.

Alguns projetistas ainda insistem no uso de bucha

autolubrificantes nas rodas devido a não

necessidade de manutenção. A lubrificação das

rodas na maioria das comportas é uma operação

manual e individual.

II.1.3. Conjunto de Vedação

As comportas são normalmente dotadas de

vedações de soleira, laterais e frontal. As

vedações frontal e laterais são tipo nota musical

simples ou dupla dependendo da pressão e tipo

barra chata na soleira.

Em comportas de emergência, normalmente, se

usam borrachas com película de teflon para

diminuir o atrito de deslizamento e diminuir a

capacidade do mecanismo de manobra, além de

garantir o fechamento por gravidade.

Normalmente no Brasil, se usa o material SBR

(composto de estireno e butadieno) e o neoprene,

sendo que o primeiro tem sido mais usado devido

ao seu menor custo.

As comportas mais antigas possuíam vedações

de bronze e de madeira. Com o início da utilização

da borracha, estas deixaram de ser usadas, uma

vez que as vedações de borracha são mais

eficientes, pois, devido à sua flexibilidade, podem

assimilar melhor as imperfeições construtivas de

tabuleiros e peças fixas e, ainda assim, garantir

boa estanqueidade.

II.1.4. Rodas ou Patins de Guia e Contraguia

Estes elementos têm a finalidade de guiar as

comportas nos movimentos verticais nos sentidos

transversais e montante-jusante da comporta.

Normalmente, se usam rodas de aço carbono com

eixo de aço inoxidável e buchas autolubrificantes.

Alguns projetistas optam pelo uso de patins.

O uso de contraguias com molas elásticas de

poliuretano garantem a pré-compressão constante

da vedação garantindo melhores condições de

estanqueidade e atuando também na redução das

vibrações da comporta na posição aberta.

II.1.5. Peças Fixas

As peças fixas das comportas são elementos

metálicos embutidos no concreto que possuem a

finalidade de transmitir a carga hidrostática para o

concreto, além de conterem o quadro metálico de

apoio das vedações.


As peças fixas se dividem em duas partes, ou

seja, as de primeiro estágio e as de segundo

estágio. As de primeiro estágio são instaladas

quando da concretagem da barragem e serão o

suporte para soldagem dos chumbadores de

fixação e regulagem das peças fixas de segundo

estágio.

As peças fixas de segundo estágio são compostas

basicamente de:

• Caminho de Rolamento: É a viga metálica

vertical localizada a jusante da ranhura,

dimensionada para suportar e distribuir ao

concreto os esforços hidrostáticos.

Normalmente, tem comprimento de, no

mínimo, duas vezes a altura da comporta.

O caminho de rolamento normalmente é

de aço carbono, sendo que a pista da roda

é feita de aço inoxidável temperado,

dimensionado para suportar a pressão de

Hertz aplicada pela carga da roda. Em

comportas de vedação a jusante o

caminho de rolamento contém as chapas

de apoio das vedações em aço inoxidável.

• Vigas de Contraguia: Estas vigas verticais

dispostas a montante da ranhura têm a

função de servirem de pista para a roda

contraguia. Em comporta de vedação a

montante, as chapas de aço inoxidável

para apoio das vedações estão contidas

nestas vigas.

• Vigas de guia lateral: Normalmente se

estendem desde a soleira até o piso de

operação e são compostas de trilho ou

perfil laminado tipo U. A função destas

vigas é servir de pista para as rodas ou

patins guia.

• Vigas de soleira: A viga de soleira tem a

finalidade de suportar e transmitir ao

concreto o peso da comporta, além de

possuir chapa de aço inoxidável para

apoiar a vedação de soleira.

• Vigas de frontal: A viga de frontal tem a

finalidade de servir de apoio para a

vedação de frontal.

II.1.6. Acionamento

Atualmente as comportas de emergência da

tomada d’água são em sua maioria acionadas por

sistemas óleo-hidráulicos, compostos de cilindro

hidráulico de simples efeito, com sua viga suporte,

hastes de ligação da comporta ao cilindro, painel

elétrico de comando e controle da unidade

hidráulica e da comporta, as interligações

hidráulicas e elétricas, detector de equilíbrio de

pressões, além do indicador de posição.

As comportas de emergência da tomada d’água

mais antigas instaladas em várias usinas

brasileiras são operadas por guinchos

eletromecânicos. Estes guinchos permitem o

fechamento da comporta por peso próprio, porém,

nas usinas com acionamento por guinchos, as

velocidades de fechamento são normalmente

baixas e não atendem às necessidades do

fechamento de emergência.

A maioria dos projetos mais recentes de

comportas de emergência da tomada d’água tem

especificado comportas com paramento e

vedações a montante, o que reduz muito o esforço

de manobra, resultando em cilindros hidráulicos

de menor capacidade, exigindo

conseqüentemente menor unidade hidráulica e


menor potência de alimentação dos motores,

resultando em um custo bem mais vantajoso do

que com o projeto com vedação a jusante.

Apesar de basicamente o acionamento hidráulico

da comporta vagão ter uma concepção bem

definida, existem concepções próprias dos

clientes e empresas projetistas, considerando

aspectos de operacionalidade, manutenção e

segurança. Exemplificando: podemos citar casos

de uso de uma unidade hidráulica por comporta,

uma unidade para várias comportas, porém, com

operação de uma comporta apenas por vez, duas

unidades para operar várias comportas, sendo

uma unidade de stand-by. Da mesma forma, o

cilindro hidráulico é, às vezes, posto dentro da

ranhura, ficando com o corpo imerso e, em outros

projetos, é posto fora do poço da comporta,

melhorando a facilidade de operação, mas

trazendo inconvenientes por estar exposto.

O painel elétrico de comando e controle,

responsável pela alimentação elétrica dos motores

da unidade hidráulica e demais componentes

elétricos, pela execução da lógica de controle das

comportas, pelas indicações de posição das

comportas e pela sinalização das falhas do

sistema, deve ser projetado considerando toda a

necessidade operacional da comporta.

Os painéis de comando e controle das comportas

são considerados equipamentos eletricamente

simples e bastante confiáveis.

As comportas vagão de tomada d’água são

normalmente operadas através de painéis locais,

localizados na estrutura de tomada d’água, porém

com sinalização das posições da comporta nos

painéis elétricos de comando centralizado da

usina na sala de comando da usina.

Com o avanço da eletrônica e da tecnologia de

comunicação, há uma tendência crescente para

que o comando seja feito em sua maior parte

remotamente da sala de comando da usina. Neste

sentido, vem aumentando bastante o uso de

painéis com lógica de comando efetuada por PLC,

visto que estes apresentam atualmente grande

simplicidade funcional e custo bastante atrativo.

Os indicadores de posição são instrumentos de

extrema importância para a comporta, pois o seu

correto funcionamento garante à comporta uma

operação segura e eficaz. As comportas mais

antigas acionadas por guincho possuem, na sua

maioria, o indicador acoplado ao próprio guincho.

As comportas operadas hidraulicamente possuem

indicadores do tipo mecânico com sistemas de

cabos e polias, que transformam o movimento de

translação da comporta num movimento rotativo

de 270°, indicado sobre um disco metálico

graduado em metros, relativo à posição da

comporta. O sistema contém ainda seletores

rotativos com fins de curso para detecção das

posições mais importantes da comporta, a saber:

• Comporta fechada;

• Comporta aberta;

• Comporta em posição de cracking;

• Posição extrema de abertura;

• 1ª posição de reposição;


• comporta em deriva.


Por questões de segurança, alguns projetos ainda

indicam a existência de chaves fim de curso

redundantes para as posições de cracking e

comporta aberta.

Hoje, começam a ser usados nas comportas de

tomada d’água indicadores eletrônicos com

sistema de detecção de posição por reles.

Outro sistema de fundamental importância na

operação das comportas de tomada d’água é a

detecção do equilíbrio de pressão após o

cracking. Este sistema tem por finalidade detectar

o equilíbrio de pressão entre montante e jusante

da comporta, indicando que o conduto está cheio

e que a comporta pode ser totalmente aberta. As

comportas mais antigas usavam normalmente um

sistema de borbulhamento de ar com pressostato

diferencial. Estes sistemas têm apresentado

problemas que vão desde entupimento nas

tubulações até a difícil regulagem das válvulas do

sistema.

II.2. COMPORTA SEGMENTO DO VERTEDOURO

Os vertedouros são dotados de comportas para

controlar o nível do reservatório e também para

evacuar as vazões de cheias. Podem ser usadas

como comporta de serviço nos vertedouros: as

comportas vagão ou segmento. Algumas usinas

mais antigas possuem comportas vagão no

vertedouro acionadas por guincho. Devido às suas

grandes vantagens em relação às comportas

vagão, os projetistas começaram a usar as

comportas segmento no vertedouro, no princípio,

acionadas em sua maioria por guinchos a corrente

ou a cabo e, mais recentemente, por cilindros

hidráulicos. Por tal motivo, só descreveremos, a

seguir, as comportas segmento acionadas por

cilindros hidráulicos.


fecharem por peso próprio, descarregarem a água

por baixo do paramento e são projetadas para


A abertura e o fechamento são feitos com

velocidades da ordem de 0,2 a 0,3 m/min. A

comporta segmento é o tipo mais econômico e

usualmente o mais adequado para vertedouros de

grande capacidade pela simplicidade de

funcionamento e de manutenção (fácil acesso aos

mancais e à estrutura), menor peso e por requerer

cilindros hidráulicos de menor capacidade se

comparado com comportas vagão para a mesma

aplicação.

A abertura da comporta é feita pela ação do

cilindro hidráulico que deve ser dimensionado

para vencer o peso da parte móvel da comporta e

as forças de atrito dos mancais e da vedação

lateral devido à pressão da água. O fechamento é

feito pelo peso próprio da comporta. Por questões

de segurança da barragem, o acionamento destas

comportas deve contar com uma segurança

adicional, através de grupo de bombeamento

diesel acoplado à unidade hidráulica e grupo

gerador diesel.

As comportas segmento de vertedouro são

compostas, basicamente, dos seguintes

componentes:

II.2.1. Tabuleiro

Chama-se de tabuleiro a estrutura metálica

composta pelo paramento (chapa de face), vigas


horizontais, verticais, enrijecedores horizontais,

olhais de conexão com os órgãos de manobra e

placas de apoios dos braços. O tabuleiro é

composto de vários elementos que, após a

soldagem na obra, compõem uma única peça.

II.2.2. Braços

Os braços têm a finalidade de transmitir a carga

hidrostática suportada pela comporta e a carga

dos cilindros hidráulicos de manobra aos pilares

de concreto. As comportas mais antigas possuem

três braços de cada lado, ao passo que as

comportas mais recentes, em sua maioria,

empregam dois braços de cada lado. Na junção

dos braços inferior e superior, encontra-se o

terminal de braços, que nada mais é do que uma

peça independente dos braços, que contém dois

pequenos trechos de braços acoplados a um anel

geralmente fundido chamado de cubo ou bosso,

no interior do qual se instala a bucha de bronze

autolubrificante que se articula sobre um eixo de

aço carbono, revestido de cromo duro ou de aço

inoxidável.


As comportas segmento de vertedouro são

normalmente dotadas de vedações de soleira e

laterais. As vedações laterais são tipo nota

musical simples para comportas pequenas, tipo L

para comportas grandes e tipo barra chata na

soleira.

Normalmente, se usam borrachas com película de

teflon para diminuir o atrito de deslizamento e

diminuir a capacidade do mecanismo de manobra,

além de garantir o fechamento por gravidade.




ao seu menor custo.

II.2.4. Rodas ou Patins de Guia



transversais da comporta.




Algumas comportas usam os dois sistemas.


As peças fixas das comportas segmento são

elementos metálicos embutidos no concreto que

possuem a finalidade de transmitir a carga

hidrostática para o concreto, além de conterem o

quadro metálico de apoio das vedações.







estágio.


basicamente de:



operação, descrevendo um arco. Elas são

compostas de chapas ou perfis laminados

sobre os quais se soldam as chapas de


aço inoxidável para apoio da vedação e

pista das rodas ou patins de guia.






• Mancais de articulação da comporta: São

pedestais de construção rígida de chapas

com furos para alojamento do eixo de

articulação, apoiados sobre a viga

protendida de concreto e fixados as

mesmas por meio de tirantes de aço

carbono.

• Dispositivo de calagem: são normalmente

empregados dispositivos tipo braço

articulado, que apoiam-se nas vigas

verticais extremas da comporta e permitem

estocar a comporta para desacoplamento

dos cilindros hidráulicos com finalidade de

manutenção.

II.2.6. Acionamento

Atualmente as comportas segmento do vertedouro

são, em sua maioria, acionadas por sistemas

óleo-hidráulicos, compostos de cilindro hidráulico

de simples efeito, com sua viga suporte, hastes de

ligação da comporta ao cilindro, painel elétrico de

comando e controle da unidade hidráulica e da

comporta, as interligações hidráulicas e elétricas,

além do indicador de posição.

As comportas segmento do vertedouro mais

antigas instaladas em várias usinas brasileiras são

operadas por guinchos eletromecânicos a corrente

ou a cabo.


da comporta segmento de vertedouro ter uma

concepção bem definida, existem concepções

próprias dos clientes e empresas projetistas,

considerando aspectos de operacionalidade,

manutenção e segurança. Exemplificando:

podemos citar casos de uso de uma central por

comporta, uma central para duas comportas (o

mais comum), uma central para várias comportas,

porém com operação de uma comporta apenas

por vez.




elétricos, pela execução da lógica de controle das








As comportas segmento do vertedouro são

normalmente operadas através dos painéis locais,

localizados na estrutura do vertedouro, porém














grande importância para a comporta, pois o seu







cabos e polias que transformam o movimento de






posições mais importantes da comporta, a saber:



• Posições intermediárias;


• posição de reposição.

Nos últimos dez anos, começaram a ser usados

nas comportas segmento de vertedouro e

indicadores eletrônicos tipo pendular.

II.3. COMPORTAS ENSECADEIRAS DA TOMADA

D’ÁGUA, DO VERTEDOURO E DO TUBO DE

SUCÇÃO

As comportas ensecadeiras, normalmente

chamadas de Stoplog, são equipamentos que

possuem finalidade específica de proporcionar o

ensecamento do espaço entre a mesma e o

equipamento principal e permitir a manutenção do

mesmo. A comporta ensecadeira do vertedouro é

colocada a montante da comporta segmento, a da

tomada d’água a montante da comporta vagão da

tomada d’água e a do tubo de sucção a jusante da

turbina.


serem colocadas na ranhura sob águas

equilibradas, ou seja, com o equipamento principal

fechado. Uma vez depositada na ranhura, a água

entre a comporta ensecadeira e o equipamento

principal é retirada, seja pela abertura das

comportas ou pelo bombeamento da água do tubo

de sucção. Depois de executado trabalho de

manutenção, o espaço entre a comporta e

equipamento principal deve ser cheio, visto que

estas comportas só operam em águas

equilibradas, o que, normalmente, é obtido pela

abertura das válvulas by-pass instaladas na

própria comporta e operadas pela própria viga

pescadora.

A operação das comportas ensecadeiras é feita

por pórticos rolantes, pontes rolantes ou ainda

monovia com talha elétrica. Comportas de menor

porte podem ser operadas manualmente.

Os painéis das comportas ensecadeiras são

normalmente estocados no topo das ranhuras.

Quando o numero de elementos é superior ao

numero de ranhuras, normalmente se constrói um

poço de estocagem onde se depositam os painéis

empilhados uns sobre os outros.

As comportas ensecadeiras são compostas

basicamente dos seguintes componentes:


II.3.1. Tabuleiro

Chama-se tabuleiro a estrutura metálica composta

pelo paramento (chapa de face), vigas horizontais,

verticais, enrijecedores horizontais, vigas de

cabeceira e olhais de conexão com a viga

pescadora. O tabuleiro das comportas

ensecadeiras é composto de vários elementos

que trabalham superpostos e são depositados na

ranhura um a um.


As comportas ensecadeiras de vertedouro são

normalmente dotadas de vedações de soleira e

laterais. As vedações laterais são tipo nota

musical simples e tipo barra chata na soleira.




ao seu menor custo. As comportas ensecadeiras

de tomada d’água e do tubo de sucção possuem

também a vedação de frontal.

II.3.3. Patins de Guia





As peças fixas das comportas ensecadeiras são











estágio.

As peças fixas de segundo estágio das comportas

ensecadeiras são compostas basicamente de:

• Caminho de deslizamento: É a viga

metálica vertical, localizada a jusante ou

montante da ranhura, dimensionada para

suportar e distribuir ao concreto os

esforços hidrostáticos. Normalmente, tem

comprimento ligeiramente superior à altura

da comporta. Os caminhos de

deslizamento contêm as placas de aço

inoxidável laterais onde se apoiam as

borrachas de vedação da comporta.



operação e são compostas de trilhos ou

perfis tipo U laminados para pista dos

patins de guia.












cabeceira da comporta e permitem estocar

a comporta, quando a mesma não está em

uso.


II.3.5. Acionamento

As comportas ensecadeiras são acionadas pelos

equipamentos de levantamento da tomada d’água,

do vertedouro e do tubo de sucção, com o auxilio

da sua respectiva viga pescadora. A viga

pescadora tem um sistema automático de engate

e desengate dos ganchos, o que permite colocar

ou retirar todos os elementos numa operação

simples e segura.

II.4. OUTRAS COMPORTAS UTILIZADAS EM

USINAS HIDRELÉTRICAS

As comportas descritas nos itens acima são os

tipos mais normalmente encontrados nas usinas

brasileiras. Outras duas estruturas das usinas

utilizam comportas e faremos um breve descritivo

das mesmas.

II.4.1. Comportas de Fechamento do Desvio

As comportas de fechamento do desvio são

equipamentos utilizados durante a fase de

construção da usina e têm o importante papel de

fechar o túnel de desvio e permitir o enchimento

do reservatório da usina.

As concepções dos desvios variam de usina para

usina e, conseqüentemente, as comportas

empregadas no fechamento. Normalmente, se usa

uma comporta vagão a montante e várias

comportas gaveta, vagão ensecadeira ou

ensecadeira, a jusante. As filosofias de

fechamento do desvio também variam de usina

para usina e vão desde o fechamento com a

comporta vagão e posterior descida em seco da

comporta a jusante ao fechamento com a própria

comporta de jusante, ficando a comporta vagão de

prontidão para qualquer emergência.

Estas comportas são normalmente operadas com

guindastes de grande capacidade. Porém,

dependendo das dificuldades para colocação de

guindastes, pode ser necessário prever outro tipo

de acionamento, como, por exemplo, guinchos

mecânicos.

Após o fechamento do desvio se constrói um

tampão de concreto a jusante das comportas.

Estas comportas são normalmente deixadas na

ranhura após a operação de fechamento do

desvio, visto que sua operação de retirada é

complicada e, passado o tempo necessário para

se construir o tampão de concreto, o nível do

reservatório normalmente já impossibilita a

retirada.

II.4.2. Comportas de Descarga de Fundo

As estruturas de descarga de fundo são pouco

usadas nas usinas hidrelétricas brasileiras e são

encontradas em algumas usinas mais antigas.

A descarga de fundo tem a finalidade de

descarregar grandes vazões de água do fundo do

reservatório, promovendo a limpeza do mesmo.

São encontradas diversas concepções de

descarga de fundo quanto ao tipo de comportas

empregadas, indo desde o uso de duas comportas

deslizantes em série, uma vagão e uma

segmento, uma vagão ou deslizante, combinada

com uma válvula Howell Bunger.

Devido à grande profundidade que, muitas vezes,

passa dos 100 metros, estas comportas são de

pequeno porte e, na sua maioria, operam com

cilindros hidráulicos de grande capacidade.



PREVENTIVA

As comportas podem ser classificadas como

equipamentos que requerem pouca manutenção,

dada a sua simplicidade construtiva. No entanto,

as comportas de emergência da tomada d’água e

segmento do vertedouro requerem uma

manutenção rígida e responsável, visto que estes

equipamentos não podem falhar quando

solicitados, uma vez que podem comprometer a

turbina e a própria barragem.

De qualquer forma, a manutenção das comportas

deve ser bem conduzida para garantir a vida útil

esperada do equipamento.

Para falar sobre manutenção de comportas,

entendemos ser mais prático falar da manutenção

das partes constituintes das comportas,

englobando aí os tipos de comportas distintos, do

que falar de uma por uma, visto que a

manutenção aplicável para as mesmas partes de

tipos distintos de comportas é praticamente a

mesma, e as diferenças, quando existentes, serão

ressaltadas.

III.1. TABULEIROS, BRAÇOS E ESTRUTURAS DE

VIGAS PESCADORAS

Os tabuleiros, braços e as estruturas das vigas

pescadoras devem ser inspecionados no mínimo

a cada seis meses para verificação de corrosão

na estrutura. Recomenda-se a imediata limpeza e

pintura das regiões corroídas. Em caso de um

aumento acentuado de corrosão de uma inspeção

para outra, recomenda-se investigar as causas.

Para a face de jusante do tabuleiro e braços das

comportas segmento, elementos e estrutura da

viga pescadora de comporta ensecadeira, torna-

se mais fácil executar esta manutenção, visto que

estas partes estão acessíveis a todo tempo. Já

para as comportas vagão de tomada d’água e a

face de montante da comporta segmento que se

encontram normalmente submersas, esta

manutenção torna-se mais difícil, sendo, desta

forma, necessário estabelecer uma rotina

diferente de inspeções em função das paradas da

turbina. Para o caso da comporta segmento, há

duas soluções alternativas, sendo uma delas a

colocação da comporta ensecadeira no vão da

comporta a ser inspecionada, esgotamento da

água e a inspeção, e a outra solução é a abertura

completa da comporta para inspecionar no piso de

operação. No entanto, esta solução representa

uma grande perda de água e dificilmente é

adotada, apesar de ser mais rápida de se fazer.

Caso se constate uma corrosão sistêmica no

equipamento, a mesma deve ser monitorada, as

causas estudadas e identificadas e as medidas

preventivas e/ou corretivas adotadas para garantir

a vida útil do equipamento. Para monitorar a

corrosão, a espessura da chapa dever ser medida

e onde necessário usado o método ultrassônico.

III.2. RODAS

As rodas que requerem maior cuidado, são

obviamente as rodas principais das comportas

vagão de emergência. Sua manutenção, no

entanto, está sempre condicionada à

disponibilidade da comporta, o que ocorre nos

períodos de parada programada da turbina, onde

coloca-se a comporta ensecadeira da tomada


d’água e pode-se proceder a trabalhos de

manutenção na comporta. Neste caso, estas

manutenções devem ser programadas,

procurando executá-las ao menos uma vez por

ano, sendo possível executar a cada seis meses.

Devem ser inspecionados: a superfície externa da

roda, os parafusos das tampas, o travamento da

roda e executado o engraxamento da roda.

Recomenda-se a cada 5 anos a desmontagem de

uma roda para verificar as condições de eixos,

rolamentos e retentores e, dependendo da

situação encontrada, fazer as substituições

necessárias e extendê-la às demais rodas.

III.3. VEDAÇÕES

As vedações, como sendo o elemento de

estanqueidade da comporta, devem ser

inspecionadas a cada seis meses, quanto à

deformação, trincas ou fissuras ou sempre que

forem detectados vazamentos na comporta, além

dos níveis considerados normais. Da mesma

forma que para a roda, a inspeção nas comportas

vagão de tomada d’água deve ser programada

para ser executada nas paradas da turbina.

Recomenda-se a troca das vedações a cada 5 ou

10 anos. A determinação do período de troca deve

ser feita por cada usina, considerando os registros

de vazamentos, as condições particulares do

projeto e o relatório do estado da borracha na

última troca.

Deve-se ressaltar que borrachas de comportas

expostas freqüentemente aos raios solares sofrem

um ressecamento mais acentuado e requerem

trocas mais freqüentes.

III.4. PEÇAS FIXAS

As peças fixas das comportas ensecadeiras ficam

permanentemente submersas e, portanto, a

inspeção das mesmas só pode ser feita com

auxilio de mergulhadores. Já as peças fixas das

comportas vagão da tomada d’água e segmento

do vertedouro podem ser inspecionadas em seco

com a colocação da respectiva comporta

ensecadeira, lembrando porém que, no caso da

comporta vagão, a inspeção da peça fixa depende

da parada da turbina.

Recomenda-se, para as comportas vagão e

segmento, a inspeção a cada cinco anos e, se

constatada corrosão acentuada, proceder à

recuperação, quer pela repintura de superfícies de

aço carbono, quer pela recuperação com

enchimento de solda e posterior esmerilhamento

das chapas de aço carbono ou inox, onde

necessário.

Para as peças fixas da comporta ensecadeira,

deve-se estabelecer a necessidade e extensão

das inspeções subaquáticas, baseadas na

inspeção das peças fixas das comportas vagão.

III.5. ACIONAMENTO

Os componentes do acionamento da comporta

são os itens que demandam maior cuidado quanto

à inspeção e manutenção. Devem ser executadas

as seguintes inspeções e manutenções:

III.5.1. Cilindros Hidráulicos

Os cilindros hidráulicos, quando em operação

requerem pouca manutenção.

No período inicial de uso, recomendam-se

inspeções periódicas para comprovar que os


cilindros estão trabalhando adequadamente e não

há vazamento de óleo.

As hastes dos cilindros devem ser inspecionadas

quanto a riscos, pois os mesmos indicam

presença de sujeira no óleo.

Os vazamentos nas vedações são indicados pelo

aumento da freqüência das operações de

reposição da posição da comporta.

Recomenda-se a troca das vedações do cilindro

sempre que se constatar vazamentos ou a cada

dez anos.

III.5.2. Unidade e Tubulações Hidráulicas

A segurança do funcionamento da unidade e

tubulações hidráulicas deve-se a uma

manutenção cuidadosa.

É de vital importância manter o fluido hidráulico

limpo para evitar que partículas abrasivas

penetrem no sistema e causem danos às bombas,

válvulas e cilindros hidráulicos.

A manutenção das unidades hidráulicas deve

cobrir os seguintes pontos:

• Controlar constantemente o nível do óleo

hidráulico, fazendo a complementação

com o mesmo óleo quando necessário;

• Proceder a limpeza mensal dos filtros de ar

e semanal dos filtros de óleo;

• A troca do óleo do sistema deve ser

estabelecida a partir das observações do

grau de envelhecimento e sujeira do

mesmo. Recomenda-se a execução de

análise do óleo anualmente e as trocas

quando recomendadas por estas análises;

• Observar o aquecimento do óleo, visto que

o aumento da temperatura, além de certo

valor, aumenta em muito a velocidade de

degradação do óleo;

• Observar o aquecimento nos mancais das

bombas. Havendo aquecimento além do

normal, há a indicação de desgastes e

necessidade de trocas de rolamentos ou

lubrificação. A observação da temperatura

deve ser feita semanalmente por contato

manual;

• A tubulação hidráulica deve ser

inspecionada mensalmente quanto a

vazamentos;

• A pressão do óleo no circuito deve ser

controlada semanalmente, e as alterações

anotadas;

• As bombas hidráulicas devem ser

inspecionadas a cada seis meses,

verificando-se, principalmente a ocorrência

de vibração anormal, ruídos elevados,

pressão insuficiente e vazamentos através

dos eixos;

• As válvulas de solenóide devem ser

inspecionadas a cada seis meses, e o

resultado destas inspeções pode indicar a

necessidade da substituição.

• Os motores das unidades hidráulicas

devem ser inspecionados quanto a níveis

de isolamento, elevação de temperaturas

nas bobinas e mancais, desgastes,

lubrificação dos rolamentos,

funcionamento do ventilador quanto ao

correto fluxo de ar, níveis de vibrações,

desgastes das escovas e anéis coletores.


A carcaça deve ser mantida limpa de pó

em sua superfície exterior para facilitar a

troca de calor com o meio.

O tempo de vida das instalações hidráulicas que

têm uma manutenção adequada e cuidadosa

depende do tempo de vida dos elementos

mecânicos.

Normalmente, nas bombas são os rolamentos que

têm o tempo de vida limitado entre 5000 a 10000

horas.

Nas válvulas, o tempo de vida depende da

quantidade de operações do êmbolo em

conseqüência das ligações do solenóide. Estes

componentes são previstos para 10 milhões de

ligações.

O tempo de vida das válvulas pode ser estimado

em 2000 a 3000 horas de serviço da instalação.

III.5.3. Painéis Elétricos de Comando

Os painéis, como sendo os órgãos de comando

da unidade hidráulica e de execução da lógica de

operação da comporta, devem ser inspecionados

mensalmente e, particularmente a cada operação,

principalmente nos equipamentos sujeitos a maior

desgaste e com maior probabilidade de falha. O

estado de isolação dos cabos elétricos deve ser

também constantemente inspecionado.

III.5.4. Indicadores de Posição

Os indicadores de posição, dado à sua

importância na execução da lógica de operação

da comporta, como já destacado anteriormente,

devem ser mensalmente inspecionados. Em

comportas segmento, os aparelhos pendulares,

atualmente bastante usados, não requerem

manutenção, a menos da verificação dos

parafusos de fixação e de alguma avaria externa

que pode ocorrer. Já nas comportas vagão, os

aparelhos eletrônicos que estão sendo atualmente

empregados requerem um pouco mais de

cuidados e sua manutenção deve seguir as

disposições do fabricante.


Mesmo que se siga o programa de manutenção

preditiva indicado pelo fabricante, é natural que

alguns componentes venham a falhar durante a

operação. Em algumas destas falhas,

fortuitamente teremos equipamentos stand-by já

previstos no projeto, como é o caso de grupos

motobomba, ou ainda, equipamentos

sobressalentes no almoxarifado que poderão ser

prontamente substituídos.

É de fundamental importância manter uma

quantidade adequada de materiais de reposição

no almoxarifado da usina para que a operação

das comportas não seja comprometida colocando

em risco a segurança da turbina ou mesmo da

própria usina.

Da mesma forma, aconselha-se que, para alguns

materiais onde a reposição pode ser melhor

programada, não sejam mantidos materiais em

estoque, pois isto significa recurso imobilizado e,

dependendo do caso, quando for realmente

necessário usar o material, o mesmo pode já estar

impróprio para o uso.


Obviamente, deve-se levar em conta uma série de

fatores para se decidir pelos materiais a serem

mantidos em estoque, tais como dificuldade de

aquisição, custo, quantidade de defeitos

apresentados, importância do item no conjunto da

comporta, entre outros, que devem ser

estabelecidos pela equipe de manutenção.


A análise da vida útil econômica de comportas

deve ser feita considerando-se as três partes

principais do equipamento, ou seja, estrutura,

peças fixas e acionamento.

A estrutura, mesmo se considerando as rodas e

vedações, que são itens mais sujeitos à

manutenção que o tabuleiro, apresenta grande

robustez e, desde que se tomem os cuidados

mínimos de manutenção para se evitar a corrosão

da estrutura, terá vida útil assegurada em mais de

50 anos.

As peças fixas são projetadas, tendo as partes

onde se apóiam as borrachas de vedação em aço

inoxidável e, desde que não sejam atacadas pela

água ou sofram efeito da erosão no concreto

devido ao projeto civil inadequado, terão vida

superior a 50 anos. As peças fixas das comportas

vagão de tomada d’água e segmento de

vertedouro apresentam a possibilidade inspeção

em seco e, até mesmo, execução de reparos com

a instalação da comporta ensecadeira, o que não

ocorre com as comportas ensecadeiras que não

podem ser ensecadas.

O acionamento das comportas é a parte que

maior manutenção exigirá por possuir uma maior

quantidade de componentes móveis normalmente

sujeitos a desgastes e falhas. Pesa, no entanto, a

favor do acionamento o fato de o mesmo estar

normalmente alojado em sala abrigada em boas

condições de acesso e facilidade para

manutenção. O que ocorrerá com o acionamento,

diferentemente da estrutura e das peças fixas, é

que dentro da vida útil do equipamento é bem

provável que sejam feitas atualizações do

equipamento, incorporando certas melhorias que

venham a ser desenvolvidas com o passar dos

anos. Tendo em vista a realização das

intervenções citadas acima, consideraremos a

vida útil econômica do acionamento da comporta

em 30 anos.

Tendo em vista o conjunto da comporta, achamos

prudente considerar a vida útil econômica das

comportas como sendo 30 anos.

REFERÊNCIAS

[1] Erbistie, Paulo César Ferreira. Comportas

Hidráulicas. Editora Campus/Eletrobrás – 1987.


Computador e Periféricos

RESUMO

Todos os computadores consistem de dois

componentes básicos: hardware e software. O

hardware dos computadores inclui todos os

componentes físicos que integram o sistema do

computador: fonte de alimentação, drive para

discos flexíveis, disco rígido, placa-mãe,

microprocessador, circuito de clock, memória

ROM, memória RAM, etc. O software é constituído

pelos programas de computador, que são listas de

instruções que dizem ao computador o que fazer,

há duas categorias principais de software: sistema

operacional e aplicativos. Os principais periféricos

encontrados em aplicações domésticas e

comerciais são: monitor, teclado, mouse, leitores

de CD Rom, scanners, impressoras, etc. Os

computadores e periféricos são equipamentos

bastante confiáveis, porém precisam de um

ambiente operacional adequado para que esta

confiabilidade seja mantida, tomando-se cuidados

com: calor e frio, umidade, sujeira e poeira,

impactos e vibrações, eletricidade estática,

problemas relacionados com a rede elétrica. A

manutenção preventiva aplicada em

computadores e periféricos pode ser dividida em

duas categorias: as que o usuário pode fazer e as

que necessitam de uma assessoria técnica. Esta

manutenção pode utilizar softwares de diagnóstico

de falhas e correção das mesmas, ou pode ser

efetuado através de limpezas, verificação das

conexões físicas de cabos, etc. As manutenções

corretivas de hardware se resumem à troca de

placas defeituosas por outras novas. Já, a

manutenção corretiva de software, geralmente

está associada a desinstalação do mesmo, ou

ainda, em casos mais graves, a formatação de

todo o disco rígido com posterior re-instalação de

todos os softwares aplicativos e arquivos contidos

nele. Levando em consideração o rápido

desenvolvimento de dispositivos melhores e a alta

taxa de renovação da tecnologia aplicada em

computadores e periféricos, pode-se estimar uma

vida útil econômica de 3 anos para computadores

e periféricos.

I. INTRODUÇÃO

O primeiro computador foi desenvolvido na

Universidade da Pensilvânia por volta 1943, o

Eniac (Eletrical Numerical Integrator and

Calculator) era uma máquina enorme composto

de 18.000 válvulas e 15.000 relés, que ficava

alojada numa sala de 9 x 30 m.

Com o advento do transistor de silício, em 1947,

tornou-se então possível aumentar a velocidade

das operações na computação. Em meados dos

anos 60, foi desenvolvido o circuito integrado, com

isso a computação deu um grande passo à frente.

A indústria dos computadores pessoais (PC), teve

seu iníc io em 1971 com a fabricação do primeiro

microprocessador, o Intel 4004. Porém a indústria

decolou somente em 1975 com Altair 8800, da

MITS.


Durante os anos seguintes foram desenvolvidos

diversos projetos utilizando microprocessadores,

então em 1981 a IBM apresentou o IBM Personal

Computer, que trazia um processador Intel 8088

de 4,7 MHz com 16 Kb de RAM. Também houve

avanços significativos na área de software com a

Microsoft.

Dessa época em diante, houveram grandes

avanços tecnológicos tanto na área de hardware,

quanto na de software. A indústria da informática

se tornou uma das mais gigantes indústrias

mundiais, só perdendo para indústria do petróleo.

Como qualquer equipamento eletrônico, os

computadores pessoais podem falhar,

evidentemente sua confiabilidade é bem alta,

porém com o rápido desenvolvimento da

microeletrônica, a obsolescência tecnológica

desse equipamento é muita rápida [1].

Muitos equipamentos, chamados de periféricos,

foram desenvolvidos para auxiliar os

computadores a desempenharem melhor suas

tarefas, como por exemplo: impressoras,

scanners, placas de rede e FAX/Modem, etc.

Os computadores e periféricos são equipamentos

bastante confiáveis, porém precisam de um

ambiente operacional adequado para que esta

confiabilidade seja mantida. Algumas

características que devem ser observadas:

• Calor e frio: todos os componentes

eletrônicos têm sua durabilidade reduzida

com o aumento da temperatura, portanto é

recomendável se instalar computadores e

periféricos em ambientes com ar-

condicionado e evitar a obstrução dos

orifícios de ventilação;

• Umidade: a alta umidade pode acelerar o

processo de oxidação das partes metálicas

do computador, já a baixa umidade pode

criar problemas de eletricidade estática;

• Sujeira e poeira: afetam todos os

componentes de um computador, mas em

especial alguns periféricos como teclado e

mouse, prejudicando os contatos destes

equipamentos;

• Impactos e vibrações: este problema afeta

tanto componentes fixos, como móveis. O

excesso de vibração e impactos pode fazer

com que circuitos integrados sejam

desconectados de seus soquetes, bem

como pode afetar a integridade do disco

rígido e de leitores de CD Rom, pois

podem desalinhar suas cabeças de leitura;

• Eletricidade estática: os circuitos

integrados que compõem as placas dos

computadores são afetados por esse

fenômeno podendo até ser

permanentemente danificado por este.

Deve-se tomar muito cuidado ao manusear

as placas de computadores, procurando

sempre descarregar a estática acumulada

antes;

• Problemas relacionados com a rede

elétrica: os computadores, bem como

muitos de seus periféricos, possuem fontes

de alimentação chaveadas, que são

sensíveis a ruídos e distorções do sinal

elétrico, bem como a oscilações e

flutuações do nível de tensão do sinal [2].


Outro grande problema da atualidade, está

relacionado com o software, são os vírus de

computador. Os vírus são programas que

geralmente estão anexados a outros arquivos de

aplicativos, e quando entram em operação podem

causar problemas em todos softwares aplicativos

do sistema. Atualmente, surgem milhares de vírus

novos por semana, e o único modo de prevenção

efetiva é a utilização de programas anti-vírus

antes de se ler, copiar, ou executar, qualquer

arquivo vindo de outro computador [1] [4].


II.1. COMPUTADORES

Todos os computadores consistem de dois

componentes básicos: hardware e software.

II.1.1. Hardware

O hardware dos computadores inclui todos os

componentes físicos que integram o sistema do

computador:

• Fonte de alimentação: converte a tensão

da rede 127 V corrente alternada para os

níveis de tensão corrente contínua que o

computador necessita;

• Drive para discos flexíveis: permite que as

informações possam ser armazenadas e

lidas a partir de um disco magnético

flexível removível;

• Disco rígido: permite que as informações

possam ser armazenadas e lidas a partir

de um disco magnético rígido não-

removível;

• Placa-mãe: aloja e interconecta

eletricamente a maioria dos componentes

eletrônicos de um computador;

• Microprocessador: interpreta as instruções

para o computador e executa os

procedimentos requeridos por cada uma

das instruções. As suas principais funções

são: controle dos dados de todo sistema,

executar todas as operações matemáticas,

executar todas operações lógicas e

decisões e executar todo o controle do

sistema e dos dados;

• Circuito de clock: atua como um contador

de passo do sistema para o

processamento de estados, em geral, um

aumento da taxa de clock resulta num

aumento de desempenho;

• Memória ROM: memória não-volátil

programada de fábrica que não pode ser

alterada pelo usuário, podendo ser lida,

mas não escrita. A ROM contém o sistema

de entradas e saídas básico (BIOS) que

permite que o usuário acesse os

dispositivos de entrada e saída;

• Memória RAM: memória volátil que

armazena programas de computadores e

interage com eles, podendo ser lida e

escrita. Quanto mais memória RAM o

computador tem, maior o programa

aplicativo que se pode executar;

• Barramento: um grupo de cabos

conectados que fornece meios para

mandar e receber informações entre

diferentes partes do computador,

geralmente em múltiplos de oito;

• Slots de expansão: conectores usados

para o propósito de conectar outros

circuitos à placa-mãe;

• Cartões periféricos: permite a conexão do

computador com dispositivos de entrada e


saída, como por exemplo: drives,

impressoras, monitores, etc. [3]

II.1.2. Software

O software é constituído pelos programas de

computador, que são listas de instruções que

dizem ao computador o que fazer.

Há duas categorias principais de software:

• Sistema operacional: é constituído pelo

conjunto de programas que permite que o

usuário interaja com o computador,

operando os drives de discos, a

impressora, e outros dispositivos.

• Aplicativos: são programas desenvolvidos

para dar ao computador uma aplicação

específica, como por exemplo: um

processador de texto. Constituem a

maioria dos softwares disponíveis no

mercado.

Todas as informações geradas e necessárias pelo

computador são armazenadas na forma de

arquivos, os arquivos podem ser movidos,

copiados, renomeados ou apagados, os principais

tipos de arquivos são:

• arquivo executável: uma lista de instruções

para o microprocessador;

• arquivo de dados: uma lista de

informações;

• arquivo texto: uma série de caracteres

como letras, números, espaços, etc.;

• arquivo gráfico: uma figura convertida em

código digital.

Os arquivos e programas são armazenados em

diretórios, também chamados de pastas. Os

diretórios são organizados em forma de uma

estrutura de árvore [3].

II.2. PERIFÉRICOS

Os principais periféricos encontrados em

aplicações domésticas e comerciais são:

II.2.1. Monitor

O monitor de vídeo constitui o meio pelo qual o

computador apresenta ao usuário as diversas

informações que este pode acessar, é composto

por um tubo de raios catódicos, uma fonte de

alimentação, um circuito eletrônico de controle,

um canhão de feixe de elétrons e das bobinas

magnéticas defletoras.

Basicamente, o computador, através de uma

placa de vídeo, que pode estar contida na placa-

mãe ou ser uma placa independente conectada na

placa-mãe, envia o sinal contendo as informações

da imagem a ser formada para o monitor.

Este sinal vai chegar na placa de controle do

monitor, que controla o funcionamento do canhão

de feixe de elétrons e das bobinas magnéticas

defletoras. Estes dois componentes são

alimentados pela fonte de alimentação, e tem a

função de disparar um feixe de elétrons no tubo

de raios catódicos que irá formar a imagem.

As bobinas magnéticas defletoras são

responsáveis por controlar a direção do feixe de

elétrons [4].

II.2.2. Teclado

O teclado é um dos componentes que sofrem

mais desgaste natural do computador, pois se


trata do meio pelo qual o usuário passa diversas

informações para o computador.

O teclado possui um microprocessador próprio

que detecta os movimentos das teclas. Este

microprocessador fica varrendo as teclas, e

quando uma tecla é pressionada, ele manda um

código de varredura, um byte que identifica a

posição da tecla, para o computador. Esse byte

será decodificado no computador para se obter o

valor do caractere que aquela tecla representa [4].

II.2.3. Mouse

O mouse também é outro componente que sofre

um grande desgaste natural, pois também

constitui um meio pelo qual o usuário passa

comandos para o computador.

O mouse possui uma esfera que fica em contato

com uma pequena plataforma, sendo que essa

esfera sensibiliza os roletes de movimentação

horizontal e vertical do ponteiro [5].

II.2.4. CD Rom

Os leitores de CD Rom são atualmente um dos

meios mais eficientes de se armazenar e

transportar dados, uma vez que estes discos

possuem uma alta capacidade de armazenar

informações (650 MB) com um tempo de acesso

muito rápido, e como esses dados são gravados

através de um processo óptico possui maior

confiabilidade [2] [5].

II.2.5. Impressoras

As impressoras são os dispositivos pelos quais o

computador transfere as informações solicitadas

pelo usuário para o papel. Elas são de três tipos:

matriciais, jatos de tinta e laser.

As impressoras matriciais já estão bastante

obsoletas atualmente, pois são lentas e

barulhentas. Este tipo de impressora ainda é

muito encontrada em uso, pois possuem um custo

baixo de operação. Utilizam uma fita para imprimir

os caracteres, como as máquinas de escrever

antigas, e uma cabeça de impressão formada de

agulhas.

Já as impressoras jato de tinta são as mais

comumente encontradas no mercado, são

bastante rápidas e silenciosas. Possuem um custo

de operação acessível às diversas aplicações, e

utilizam esguichos de tinta, preta e colorida,

através de uma matriz de minúsculos bocais, para

imprimir os caracteres.

A impressora laser é de todas a mais rápida e

silenciosa, porém possui um custo de operação

mais elevado. Este tipo de impressora utiliza um

toner para impressão dos caracteres. O processo

é semelhante ao utilizado nas máquinas

copiadoras, sendo que o toner é atraído para as

áreas carregadas de um tambor eletrostático e

então ele é transferido eletrostaticamente para o

papel e fundido usando cilindros quentes de

pressão. Geralmente só imprimi em preto e

branco [2] [5].

II.2.6. Scanners

Os scanners são dispositivos que através de um

processo óptico consegue ler informações em

uma folha de papel e transferi-las diretamente

para o computador em forma de arquivos texto ou

gráficos.


Utilizam o mesmo processo aplicado nas

máquinas copiadoras [2] [5].

II.2.6. Placas de FAX/Modem

As placas de FAX/Modem podem estar contidas

na placa-mãe ou ser uma placa independente

conectada à placa-mãe. Tem como função prover

o computador de um meio de utilizar as linhas

telefônicas para transmissão de dados [2] [5].

II.2.7. Placas de Rede

As placas de Rede também podem estar contidas

na placa-mãe ou ser uma placa independente

conectada à placa-mãe. Tem como função prover

o computador de um meio de se comunicar com

outros computadores para transmissão de dados

[2] [5].


PREVENTIVA

Todo computador do tipo PC vem acompanhado

com um software de diagnóstico básico, as rotinas

de autoteste (POST – Power-On Self Test) no

BIOS do sistema. Essas rotinas verificam a

funcionalidade básica de todos os dispositivos

padrões assim que o sistema é ligado.

Existem no mercado diversos softwares de

diagnóstico de falhas e correção de problemas,

podendo ser utilizados para se analisar o

desempenho dos principais dispositivos internos

do computador e tomar algumas medidas de

otimização para estes dispositivos.

A manutenção preventiva aplicada em

computadores e periféricos, constitui o segredo da

durabilidade e confiabilidade desses sistemas,

sendo que esta pode ser dividida em duas

categorias: as que o usuário pode fazer e as que

necessitam de uma assessoria técnica.

As principais tarefas de manutenção preventiva de

computadores, com periodicidade semanal, são:

• Backup de todos os dados;

• Limpar parte externa do computador,

monitor, teclado e demais periféricos,

utilizando produtos apropriados para tal

tarefa;

• Verificar se todos os fios e cabos externos

estão seguros e se cada cabo está ligado

corretamente [1] [2] [4] [5].

As principais tarefas de manutenção preventiva de

computadores, com periodicidade semestral,

necessitam de uma assessoria técnica, e são:

• Retirar a tampa do computador e fazer

uma limpeza das partes internas do

mesmo, utilizando produtos apropriados

para tal tarefa;

• Verificar se todos os fios e cabos internos

estão seguros e se cada cabo está ligado

corretamente;

• Verificar se as placas internas estão

devidamente conectadas à placa-mãe [1]

[2] [4] [5].

Devido a grande utilização das impressoras pelos

usuários de computadores, estas necessitam de

uma manutenção preventiva também, com uma

periodicidade que varia de acordo com a sua

utilização. As principais tarefas de manutenção

preventiva aplicadas às impressoras são:

• Remover a poeira e os fragmentos de

papel do mecanismo;


• Verificar se a pista de avanço do papel

está desobstruída;

• Limpar as partes externas da impressora;

• Executar as rotinas de autolimpeza das

cabeças de impressão [1] [2] [4] [5].


As manutenções corretivas de hardware se

resumem à troca de placas defeituosas por outras

novas.

Já, a manutenção corretiva de software,

geralmente está assoc iada a desinstalação do

mesmo, com posterior re-instalação do mesmo.

Ou ainda, em casos mais graves, a formatação de

todo o disco rígido com posterior re-instalação de

todos os softwares aplicativos e arquivos contidos

nele [1] [2] [4] [5].


A indústria da informática é uma das mais vorazes

em termos de renovação tecnológica, sendo que

um equipamento lançado hoje pode estar obsoleto

em no máximo 3 anos.

Este grande desenvolvimento e constante

renovação dos sistemas computacionais, é

estimulado não só por novos dispositivos de

hardware mais rápidos ou mais poderosos, como

também pelo desenvolvimento de softwares

melhores e mais eficientes.

Levando isso em consideração, juntamente com a

maciça utilização de computadores e periféricos

em todos os setores, pode-se estimar uma vida

útil econômica de 3 anos para computadores e

periféricos.

REFERÊNCIAS

[1] J. Moss. Manutenção, reparos e atualização de

seu IBM PC e compatíveis. Makron Books, 1993.

[2] L. Vasconcelos. Manual de manutenção e

expansão de PCs. Makron Books.

[3] L. Vasconcelos. Como fazer expansões de

hardware no seu PC. Makron Books.

[4] G. Grimes. Aprenda em 24 horas Upgrade e

Manutenção de PC’s. Editora Campus, 1999.

[5] A. Rathbone. Upgrade E Manutenção De Pcs

Para Dummies. Editora Campus, 1998.


Condensador de Vapor

RESUMO

Os condensadores de vapor são equipamentos

utilizados para condensar o vapor procedentes de

turbinas a vapor. Existem duas vantagens

associadas com a utilização dos condensadores:

diminuição da pressão de escape da turbina com

o conseqüente aumento da produção de energia e

a recuperação do condensado para sua utilização

como água de alimentação da caldeira. Nas

centrais térmicas a vapor podem ser utilizados

dois tipos de condensadores: os de superfície e os

de contato. Os condensadores de superfície

proporcionam uma baixa pressão de escape

assim como a recuperação do condensado. Os

condensadores de contato por sua vez, também

proporcionam uma baixa pressão de escape, mas,

neste caso, ocorre a mistura do condensado com

a água de refrigeração, comprometendo assim a

recuperação do condensado. Quanto aos

procedimentos de manutenção, deve-se ter

atenção especial ao tratamento da água que

circula no ciclo a fim de evitar a formação de

depósitos e problemas associados à corrosão.

Deve-se também regularmente analisar a

integridade dos tubos e acessórios. Considerando

que os condensadores de vapor são

equipamentos onde o correto atendimento do

programa de manutenção permite que se alcance

sua vida útil esperada sem maiores

inconvenientes, sugere-se uma vida útil

econômica de 25 anos.

I. INTRODUÇÃO

Os condensadores de vapor são equipamentos

utilizados para condensar o vapor procedentes de

turbinas a vapor. Existem duas vantagens

associadas com a utilização dos condensadores:

diminuição da pressão de escape da turbina com

o conseqüente aumento da produção de energia e

a recuperação do condensado para sua utilização

como água de alimentação da caldeira.

A recuperação de calor através do condensado é

de fundamental importância nas centrais de

produção de energia elétrica a vapor. A água a ser

utilizada na caldeira, seja ela proveniente de rios,

lagos ou outras fontes, deve ser tratada

apropriadamente antes de sua utilização. Com a

tendência de se trabalhar com maiores pressões e

temperaturas, a necessidade de se obter água de

alimentação cada vez mais puras é cada vez

maior. Neste caso a utilização de condensadores

adequados minimiza a necessidade de tratamento

de água ao fazer circular no ciclo uma água já

tratada.

A condensação do vapor em um recinto fechado

produz um vácuo parcial devido à diminuição de

volume experimentada pelo vapor de baixa

pressão. Assim, a energia necessária para o

funcionamento do condensador é a relacionada

com o trabalho da bomba para comprimir o líquido

condensado, aumentando assim sua pressão, e

para também fazer circular a água de refrigeração.


Também é necessária uma certa quantidade de

energia para eliminar o ar e outros gases não

condensáveis que entram no condensador

juntamente com o vapor. O ar e os gases

dissolvidos na água de origem natural que

alimenta a caldeira desprendem-se da mesma no

condensador ao estarem submetidos à baixa

pressão.


Nas centrais térmicas a vapor podem ser

utilizados dois tipos de condensadores: os de

superfície e os de contato. Os condensadores de

superfície proporcionam uma baixa pressão de

escape assim como a recuperação do

condensado. Os condensadores de contato por

sua vez, também proporcionam uma baixa

pressão de escape, mas, neste caso, ocorre a

mistura do condensado com a água de

refrigeração, comprometendo assim a

recuperação do condensado.

Em grandes centrais a vapor não se indica a

utilização dos condensadores de contato, pois,

mesmo desconsiderando a perda de condensado,

o custo associado com o consumo de energia das

bombas e com a retirada dos gases não

condensáveis elimina as vantagens decorrentes

do elevado vácuo que pode ser obtido com este

tipo de condensador.

Nos condensadores de superfície, o vapor a ser

condensado normalmente circula por fora de

tubos enquanto a água de refrigeração passa por

dentro dos mesmos. O motivo para esta

seqüência é que o vapor, como foi gerado a partir

de uma água tratada, não causa depósito sobre

as superfície dos tubos. A água de refrigeração,

por sua vez, geralmente não possui tratamento e

acaba ocasionando depósitos. Como a limpeza da

parte interna é bem mais simples do que a da

parte externa, justifica-se a ordem citada

anteriormente.

Os condensadores de superfície podem ser de um

passe, quando a água circula através de todos os

tubos em um único sentido, ou de dois passes,

quando circula em um sentido na metade dos

tubos e no outro sentido na metade restante. A

maioria dos grandes condensadores possui uma

bomba para conduzir o condensado líquido

formado e um ejetor para retirar o ar e os gases

não condensados.

Para um adequado funcionamento, o condensador

de superfície de vê obedecer alguns princípios:

• O vapor deve entrar no condensador com

a menor resistência possível e a queda de

pressão gerada no condensador deve

também ser a menor possível;

• O ar deve ser retirado o mais rápido

possível do condensador por ser tratar de

um fluido mau condutor de calor;

• O ar deve ser retirado em pontos

apropriados, livre de vapor d’água e à

menor temperatura possível;

• Deve-se gastar o mínimo possível de

energia para retirar o ar;

• O condensado deve ser formado o mais

rápido possível e ser enviado, já sem a

contaminação pelo ar, para a caldeira à

maior temperatura possível;

• A água de refrigeração deve passar pelo

condensador deixando uma quantidade


mínima de sedimentos e absorvendo o

máximo possível de calor.

Nos condensadores de contato, o vapor é

condensado através de contato direto com a água

de refrigeração, presente no condensador na

forma de jatos. Pelo efeito combinado da pressão

da água de refrigeração ao entrar no

condensador, do vácuo existente no condensador

e da ação da gravidade, estes jatos alcançam

velocidade suficiente para arrastar o vapor

condensado, o ar e os gases não condensados e

para conduzi-los a um poço, vencendo assim a

pressão atmosférica.


O tratamento da água é um dos principais pontos

a serem abordados em um plano de manutenção

preventiva de um condensador de vapor. Apesar

do vapor ser, a princípio, um fluido livre de

impurezas, uma vez que ao entrar no ciclo de

geração como água de alimentação da caldeira

ele foi devidamente tratado, a água de

refrigeração não possui, na maioria dos casos,

tratamento tão rígido. Esta água, ao circular pelo

condensador, pode causar diversos problemas,

como corrosão e formação de depósitos.

A corrosão pode ser apresentar de duas formas:

corrosão geral e corrosão localizada. No caso da

corrosão geral, o tratamento consiste em controlar

o nível de acidez e alcalinidade da água. No caso

da corrosão localizada, deve-se retirar o oxigênio

livre da água através de algum produto químico.

Estes tratamentos que consistem na introdução de

um agente na água de refrigeração são indicados

para os condensadores de superfície. Caso

contrário, deve-se tomar as devidas precauções

ao adicionar-se um produto que irá percorrer todo

o ciclo de potência, uma vez que irá se misturar

ao condensado que retorna à caldeira.

O outro grande problema são as incrustações, as

quais formam uma camada na superfície do tubos

de troca de calor que reduz ou mesmo interrompe

a troca de calor.

Deve-se ter também um cuidado especial com

relação à integridade da tubulação que compõe o

condensador de vapor. Regularmente devem ser

realizadas análises procurando-se identificar

anomalias.


A manutenção corretiva aplica-se para a limpeza

dos tubos quando da formação de depósitos e

para a substituição de tubos avariados dentro do

condensador de vapor.


Considerando que os condensadores de vapor

são equipamentos onde o correto atendimento do

programa de manutenção permite que se alcance

sua vida útil esperada sem maiores

inconvenientes, sugere-se uma vida útil


REFERÊNCIAS

[1] Severns, W. H., Degler, H. E. e Miles, J. C.,

Energía mediante vapor, aire o gas, Edit. Reverté,

1975


Conduto e Canaleta

RESUMO

Eletrodos ou condutos são tubos de seções

circulares destinados a proteção de condutores

elétricos. As canaletas têm a mesma função do

eletroduto, mas possuem seção retangular. O

dimensionamento, dos condutos e canaletas, é

determinado pela disposição dos condutores e

pela corrente. Um outro fator importante é a

capacidade de troca de calor dos condutos com o

meio. As dimensões internas dos eletrodutos e

respectivos acessórios de ligação devem permitir

instalar e retirar facilmente os condutores ou

cabos. Os eletrodutos rígidos são encontrados

comercialmente em varas de três metros de

comprimento, com uma luva em uma das

extremidades e roscas. Normalmente são de ferro

esmaltado de preto, aço-carbono, PVC rígido e

cimento amianto. As canaletas são geralmente

formadas de alumínio ou lâminas de aço. Os

eletrodutos e canaletas devem resistir aos

esforços mecânicos de dobradura, achatamento e

extensão, assim como apresentarem

suportabilidade a corrosão. Existem condutos que,

além de sua função principal, são utilizados para

aterramento, sendo que estes sofrem mais danos

devido à corrosão eletrolítica. Avaliando todos os

tipos de intempéries que estão submetidos os

condutos e canaletas, e considerando que estes

estão devidamente dimensionados para sua

aplicação, estima-se uma vida econômica útil de

25 anos.

I. INTRODUÇÃO

De acordo com a norma, eletrodutos ou condutos

são tubos de seções circulares destinados à

proteção de condutores elétricos.

Canaletas são estruturas que tem a função de

transportar e proteger os condutos elétricos.

Possuem seção retangular, e geralmente é

localizada internamente nas edificações, próxima

ao teto.

Em eletrodutos e canaletas somente devem ser

utilizados condutores isolados, cabos unipolares

ou cabos multipolares, admitindo a utilização de

condutor nu em conduto isolante exclusivo,

quando tal condutor destina-se a aterramento.

O dimensionamento, dos condutos e canaletas, é

determinado pela disposição dos condutores e

pela corrente. Um outro fator importante é a

capacidade de troca de calor dos condutos com o

meio. As dimensões internas dos eletrodutos e

respectivos acessórios de ligação devem permitir

instalar e retirar facilmente os condutores ou

cabos. Para isso é necessário que a taxa máxima

de ocupação em relação à área da seção não seja

superior a 53% no caso de um condutor, 51% no

caso de dois condutores ou 40% no caso de três

ou mais cabos.

Os condutos e canaletas poderão conter

condutores de um ou mais circuitos, quando as


três condições apresentadas forem atendidas.

São elas:

• Os circuitos pertencem à mesma

instalação, isto é, se originam de um

mesmo dispositivo geral de manobra e

proteção, sem a interposição de

equipamentos que transformem a corrente

elétrica;

• As seções normais dos condutores fase

estejam contidas de um intervalo de três

valores normalizados sucessivos;

• Os condutores isolados tenham a mesma

temperatura máxima para serviço

contínuo.


relacionadas são:

• NBR13057 – Eletroduto rígido de aço-

carbono, com costura, zincado

eletroliticamente e com rosca NBR8133

(12/1993): Fixa condições exigíveis para

encomenda, fabricação e fornecimento de

eletrodutos rígidos de aço-carbono, com

rosca NBR8133, fabricados de tubo com

costura, com revestimento protetor externo

que tem a finalidade de proteger os

condutores elétricos;

• NBR5598 –Eletroduto rígido de aço-

carbono com revestimento protetor, com

rosca NBR6414 (12/1993): Fixa condições

exigíveis para encomenda, fabricação e

fornecimento de eletrodutos rígidos de

aço-carbono, com revestimento protetor,

fabricado de tubo com ou sem costura e

utilizados para proteção de circuitos de

condutores elétricos;

• NBR5598 - Eletroduto rígido de aço-

carbono com revestimento protetor, com

rosca ANSI/ASME B1.20.1 (03/1995): Fixa

condições exigíveis para encomenda,

fabricação e fornecimento de eletrodutos

rígidos de aço-carbono, fabricados de tubo

com ou sem costura, com revestimento

protetor, e utilizados para proteção de

circuitos de condutores elétricos;

• NBR5624 – Eletroduto rígido de aço-

carbono, com costura, com revestimento

protetor e rosca NBR8133 (12/1993): Fixa


fabricação e fornecimento de eletrodutos

rígidos com rosca NBR8133;

• NBR6150 – Eletroduto de PVC rígido

(12/1980): Fixa as características mínimas

exigíveis para o recebimento de

eletrodutos de PVC rígido, de seção

circular;

• NBR6600 – Curvas de aço com costura e

luva de aço-carbono com costura ou ferro

fundido maleável de seção circular para

eletrodutos NBR5624 (10/1985): Fixa


fabricação e fornecimento de curvas de

aço-carbono com costuras e luvas de aço-

carbono com costura ou ferro fundido

maleável.


II.1. MATERIAIS DOS CONDUTOS E CANALETAS

Os eletrodutos rígidos são encontrados

comercialmente em varas de três metros de

comprimento, com uma luva em uma das

extremidades e roscas. Normalmente são e ferros


esmaltado de preto, aço-carbono, PVC rígido e

cimento amianto. As canaletas são geralmente

formadas de alumínio ou lâminas de aço. É

importante ressaltar que estes materiais não

devam propagar o fogo no caso de incêndio.

II.1.1. Ferro Esmaltado de Preto

São utilizados quando há necessidade de suportar

eventuais esforços mecânicos. Este tipo de ferro

esmaltado é preparado para resistir a ação da

corrosão. Geralmente são utilizados no interior de

edificações para instalações de baixa tensão .

II.1.2. Aço-carbono

Estes também suportam a ação de esforços

mecânicos sendo que o aço é uma estrutura mais

rígida, e se protegido devidamente contra a

corrosão eletrolítica satisfaz as necessidades sem

maiores problemas. São utilizados em edificações

de baixa tensão.

II.1.3. PVC

Dentre das principais vantagens do PVC está a

suportabilidade à corrosão e o baixo preço. Estes

são usados em instalações de baixa tensão,

sendo que geralmente estão embutidos dentro da

alvenaria.

II.1.4. Cimento Amianto

Em instalações de alta tensão, onde, por algum

motivo opta-se por instalações subterrâneas

utilizam-se valas vedadas construídas por

concreto de cimento amianto. A principal

vantagem do cimento amianto é o fato dele ser um

isolante térmico protegendo o cabeamento do

fogo.

II.1.5. Alumínio

Por ser um material leve, ele é bastante utilizado

para confeccionar canaletas aéreas em

instalações de baixa tensão.

II.2. TIPOS DE CONDUTOS

Há diversas configurações possíveis de eletrodutos

e canaletas. Algumas são mostradas na figura

abaixo [1].

figura 1 – algumas configurações de condutos e

canaletas.


As normas especificadas definem as dimensões

dos eletrodutos, assim como a espessura da

parede e a massa teórica.

Para a confecção de diferentes tipos de condutos

deve-se verificar se a superfície interna apresenta

arestas cortantes, para que não ocorra

danificação da capa protetora dos condutos

elétricos.

II.3. ESFORÇOS SUBMETIDOS

De acordo com as normas vigentes, os

eletrodutos devem apresentar suportabilidade a

requisições mecânicas e a corrosão.

Dentre os requisitos mecânicos que o eletroduto

deve suportar estão:

• Dobramento;

• Achatamento;

• Expansão.

As superfícies interna e externa do eletroduto

devem estar protegidas completa e

uniformemente em todo a sua extensão. Quando

for utilizado o revestimento de zinco, ele deve ser

aplicado por imersão à quente ou zincagem em

linha com cromatização. Se for especificada

pintura externa ou interna, ambas devem ser da

mesma qualidade.

II.4. CONDUTOS DE ATERRAMENTO

Para maior segurança da instalação, os condutos

e canaletas devem ser devidamente aterrados.

Mas existem eletrodutos que podem ser utilizados

como aterramento funcional e aterramento de

proteção, são eles [2]:

• Eletroduto de aterramento – condutor ou

conjunto de condutores em contato intimo

com o solo, e que garante uma ligação

elétrica com ele;

• Eletrodos de aterramento eletricamente

distintos (independentes) – eletrodutos de

aterramento suficientemente distantes uns

dos outros para que a corrente máxima

suscetível de ser escoada por um deles

não modifique sensivelmente o potencial

dos outros.

Deve-se relatar que o eletroduto de aterramento

deve ser constituído de um material condutor,

como o alumínio.

II.5. CONDUTOS SUBTERRÂNEOS

Em instalações elétricas de alta potência,

principalmente subestações, utiliza-se condutos

ou canaletas subterrâneos [3].

Os cabos unipolares devem ser protegidos por

condutos de aço zincado ou cimento amianto com

envelope de concreto. É obrigatório o uso de

muflas terminais, tanto na derivação externa,

quanto internamente. A profundidade deve ser

superior a 50 cm.

A configuração mais utilizada é da canaleta

vedada, construída com cimento amianto, sendo

que o fundo é constituído de brita para absorver a

umidade. Nesta configuração os condutores de

alta tensão não terão contato direto com o solo de

brita, devido às estruturas de ferro.



PREVENTIVA

Toda a instalação deve ser periodicamente

verificada por pessoas credenciadas ou

qualificadas, por intervalos de tempo que variam

de acordo com a importância da instalação.

Em condutos e canaletas de grandes instalações

deve-se periodicamente fazer a medição de

resistência dos eletrodos de aterramento e

verificar visualmente as condições em relação à

corrosão.

Deve-se observar em especial medidas de

proteção contra contato com as partes vivas e o

estado dos condutores, sua isolação e suas

ligações.


A manutenção corretiva consiste na troca de uma

peça ou de todo o conjunto da estrutura, quando

esta não atende mais as devidas condições

operativas.

As manutenções podem comprometer seriamente

o abastecimento de energia. Devido a este fator

deve se dar maior ênfase às manutenções

preventivas e preditivas.


Em geral, os fabricantes não dão especificação da

vida útil dos condutos e canaletas, no qual se

subentende que estes são função do ambiente

que estão submetidos.

Se todas as intempéries existentes forem

observadas no dimensionamento dos condutos, e

com a atual tecnologia que tem a capacidade de

produzir elementos mais resistentes a ações da

natureza, pode-se estimar uma vida útil

econômica por volta de 25 anos para os condutos

e canaletas.

REFERÊNCIAS

[1] H. Creder. Instalações Elétricas. Livros

Técnicos e Científicos Editora S.A., 1999.

[2] A. Cotrim. Manual de Instalações Elétricas.

McGraw-Hill, 1985.

[3] J. R. Vázquez. Instalaciones Electricas

Generales – Enciclopedia CEAC de electricidad.

CEAC, 1974.


Conduto Forçado

RESUMO

O Conduto forçado, sendo um equipamento do

circuito de geração da usina hidrelétrica, deve ser

cuidadosamente projetado e operado para garantir

sua vida útil esperada e não comprometer a

operação e a vida útil da usina como um todo. A

vida útil econômica proposta por este trabalho é

de 30 anos e, desde que se siga o programa de

manutenção e monitoração proposto no início da

operação da Usina, será facilmente obtida. Como

o conduto está inserido na estrutura civil da Usina,

quer apoiado sobre blocos de concreto ou

embutido na rocha com revestimento de concreto,

é importante que também estas estruturas sejam

monitoradas. A boa conservação do conduto nos

proporcionará grande economia na execução de

uma futura reabilitação da Usina.

I. INTRODUÇÃO

O Conduto Forçado é a tubulação pressurizada

localizada entre a caixa espiral da turbina e a

primeira estrutura aberta a montante da turbina. A

estrutura aberta citada acima pode ser uma

chaminé de equilíbrio, rio, canal, túnel aberto ou

um reservatório. Os Condutos Forçados devem

ser tão eficientes quanto o praticável para

conservar a altura disponível e estruturalmente

seguros para previnir acidentes que poderiam

resultar em perdas de vidas e danos materiais.

Os Condutos Forçados podem ser fabricados de

muitos materiais, mas a resistência e flexibilidade

dos aços fazem dos mesmos os materiais mais

adequados para a faixa de pressões encontradas

nas aplicações de turbinas.

Visto que os condutos são componentes

relativamente simples e, uma vez que tenham sido

bem projetados e construídos, toda a

responsabilidade por sua integridade recai sobre a

manutenção cuidadosa. Alguns itens sujeitos à

manutenção podem ser sempre reparados e não

põem em risco o equipamento. Outros itens, quer

pela dificuldade de inspeção e manutenção, quer

pela natureza da ocorrência, quer pela

impossibilidade de parada da usina para efetuar o

reparo, podem comprometer o equipamento

levando a sua ruína, colocando em risco a usina e

as populações vizinhas.

Para condutos sujeitos a precários cuidados de

manutenção, sujeitos a condições de operação

mais agressivas no tocante à corrosão e

condições geológicas, a vida útil pode ser

bastante comprometida.


Os condutos forçados de Usinas Hidrelétricas

estão normalmente classificados em um dos

seguintes tipos:

II.1. CONDUTO EXPOSTO

O conduto exposto é aquele situado acima do

terreno, dotado de apoios deslizantes, que


transmitem a carga devido ao peso do conduto ao

terreno e juntas de dilatação que permitem o

movimento axial do conduto. Normalmente, o

conduto é dotado de blocos de ancoragem, onde

estão concretadas as curvas. Dependendo da

extensão dos trechos retos, pode ser necessária a

colocação de blocos de ancoragem

intermediários. Dependendo da pressão externa,

devido ao vácuo interno ao qual o conduto está

submetido, pode ser necessária a soldagem de

anéis de reforço. Estes condutos devem receber

pintura interna e externa. Outros acessórios

normalmente utilizados neste tipo de conduto são

as bocas de visita, os sistemas de drenagem e as

válvulas de aeração.

O conduto exposto pode estar dentro de uma

galeria.

II.2. CONDUTOS CONCRETADOS

Os condutos envolvidos em concreto são

compostos apenas de virolas. Normalmente, são

usados em usinas em que a distância entre a casa

de força e a tomada d’agua é pequena e forma

uma única estrutura.

Dependendo da pressão externa, devido ao vácuo

interno ou à pressão de injeção de grouting, ao

qual o conduto está submetido, pode ser

necessária a soldagem de anéis de reforço. Estes

condutos devem receber pintura interna. Outros

acessórios normalmente utilizados neste tipo de

conduto são os sistemas de drenagem e as

válvulas de aeração.

II.3. CONDUTOS MISTOS

É comum, no Brasil, o projeto de condutos ter a

parte inicial como conduto embutido e a parte final

como conduto concretado.

II.4. CONDUTOS EMBUTIDOS NA ROCHA

Os condutos embutidos na rocha, tais como os

envolvidos em concreto, são compostos apenas

de virolas. Normalmente, são usados onde a

condução da água desde a tomada até a casa de

força é feita por meio de túneis escavados em

rochas. A parte inicial destes túneis é revestida

em concreto, e a parte final próxima à casa de

força é revestida por virolas metálicas.

Dependendo da pressão externa, devido ao vácuo

interno ou à pressão de injeção de grouting, ao

qual o conduto está submetido, pode ser

necessária a soldagem de anéis de reforço. È

normal, porém, a execução de cortinas de

drenagem, onde se executam furos com a

finalidade de conduzir a água pressurizada

presente na rocha para a galeria de drenagem.

Neste caso, a máxima pressão externa será a

coluna d´água desde o conduto até a galeria de

drenagem. Estes condutos devem receber pintura

interna. Outros acessórios normalmente utilizados

neste tipo de conduto são os sistemas de

drenagem.


Um programa de manutenção bem definido, bem

documentado é um meio de monitorar a condição

de um conduto metálico.

Os itens que o programa de manutenção

abrangente deve monitorar incluem os elementos,

mas não estão limitados a eles:


• Movimento dos apoios;

• Vibração excessiva;

• Vazamento;

• Envelhecimento do conduto;

• Condição da chapa do conduto (interna e

externa);

• Soldas;

• Parafusos e rebites;

• Juntas de expansão e acoplamentos

deslizantes;

• Válvulas de aeração;

• Válvulas ou outros sistemas de controle da

água;

• Bocas de visitas e bocais;

• Blocos de ancoragem e suportes;

• Revestimento (interno e externo);

• Instrumentação (se relevante).

III.1. TÉCNICAS DE INSPEÇÃO

Vários tipos de técnicas de inspeção são

disponíveis para examinar vários aspectos do

conduto no campo. Algumas das técnicas de

inspeção mais comuns são relacionadas abaixo:

(1) Inspeção Visual: Pode ser executada na

superfície do conduto exposto e no terreno

acima dos condutos enterrados, quando há

acesso adequado. A inspeção visual é

particularmente efetiva para detecção de

defeitos superficiais e subsuperficiais

potenciais, que podem ser inspecionados

subseqüentemente por outros métodos. A

inspeção visual deve incluir os fatores, mas

não está limitada a eles:

• Inspeção ao redor de pontos de

vazamentos na chapa do conduto, visando

a definir a extensão e gravidade do

vazamento;

• Inspeção para detectar bolhas de

ferrugem, que podem indicar vazamentos

localizados causados por corrosão tipo

“pitting”;

• Inspeção para detectar indicações lineares

que podem revelar fissuras na chapa do

conduto;

• Inspeção para detectar amassamento na

chapa do conduto nos cantos de saída das

selas de concreto. O amassamento pode

indicar sobretensões nestas áreas;

• Inspeção para detectar se o concreto nos

cantos de saída das selas de concreto não

está quebrado;

• Inspeção do terreno acima do conduto

enterrado para assegurar que não existem

árvores ou arbustos, pois suas raízes

podem afetar o tubo ou o aterro. Também

o crescimento de grama e arbustos podem

indicar vazamento no conduto.

(2) Dispositivos Ultrassônicos para determinar a

espessura das chapas, medida por dentro ou

por fora dos condutos. Métodos não

destrutivos, como líquido penetrante,

partículas magnéticas e Raios X, podem ser

usados para detectar problemas potenciais na

superfície do aço nas juntas soldadas. O

ensaio de raio X é recomendado para avaliar

corrosão por pitting no interior do conduto ou

fissuras nas chapas ou nas juntas soldadas. A

corrosão entre tubo e sela de concreto pode

ser detectada pelo ensaio de raio X, sendo o

filme colocado entre o conduto e o concreto e

a fonte do outro lado do conduto. O conduto


deve estar vazio, senão o tempo de exposição

se torna excessivo.

(3) Uma tecnologia nova de inspeção de

condutos é o uso de equipamentos de vídeo

por controle remoto ou robôs. Estes

dispositivos podem executar as inspeções

com segurança e rapidez em condutos

íngremes e escorregadios. As condições da

pintura interna, ferrugem e erosão são

monitoradas por um circuito de televisão

externo ligado à unidade de inspeção. Estes

dispositivos podem medir espessura das

chapas e verificar as condições da pintura em

todos os 360° da superfície interna do

conduto.

(4) A espessura da chapa do conduto pode ser

precisamente medida usando-se métodos

destrutivos, retirando-se amostras do conduto.

Entretanto, o reparo do conduto deve ser

testado e analisado. Por isso, o uso deste

método é raramente usado só para medir

espessura.

III.2. FREQUÊNCIA DA INSPEÇÃO

A freqüência da inspeção deve ser avaliada para

cada Usina e levar em conta os seguintes fatores:

• Acessibilidade para inspeção;

• Conseqüência de um acidente no conduto;

• Freqüência do enchimento e esvaziamento

do conduto;

• Condições climatológicas e ambientais;

• PH da água através do conduto;

• Quantidade de sedimentos na água;

• Idade do conduto;

• Método de fabricação do conduto, ou seja,

rebitado, soldado ou ligado através de

acoplamentos mecânicos, entre outros;

• Histórico de acidentes no conduto, se

existente.

Uma vez que estes e outros aspectos pertinentes

tenham sido considerados, a freqüência de

inspeção pode ser estabelecida. Quando prático,

deve-se considerar a execução de uma

caminhada para fazer a inspeção visual pelo

pessoal de manutenção. Se isto não é prático

devido ao comprimento excessivo do conduto,

terreno acidentado, entre outros, então, a

inspeção pode ser executada apenas uma vez por

ano. A superfície interna do conduto deve ser

inspecionada a cada 2 ou 3 anos. As leituras de

espessura do conduto devem ser tomadas a cada

5 a 7 anos.


IV.1. JUNTAS DE EXPANSÂO

Sob operação normal, as juntas de expansão

requerem muito pouca manutenção.

Os vazamentos nas gaxetas das juntas podem

ocorrer pelo afrouxamento do aperto do prensa

gaxeta ou pelo ressecamento do material das

gaxetas localizado próximo às superfícies

expostas ao sol. Se isto ocorre, os parafusos

devem ser reapertados, usando-se o torque

recomendado pelo fabricante. Se o aperto

adicional não estancar o vazamento, pode ser

necessário trocar o engaxetamento. O seguinte

processo pode ser seguido:


• Após esvaziar o conduto, soltar e remover

todos os parafusos;

• Usando dispositivos mecânicos, parafusos

saca juntas presos ao prensa gaxetas,

puxar o prensa gaxetas para fora da

câmara de gaxetas;

• Após a exposição da câmara de gaxetas

retirar as gaxetas usando ferramentas

apropriadas. Jatos de água de alta pressão

são efetivos para retirar as gaxetas;

• Instalar as novas gaxetas conforme o

procedimento indicado pelo fabricante;

• Após a instalação das gaxetas empurrar o

anel prensa gaxetas e reapertar os

parafusos.

A norma japonesa TSGP recomenda a inspeção

das juntas no mínimo uma vez por ano e a

substituição das gaxetas a cada 5 ou 10 anos,

dependendo das condições de operação.

IV.2. VÁLVULAS DE AERAÇÃO

As válvulas de aeração são requeridas nos

condutos para assegurar operação e proteção do

conduto durante enchimento, esvaziamento e

operação normal e, portanto, devem receber

manutenções freqüentes e cuidadosas.

Cada válvula de aeração e seus acessórios

devem passar pela manutenção adequada pelo

menos uma vez por ano. O processo de

manutenção deve ser estabelecido e incluir no

mínimo:

• Inspeção da caixa de válvulas ou boca de

visita, quanto há limpeza e facilidade de

acesso;

• Inspeção dos tubos de ventilação para

garantir aeração adequada no recinto das

válvulas;

• Inspeção das partes internas das válvulas

(eixos, hastes, alavancas, entre outras);

• Reparos ou substituições das partes

defeituosas ou emperradas, incluindo

parafusos e gaxetas;

• Limpar as válvulas de aeração após

manutenção para assegurar vedação e

operação adequadas;

• Avaliação do revestimento;

• Checar a operação de isolamento da

válvula e verificar que as válvulas são

deixadas abertas após terminada a

manutenção;

• Proteção das válvulas ao congelamento

(se aplicável);

• Programar as manutenções durante as

paradas normais.

A norma TSGP recomenda que, além das

inspeções normais, sempre se faça a inspeção

das válvulas antes das drenagens do conduto e,

até mesmo, que não se execute a drenagem

antes da inspeção e reparos na válvula, se

necessário.

IV.3. VIBRAÇÃO

Quando a amplitude de vibração de um conduto

se torna excessiva, fadiga e falha repentina da

chapa do conduto, é uma possibilidade desde que

um número excessivo de oscilações possa ocorrer

num espaço de tempo relativamente curto. A fim

de evitar esta condição perigosa, a amplitude das

pulsações de pressão, que são geradas no

circuito hidráulico, na freqüência de ressonância


do conduto, deve ser reduzida significativamente

ou as pulsações de pressão eliminadas.

Alternativamente, a freqüência natural na qual o

conduto vibra pode ser alterada para evitar

ressonância. A solução, ou combinação de

soluções adotadas normalmente serão uma

questão de economia e praticidade.

As pulsações de pressão de baixa freqüência

estão associadas com vorticidades e vórtices no

tubo de sucção e podem ter sua freqüência

modificada ou sua amplitude reduzida por vários

meios.

As pulsações de alta freqüência estão associadas

às pás do rotor e podem ter sua freqüência

alterada pela substituição por um rotor com menos

pás. Também tem tido sucesso a redução desta

freqüência através do aumento da folga entre as

pás do distribuidor e do rotor pela retirada de

material da aresta de saída da palheta do

distribuidor e da aresta de entrada da pá do rotor.

É reconhecido que isto pode resultar em alguma

perda de performance na operação da turbina e

deve ser considerado cuidadosamente.

Quando a fonte de pulsação de pressões,

causando vibração ressonante no conduto não é

econômica ou praticável para eliminação ou

modificação, então deve-se considerar a mudança

da freqüência natural de vibração do conduto. Isto

pode ser conseguido seja pela introdução de

apoios intermediários ou pela instalação de anéis

enrijecedores circunferenciais, em intervalos

espaçados ao longo do vão do conduto entre

apoios.

O uso de anéis circunferenciais é efetivo porque

eles atuam para suprimir o modo de vibração tipo

circunferencial e, significativamente, impedem a

propagação destas deformações radiais de um

vão para o próximo. Uma análise dinâmica

tridimensional pode ser usada para determinar o

número e a localização dos anéis mais efetivos ao

longo do vão.

A amplitude de vibração excessiva do conduto

pode resultar em fadiga e uma falha repentina e

não deve ser permitido continuar sem a adoção de

medidas corretivas. Um detector de vibração pode

ser usado para medir a freqüência de vibração. As

deformações associadas com a vibração do

conduto podem ser monitoradas usando strain

gages para determinar as tensões dinâmicas

incrementais. Em adição, os picos máximos de

deformação radial devem ser localizados e

medidos para propósitos de avaliação.

È recomendado que a vibração seja considerada

excessiva e medidas também consideradas

excessivas quando a tensão dinâmica incremental

exceda 20% da tensão de projeto ou quando a

amplitude da deformação radial medida exceda

D/1000 , onde D é o diâmetro interno do conduto.

IV.4. MOVIMENTO DOS APOIOS

Abaixo relacionamos as principais causas do

movimento dos apoios e as soluções sugeridas:

(1) Apoios subdimensionados ou danificados:

• Se todas as cargas não foram

consideradas durante o projeto inicial, é

possível que os apoios se movam. Se

existe movimento num apoio, deve-se


prontamente fazer uma verificação do

projeto para verificar se realmente o apoio

está subdimensionado;

• Uma série de fatores pode também

danificar o apoio, tal como impacto de

pedras que se soltem da encosta,

deslizamento de terra e pedras, causando

seu movimento;

• As medidas corretivas para resolver o

problema de apoios subdimensionados ou

danificados podem ir desde a soldagem de

um reforço estrutural localizado, passando

pela adição de chumbadores, concretagem

adicional da base e, em casos extremos,

ser necessária a substituição do apoio.

(2) Coeficiente de resistência ao deslizamento

encontrado no campo menor que o assumido

na execução do projeto:

• Neste caso, as medidas corretivas seriam

a reavaliação da fundação do apoio e

estudar seu reforço ou substituição.

(3) A deterioração na fundação dos apoios

causada por erosão ou infiltração de água

deve ser corrigida, atacando-se as causas e

efetuando-se o reparo indicado.

(4) Uma inspeção inadequada durante o projeto

pode não ter detectado a presença de rocha

de má qualidade, e isto pode ser a causa do

movimento do apoio. Neste caso, é

necessário estudar os reparos na rocha pela

injeção de grout pressurizado ou outros

métodos recomendáveis pelos geotécnicos.

(5) Devido à acentuada inclinação, algumas

encostas podem se mover, causando o

movimento dos apoios e conseqüente

aumento no carregamento do apoio. Sempre

que ocorrerem tais problemas, deve-se

recorrer a engenheiros geoténicos

especializados que estudarão e adotarão a

solução adequada ao problema. As encostas

devem ser inspecionadas freqüentemente e,

principalmente, nos períodos chuvosos.

IV.5. AUMENTO DA ACIDEZ DA AGUA

Geralmente, a corrosão do aço devido à acidez da

água se desenvolve muito rapidamente com o

valor do PH abaixo de 4,5 e especialmente abaixo

de 4,0.

A corrosão devido à acidez da água é

grandemente influenciada pela velocidade do

escoamento e entrada de solo e areia e, quando

estas grandezas forem excessivas, a corrosão

pode-se desenvolver mesmo para PHs superiores

a 4,0.

O valor do PH se altera dependendo da vazão do

rio .Quando a vazão é maior na estação chuvosa,

o valor do PH torna-se relativamente maior com a

água ácida se diluindo e, assim, o valor mínimo do

PH deve-se como um critério por todo o ano.

Algumas medidas para impedir a corrosão são

disponíveis. Um método é a pintura com material

resistente a ácido.

De acordo com pesquisas desenvolvidas no

Japão, conforme norma TSGP, pintura com

borracha clorada e pintura com resina alquídica


mostraram excelentes propriedades. Resinas

epoxi betuminosas têm sido largamente usadas

nos últimos anos.

A maneira mais eficaz de se evitar a corrosão

seria o uso de aço inoxidável ou mais

economicamente chapa clad.

A corrosão no conduto pela acidez da água se

desenvolve muito rapidamente quando o conduto

está desgastado pela areia arrastada pela água.

Nestes casos, é necessário diminuir a corrosão do

conduto, revestindo o conduto com revestimento

tipo enamel, que possui uma resistência maior à

abrasão ou pela adição de retalhos feitos de aço

resistente à corrosão na parte inferior do conduto

ou partes mais sujeitas à abrasão. Pode-se

também investir na diminuição da entrada de areia

no conduto.

IV.6. REGISTROS DAS MANUTENÇÕES

Os registros das manutenções corretivas devem

incluir os seguintes:

• Data da inspeção e/ou manutenção;

• Localização e descrição de cada item

reparado, incluindo pontos de medida;

• Lista de itens reparados;

• Lista de partes reparadas ou substituídas;

• Check list dos itens observados;

• Condições ambientais, considerando a

elevação da água;

• Recomendações para reparos ou

melhorias;

• Nome da pessoa que realizou a

inspeção/manutenção.


Posto que o principal fator no estabelecimento da

vida de um conduto forçado é a corrosão da

chapa, os requisitos de projeto devem ser

criteriosamente estabelecidos para que a vida útil

considerada seja efetivamente obtida.

Tomados os cuidados na especificação dos

critérios de projeto, a responsabilidade pela

obtenção da vida útil recai sobre o trabalho de

manutenção preditiva e corretiva.

O programa de manutenção deve ser abrangente,

sem ser exaustivo e desnecessário, bem definido

e documentado, de forma a permitir o

acompanhamento e o monitoramento baseados

em metas pré-estabelecidas.

Fatores inesperados e, portanto, não previstos

nos períodos de projeto e construção do conduto,

podem surgir, tais como o aumento da acidez da

água ou vibração devido a alguma excitação não

prevista, podem ter seus efeitos minimizados ou

atenuados se as ações necessárias forem

tomadas com critério e na hora certa para

Condições ambientais, considerando a elevação

da água.

Apesar da relativa simplicidade construtiva do

conduto e do mesmo não possuir peças girantes,

cabe ressaltar que problemas no conduto podem

afetar a operação ou até mesmo indisponibilizar a

Usina, chegando ao ponto de ser necessária a

substituição completa do equipamento.

A adoção de uma vida útil econômica de 30 anos

pode parecer um dado conservativo; no entanto,


dado o caráter da dependência da vida útil com

fatores externos e com cuidados de manutenção,

este dado é extremamente coerente.

REFERÊNCIAS

[1] Technical Standards for Gates and Penstocks.

Hydraulic Gate and Penstock.

[2] ASCE American Society of Civil Engineers

Nomograph Nº 79.


Condutor (Sistema de Distribuição)

RESUMO

Os condutores elétricos são utilizados para

realizarem o transporte da energia elétrica através

dos agentes de campo elétricos e magnéticos,

para os quais os condutores constituem como

guias. Sua escolha e dimensionamento corretos

são decisivos na limitação das perdas de energia.

Poderão ocorrer ainda problemas de natureza

mecânica, em casos de solicitações excessivas.

As perdas por efeito Joule são controladas pela

escolha dos condutores com áreas de seções

transversais adequadas às correntes que deverão

conduzir, em função da escolha de materiais com

resistividade compatíveis. As correntes são

proporcionais às potências a serem transportados

e inversamente proporcionais aos níveis de

tensão adotados. Os condutores, como os demais

materiais utilizados no sistema elétrico, estão

sujeitos a falhas. Estas são decorrentes dos tipos

e intensidades das solicitações a que são

submetidos e também de sua capacidade de

resistir às mesmas. Os condutores das linhas

aéreas de distribuição para se manterem

suspensos são submetidos a forças axiais e

vibrações, que variam com as condições

ambientais, como por exemplo, variações de

temperatura, incidência de ventos. Os condutores

utilizados em linhas de distribuição são

constituídos por cabos, obtidos pelo

encordoamento de fios metálicos de alumínio ou

cobre, podendo também possuir uma camada

interna de aço. Estes cabos poderão ter também

uma camada de material isolante. Nos sistemas

de distribuição a curva de carga varia bastante ao

longo do dia e também da semana, com isso os

condutores elétricos deverão ser dimensionados

para suportar estas variações, sem acarretar em

danos nas propriedades do condutor. Em função

das características apresentadas pode-se afirmar

que a vida útil dos condutores de distribuição está

intimamente relacionado com as condições de

operação do sistema elétrico, caso seja obedecido

as recomendações dos fabricantes pode-se dizer

que a vida útil destes condutores é de 20 anos.

I. INTRODUÇÃO

Desde que Thomas Edison começou a

comercialização da energia elétrica há mais de

100 anos atrás mudanças notáveis aconteceram.

Uma das áreas que sofreram grandes inovações

tecnológicas é a dos tipos de cabos disponíveis

para distribuir energia elétrica.

Anteriormente à utilização do alumínio, o cobre foi

o material utilizado para transmitir eletricidade,

durante o desenvolvimento da indústria elétrica na

década de 1880. As dimensões dos cabos de

cobre eram dimensionadas principalmente em

função das considerações mecânicas, por causa

da desproporcional relação entre a alta

condutividade e a resistência mecânica, surgindo,

então, a necessidade de revisão dos critérios de

utilização de cabos aéreos. A dimensão dos

condutores utilizados eram geralmente maiores


que o necessário do ponto de vista da eficiência

da condutividade elétrica, resultando em

comprimentos dos vãos pequenos e aumento no

custo global das linhas.

Os critérios de seleção do tipo de cabo para uso

em de distribuição se tornaram uma ciência. A

seleção do tipo e do tamanho de cabo ótimos para

uma determinada linha requer uma compreensão

completa das características físicas de todos os

cabos disponíveis.

Essa compreensão tem que englobar não apenas

os conhecimentos físicos, elétricos, mecânicos e

térmicos do cabo, mas também as relações entre

essas variáveis, para encontrar a melhor relação

custo/benefício na seleção do cabo a se utilizar

exemplificadas abaixo.

• Estabilidade da linha x corrente que

transporta;

• Operação econômica x carregamento

térmico;

• Carregamento mecânico x altas

temperaturas;

• Vida útil x fadiga do material.


Os condutores empregados em linhas aéreas de

distribuição são constituídos por cabos. Estes são

obtidos pelo encordoamento de fios metálicos,

onde sobre um fio de seção transversal circular

são enrolados em forma espiral outros fios

envolvendo-o, formando camadas. O sentido de

enrolamento de cada uma das camadas é sempre

oposto ao da camada anterior, e a camada

externa é torcida para a direita. Os cabos podem

ser cobertos por uma camada de material isolante

ou então ser desprovido de isolamento.

Atualmente existe no mercado a rede compacta,

onde o objetivo é minimizar ou até mesmo acabar

com interrupções de energia elétrica em razão do

contato eventual ou queda de galhos de árvores

sobre a rede de distribuição, também é uma

alternativa às redes isoladas que possuem altos

custos de implantação e manutenção; contribui

significativamente com a preservação da

arborização e aumenta a confiabilidade do

sistema elétrico, reduzindo drasticamente os

índices DEC e FEC (duração e freqüência das

interrupções acidentais, respectivamente).

Os cabos são especificados pelo seu diâmetro

nominal, a área de seção transversal nominal e

número de fios componentes, pelos metais ou

ligas com que são confeccionados.

Na escolha dos condutores das linhas de

distribuição deve-se levar em consideração as

propriedades elétricas, físicas, mecânicas,

químicas e térmicas descritas a seguir.

As propriedades elétricas estão relacionadas com

a resistividade ou condutibilidade, fator que

determina as perdas por efeito Joule quando um

condutor é percorrido por uma corrente elétrica.

Esta condutividade é afetada pelo grau de pureza

e pela temperatura, sendo que quanto mais puro o

material menor será a sua resistividade, e quanto

maior a temperatura a resistividade também irá

aumentar.


As propriedades físicas estão relacionadas com o

seu peso específico e suas propriedades térmicas

(dilatação térmica e dilatação térmica linear ou

alongamento térmico).

As propriedades mecânicas estão associadas

com: a resistência mecânica (capacidade de

resistir aos chamados esforços simples, isto é,

tração e compressão), elasticidade, dutibilidade,

dureza, tenacidade e maleabilidade.

As propriedades químicas estão relacionadas com

sua estabilidade em serviço no meio em que será

utilizado. Esta estabilidade poderá ser afetada

pela corrosão, que é a deterioração e a perda de

um material devido a um ataque químico,

podendo-se dar por corrosão por dissolução ou

oxidação eletroquímica.


O cobre, apesar de sua elevada condutividade

elétrica, não é mais utilizado em linhas aéreas de

distribuição principalmente por razões de ordem

econômica.

Hoje o alumínio é inteiramente dominante na

fabricação de condutores para linhas aéreas de

distribuição, tanto em sua forma pura, como em

ligas com outros elementos ou associados com

condutores de aço. A seguir são apresentadas as

características do condutor elétrico de alumínio:

Condutividade, é cerca de 64% do condutor de

cobre, porém, devido ao seu baixo peso

específico, a condutividade do alumínio é maior

que o dobro do cobre por unidade de peso.

Resistência mecânica, é praticamente a metade

do condutor de cobre, este problema pode ser

resolvido utilizando condutores com liga de

alumínio ou através de associação com o aço,

resultando nos condutores de alumínio com alma

de aço.

Resistência de corrosão, tanto os fios de alumínio,

como os de ligas, ao serem resfriados no final do

processo de trefilação sofrem um processo de

oxidação que recobre os fios com um filme

bastante duro e estável, protegendo o fio contra

futuras agressões externas.

A seguir são descritos os tipos de condutores de

alumínio existentes no mercado.

Os cabos de alumínio são confeccionados com

fios de alumínio de pureza de 99,45% e tempera

dura. Sua condutividade é de 61% IACS (Padrão

Internacional de Cobre Recozido = 100). Estes

cabos são mais utilizados em redes de

distribuição de energia.

Os cabos de alumínio com alma de aço, são

cabos idealizados para suprir a falta de resistência

mecânica à tração dos cabos de alumínio. Em

torno de uma “alma” constituída por um ou mais

fios de aço galvanizado, são enrolados uma ou

mais camadas de fios de alumínio. Nos cálculos

elétricos considera-se que os fios de aço não

participam na condução de corrente elétrica,

ficando a sua função restrita aos esforços

mecânicos.

Cabos com ligas de alumínio: Visando aumentar a

resistência mecânica à tração e a estabilidade


química do alumínio recorre-se à adição de

diversos elementos de liga como ferro, cobre,

silício, manganês, magnésio, etc. Estes cabos

possuem uma condutividade na faixa de 57 a 59,5

IACS.

III.1. Capacidade Térmica dos Cabos - Ampacidade

As correntes elétricas ao percorrerem os cabos

provocam perdas de energia, como conseqüência

do efeito Joule. Essa energia se manifesta através

de geração de calor, provocando aquecimento.

Este problema deverá ser resolvido sob dois

aspectos: o econômico e o técnico. Do ponto de

vista econômico deve-se adotar o condutor para

transportar uma determinada densidade de

corrente que resulte, não nas menores perdas e

sim num valor considerado o mais econômico.

Do ponto de vista técnico deve-se considerar o

efeito da temperatura elevada no comportamento

mecânico dos condutores (degradação da

resistência mecânica, aumento da taxa de

alongamentos).

A capacidade de condução de corrente é

denominado como ampacidade e é fixada como a

corrente permissível no condutor, para que nas

condições ambientais pré-fixadas não ultrapasse o

valor de temperatura fixado para regime

permanente. Para a sua determinação é

necessário estabelecer alguns parâmetros

ambientais de referência como temperatura do ar,

insolação e velocidade do vento.

III.2. Isolação

A isolação dos condutores de distribuição pode

ser realizado com os seguintes materiais: cloreto

de polivinila (PVC), borracha etileno-propileno

(EPR), polietileno termoplástico (PE), polietileno

reticulado (XLPE). A seguir são apresentadas as

características do PE e do XLPE.

Na estrutura molecular do polietileno termoplástico

a molécula possui na sua cadeia cerca de 1000 a

4000 átomos de carbono. Com a reticulação pode-

se obter elos intermediários entre essas moléculas

formando o XLPE. Através desses elos, diminui-se

o deslizamento das moléculas reduzindo

conseqüentemente a deformação do material em

função do aumento da temperatura.

Cadeia do PE Cadeia do XLPE

O polietileno termoplástico (PE) plastifica-se por

volta de 120º C, o polietileno reticulado (XLPE)

não sofre alteração devido à reticulação de suas

cadeias moleculares.


A vida útil dos condutores de distribuição de

energia elétrica são afetados, principalmente pelo

nível de carregamento, pois uma sobrecarga

acima dos valores recomendados pelo fabricante

poderá ocasionar alterações nas propriedades do

condutor.


Como nos sistemas de distribuição a carga não

possui um comportamento constante ao longo do

dia, possuindo picos de consumo, estes

condutores deverão ser muito bem dimensionado

para não prejudicar na vida útil do condutor.

Um dos ensaios que pode ser realizado para

verificar a vida útil dos condutores é o ensaio de

tração, para medir a tensão de ruptura dos cabos.

Nesses ensaios são observados os valores de

alongamento e tensão de ruptura. A vida útil do

condutor de distribuição será em função da perda

de resistência mecânica, pois é um fator de

envelhecimento do mesmo.

Pode-se afirmar que a vida útil dos condutores de

distribuição é da ordem de 20 anos, sendo que

este valor poderá ser alterado segundo as

condições de operação que ele estiver submetido

durante sua vida útil.

REFERÊNCIAS

[1] NBR 6251, Construção de cabos de potência

com isolação sólida extrudada para tensões de 1

a 35 kV – Padronização.

[2] NBR 7286, Cabos de potência com isolação

sólida extrudada de borracha etileno-propileno

para tensões de 1 a 35 kV – Especificação.


sólida extrudada de polietileno reticulado para

tensões de 1 a 35 kV – Especificação.


sólida extrudada de cloreto de polivinila para

tensões de 1 a 20 kV – Especificação.

[5] Catálogos de fabricantes

[6] Fuchs, R. D., Transmissão de Energia Elétrica,

Livros Técnicos e Científicos Editora, Rio de

Janeiro, 1979.


Condutor (Sistema de Transmissão)

RESUMO

Os condutores elétricos são utilizados para

realizarem o transporte da energia elétrica através

dos agentes de campo elétricos e magnéticos,

para os quais os condutores constituem como

guias. Sua escolha e dimensionamento corretos

são decisivos na limitação das perdas de energia

(por efeito Joule ou por corona), como também

para controlar os níveis de rádio-interferência e

ruídos acústicos. Poderão ocorrer ainda

problemas de natureza mecânica, em casos de

solicitações excessivas. As perdas por efeito Joule

são controladas pela escolha dos condutores com

áreas de seções transversais adequadas às

correntes que deverão conduzir, em função da

escolha de materiais com resistividade

compatíveis. As correntes são proporcionais às

potências a serem transportados e inversamente

proporcionais aos níveis de tensão adotados. As

manifestações do efeito corona, que dependem do

gradiente de potencial nas imediações do

condutor, aumentam com o nível de tensão e

diminuem com o aumento nos diâmetros dos

condutores. Este fator faz com que os projetistas

das linhas de transmissão escolha os condutores

obedecendo ao critério de viabilidade econômica

de minimização das manifestações do efeito

corona. Os condutores, como os demais materiais

utilizados no sistema elétrico, estão sujeitos a

falhas. Estas são decorrentes dos tipos e

intensidades das solicitações a que são

submetidos e também de sua capacidade de

resistir às mesmas. Os condutores das linhas

aéreas de transmissão para se manterem

suspensos são submetidos a forças axiais e

vibrações, que variam com as condições

ambientais, como por exemplo, variações de

temperatura, incidência de ventos. Os condutores

utilizados em linhas de transmissão são

constituídos por cabos, obtidos pelo

encordoamento de fios metálicos de alumínio ou

cobre, podendo também possuir uma camada

interna de aço. Em função das características

apresentadas pode-se afirmar que a vida útil dos

condutores de transmissão é de 30 anos.

I. INTRODUÇÃO

A primeira linha de transmissão de que se tem

registro no Brasil foi construída por volta de 1883,

na cidade de Diamantina, para transportar a

energia produzida em uma usina hidroelétrica,

constituídas por duas rodas d’água e dois

dínamos Gramme, a uma distância de 2 km, para

acionar bombas hidráulicas em uma mina de

diamantes.

A partir disso as linhas de transmissão

começaram a transportar blocos de energia cada

vez maiores, com altos níveis de tensão e

distâncias longas. Para realizar este transporte de

energia elétrica foi desenvolvido ao longo do

tempo os condutores elétricos de transmissão

para as diferentes necessidades.


Esta transmissão de energia elétrica poderá ser

realizada utilizando se tecnologia da corrente

alternada ou então a transmissão em corrente

contínua. A tecnologia a ser adotada vai depender

da quantidade de potência a ser transportada,

sendo que a tecnologia de transmissão de energia

em corrente contínua será viável para tensões

extra elevadas, longas distâncias ou para realizar

a interligação de sistemas de corrente alternada

com freqüências diferentes.


Os condutores empregados em linhas aéreas de

transmissão são constituídos por cabos. Estes são

obtidos pelo encordoamento de fios metálicos,

onde sobre um fio de seção transversal circular

são enrolados em forma espiral outros fios

envolvendo-o, formando camadas. O sentido de

enrolamento de cada uma das camadas é sempre

oposto ao da camada anterior, e a camada

externa é torcida para a direita. Os fios podem ser

de mesmo diâmetro, caso mais comum, ou podem

possuir diâmetros diferentes em camadas

diferentes. Podem ser de matais diferentes, desde

que compatíveis eletroliticamente entre si.

Os cabos são especificados pelo seu diâmetro

nominal, a área de seção transversal nominal e

número de fios componentes, pelos metais ou

ligas com que são confeccionados.

A unidade de área adotada para definir a seção

transversal dos condutores é o Circular Mil (CM),

que corresponde à área de um círculo cujo

diâmetro é de um milésimo de polegada, ou seja,

0,506707.10-3 [mm2], pode-se utilizar também a

unidade de mm2.

Na escolha dos condutores das linhas de

transmissão deve-se levar em consideração as

propriedades elétricas, físicas, mecânicas,

químicas e térmicas.

As propriedades elétricas estão relacionadas com

a resistividade ou condutibilidade, fator que

determina as perdas por efeito Joule quando um

condutor é percorrido por uma corrente elétrica.

Esta condutividade é afetada pelo grau de pureza

e pela temperatura, sendo que quanto mais puro o

material menor será a sua resistividade, e quanto

maior a temperatura a resistividade também irá

aumentar.

As propriedades físicas estão relacionadas com o

seu peso específico e suas propriedades térmicas

(dilatação térmica e dilatação térmica linear ou

alongamento térmico).

As propriedades mecânicas estão associadas

com: a resistência mecânica (capacidade de

resistir aos chamados esforços simples, isto é,

tração e compressão), elasticidade, dutibilidade,

dureza, tenacidade e maleabilidade.

As propriedades químicas estão relacionadas com

sua estabilidade em serviço no meio em que será

utilizado. Esta estabilidade poderá ser afetada

pela corrosão, que é a deterioração e a perda de

um material devido a um ataque químico,

podendo-se dar por corrosão por dissolução ou

oxidação eletroquímica.


O cobre, apesar de sua elevada condutividade

elétrica, vem sendo cada vez menos utilizado em


linhas aéreas de transmissão, principalmente por

razões de ordem econômica.

Hoje o alumínio é inteiramente dominante na

fabricação de condutores para linhas aéreas de

transmissão, tanto em sua forma pura, como em

ligas com outros elementos ou associados com

condutores de aço. A seguir são apresentadas as

características dos condutores elétricos de

transmissão fabricados com alumínio:

Condutividade, é cerca de 64% do condutor de

cobre, porém, devido ao seu baixo peso

específico, a condutividade do alumínio é maior

que o dobro do cobre por unidade de peso.

Resistência mecânica, é praticamente a metade

do condutor de cobre, este problema pode ser

resolvido utilizando condutores com liga de

alumínio ou através de associação com o aço,

resultando nos condutores de alumínio com alma

de aço.

Resistência de corrosão, tanto os fios de alumínio,

como os de ligas, ao serem resfriados no final do

processo de trefilação sofrem um processo de

oxidação que recobre os fios com um filme

bastante duro e estável, protegendo o fio contra

futuras agressões externas.

A seguir são descritos os tipos de condutores de

alumínio existentes no mercado.

Os cabos de alumínio são confeccionados com

fios de alumínio de pureza de 99,45% e tempera

dura. Sua condutividade é de 61% IACS (Padrão

Internacional de Cobre Recozido = 100). Estes

cabos são mais utilizados em redes de

distribuição de energia.

Os cabos de alumínio com alma de aço, são

cabos idealizados para suprir a falta de resistência

mecânica a tração dos cabos de alumínio. Em

torno de uma “alma” constituída por um ou mais

fios de aço galvanizado, são enrolados uma ou

mais camadas de fios de alumínio. Nos cálculos

elétricos considera-se que os fios de aço não

participam na condução de corrente elétrica,

ficando a sua função restrita aos esforços

mecânicos.

Cabos com ligas de alumínio: Visando aumentar a

resistência mecânica à tração e a estabilidade

química do alumínio recorre-se à adição de

diversos elementos de liga como ferro, cobre,

silício, manganês, magnésio, etc. Estes cabos

possuem uma condutividade na faixa de 57 a 59,5

IACS.

II.1. CAPACIDADE TÉRMICA DOS CABOS -

AMPACIDADE

As correntes elétricas ao percorrerem os cabos

provocam perdas de energia, como conseqüência

do efeito Joule. Essa energia se manifesta através

de geração de calor, provocando aquecimento.

Este problema deverá ser resolvido sob dois

aspectos: o econômico e o técnico. Do ponto de

vista econômico deve-se adotar o condutor para

transportar uma determinada densidade de

corrente que resulte, não nas menores perdas e

sim num valor considerado o mais econômico.


Do ponto de vista técnico deve-se considerar o

efeito da temperatura elevada no comportamento

mecânico dos condutores (degradação da

resistência mecânica, aumento da taxa de

alongamentos).

A capacidade de condução de corrente é

denominado como ampacidade e é fixada como a

corrente permissível no condutor, para que nas

condições ambientais pré-fixadas não ultrapasse o

valor de temperatura fixado para regime

permanente. Para a sua determinação é

necessário estabelecer alguns parâmetros

ambientais de referência como temperatura do ar,

insolação e velocidade do vento.

II.2. EFEITO PELICULAR

Quando um condutor é percorrido por uma

corrente contínua de intensidade constante, esta

se distribui por toda área de sua seção

transversal, de forma que a densidade de corrente

no condutor seja uniforme. O mesmo não

acontece com a corrente alternada, que provoca

uma rarefação da corrente nas partes mais

internas do condutor, deslocando-a para a sua

periferia, o que é agravado com o aumento da

freqüência. Isso faz com que a distribuição de

corrente não seja uniforme, com densidade de

corrente menor no centro e maior na periferia.

Este fenômeno causa um aumento na

resistividade do condutor e é conhecido como

efeito pelicular.

II.3. EFEITO DO ESPIRALAMENTO

As correntes que percorrem os fios enrolados em

espiral para a formação do cabo o fazem como se

percorressem um solenóide, produzindo um fluxo

longitudinal nos fios mais para o interior. Esse

fluxo sendo alternativo poderá induzir correntes

parasitas que provocam perdas por efeito Joule e

no caso dos condutores com alma de aço, perdas

adicionais por histerese. Os condutores com

várias camadas são espiralados em sentidos

contrários visando minimizar as perdas

provocadas pelos fluxos longitudinais, pois haverá

fluxos em sentidos opostos.

II.4. EFEITO CORONA

As descargas de corona que se formam nas

superfícies dos condutores de uma linha de

transmissão são causadas quando a intensidade

de campo elétrico do condutor exceder a rigidez

dielétrica do ar. Daí, deriva a definição que consta

das normas ASA (American Standards

Association): “Corona é uma descarga luminosa

devido à ionização do ar que envolve um condutor

em torno do qual existe um gradiente de potencial

que excede um certo valor crítico”.

Este fenômeno do efeito corona causa perdas no

sistema elétrico que são agravados sob

determinadas condições meteorológicas adversas,

ou seja, sob chuvas intensas. O efeito corona

provoca também radio-interferência e ruídos

audíveis.


O aumento progressivo das tensões das linhas de

transmissão de energia elétrica foi uma

decorrência natural da necessidade de se

transportar economicamente e também sob

condições técnicas satisfatórias, potências cada

vez maiores a distâncias igualmente crescentes,

principalmente no Brasil, onde a geração é


predominantemente hidráulica, localizados longe

dos pontos de carga.

Caso o transporte desta energia seja realizado

fora dos padrões recomendados pelos fabricantes

de condutores, irá ocorrer uma redução na vida

útil do mesmo, causado principalmente quando a

linha operar em sobrecarga. Esta operação irá

resultar num aumento da corrente e como

conseqüência, alterações nas características

mecânicas do condutor da linha de transmissão, e

também um aumento no valor das perdas de

energia.

Pode-se afirmar que a vida útil dos condutores de

transmissão é da ordem de 30 anos, sendo que

este valor poderá ser alterado segundo as

condições de operação que ele estiver submetido

durante sua vida útil.

REFERÊNCIAS

[1] Electric Power Research Institute,

Transmission Line Reference Book 345 kV and

Above, 1975

[2] Catálogos de fabricantes.

[3] Fuchs, R. D., Transmissão de Energia Elétrica,

Livros Técnicos e Científicos Editora, Rio de

Janeiro, 1979.

[4] NBR 5422, Projetos de Linhas Aéreas de

Transmissão de Energia Elétrica


Controlador Programável

RESUMO

O primeiro CLP foi instalado em 1969, e se

mostrou de fácil instalação e programação,

ocupava menos espaço que os painéis de relés, e

tinha uma alta confiabilidade. Atualmente é

chamado somente de controlador programável.

Hoje em dia, estes equipamentos atingiram todos

os setores industriais, inclusive o setor elétrico de

potência. Um controlador programável típico pode

ser dividido em: fonte de alimentação, unidade de

processamento central (CPU), módulos de

entradas e saídas (I/O) e dispositivo de

programação. As vantagens de aplicação do CLP

estão relacionadas com sua arquitetura modular e

flexível. O CLP durante a sua operação executa

três procedimentos: ler os sinais de entrada,

executar o programa de controle e atualizar as

saídas. Estes procedimentos são seqüenciais e

são chamados de ciclo de varredura. Um CLP

quando instalado corretamente pode ter muitos

anos sem apresentar defeitos, uma vez que suas

características construtivas permitem que ele seja

instalado em quase todos os tipos de ambientes

industriais. Um dos primeiros cuidados é a

escolha do painel onde o CLP será instalado,

estes painéis devem seguir as normas da NEMA.

Para reduzir os efeitos de interferência

eletromagnética, deve-se aterrar adequadamente

o equipamento, bem como tomar os devidos

cuidados com o cabeamento. A maioria das falhas

geralmente acontece nas placas de entradas e

saídas, portanto é necessário ter placas

sobressalentes em estoque. É recomendável

também que se tenha cópia do programa de

controle. O CLP, como os computadores do tipo

PC, vem acompanhado com um software de

diagnóstico básico no seu sistema. Todos estes

sistemas têm trabalhado com muita eficiência sem

relatos significativos de mal-funcionamentos dos

mesmos. Levando isso em consideração e devido

as suas características de projeto pode-se estimar

uma vida útil econômica de 10 anos para

controladores programáveis.

I. INTRODUÇÃO

Em 1968, a General Motors especificou os

critérios de projeto de um dispositivo de estado

sólido que pudesse substituir os sistemas de

controle baseados em relés, e que tivesse como

principais características: a manutenção fácil e

flexibilidade de programação. Este dispositivo foi

chamado de controlador lógico programável

(CLP).

O primeiro CLP foi instalado em 1969, e se

mostrou de fácil instalação e programação,

ocupava menos espaço que os painéis de relés, e

tinha uma alta confiabilidade. Atualmente é

chamado somente de controlador programável,

uma vez que não executa apenas lógicas, porém

ainda é utilizada a sigla CLP no mercado [1].

Sua principal aplicação foi no setor industrial para

controle de máquinas, linhas de produção, etc.


Devido as suas características o CLP teve um

grande desenvolvimento impulsionando uma área

da engenharia denominada de Automação.

Hoje em dia, estes equipamentos atingiram todos

os setores industriais, inclusive o setor elétrico de

potência, isto pode ser comprovado com os

sistemas de automação aplicados em

subestações, usinas, na distribuição, mais

recentemente. Enfim, em todos os níveis do

sistema elétrico há sistemas automatizados, e seu

uso deve ser ainda maior daqui pra frente com o

desenvolvimento da área de comercialização de

energia, pois estes necessitarão de muitos dados

do sistema elétrico com uma freqüência só

alcançada pelos sistemas automatizados.

A principal norma de padronização dos

controladores programáveis é a IEC 1131, que

consiste de cinco partes: informações gerais,

equipamentos e critérios de testes, linguagens de

programação, instruções aos usuários e serviços

de comunicações [3].


Um controlador programável típico pode ser

dividido em:

• Fonte de alimentação: fornece energia em

corrente contínua para os outros módulos

alojados no rack;

• Unidade de processamento central (CPU):

é o cérebro do CLP, constituído de um

típico microprocessador para processar o

programa e controlar a comunicação entre

os diversos módulos;

• Módulos de entradas e saídas (I/O): é a

interface pela qual os dispositivos de

campo são conectados ao CLP, tem como

principal propósito condicionar estes sinais

para leitura pela CPU, ou para acionar

algum dispositivo externo;

• Dispositivo de programação: geralmente é

um computador ou notebook que serve

para desenvolver o programa que será

armazenado na memória do CLP, neste

programa estão os intertravamentos do

sistema, as seqüências de operações, etc.

[2]

As vantagens de aplicação do CLP estão

relacionadas com sua arquitetura modular e

flexível, permitindo que elementos de hardware e

software sejam expandidos de acordo com a

necessidade da aplicação, como mostrado na

Tabela 1.

II.1. PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO

O CLP durante a sua operação executa três

procedimentos, este processo seqüencial é

chamado de ciclo de varredura:

• Ler os sinais de entrada dos dispositivos

de campo através dos módulos de entrada;

• Executar o programa de controle

armazenado na sua memória;

CPU

Memória

Mód

ulo

Mód

ulo

de

saíd

as

Fonte de alimentação

Dispositivo de programação

Sensores spositivos

de entrada

Cargas Dispositivos de saída


Tabela 1 – Principais características do CLP e

seus benefícios

Características Benefícios Componentes de estado sólido

Alta confiabilidade

Memória programável

Simplicidade para mudanças Controle flexível

Tamanho reduzido Requere pouco espaço físico Microprocessador Capacidade de comunicação Alto desempenho Produtos de alta qualidade Multifuncionalidade Temporizadores e Contadores via software

Menos hardware Facilidade de ajustes

Relés de controle via software

Redução de custo de hardware e cabeamento

Redução de espaço físico requerido

Arquitetura modular

Flexibilidade e facilidade de instalação

Expansibilidade Redução de custos de

hardware Variedade de interfaces de I/O

Controle de diversos dispositivos

Estações remotas de I/O

Elimina cabeamentos muito longos

Indicadores de diagnóstico

Redução do tempo de manutenção

Sinalização apropriada de operação

Interface modular de I/O

Facilidade de manutenção Facilidade de conexão

Variáveis do sistema armazenadas em memória

Acessibilidade aos dados da planta Possibilidade de gerar relatórios

• Atualizar os sinais de saída para os

dispositivos de campo através dos

módulos de saída [2].

O tempo gasto para executar o ciclo de varredura

depende de dois fatores:

• A quantidade de memória ocupada pelo

programa de controle;

• O tipo de instruções utilizadas no

programa [2].

O tempo gasto para executar um ciclo de

varredura pode variar de décimos de milisegundo

até 50 milisegundos.

II.2. COMPONENTES DE HARDWARE

Os principais componentes de hardware aplicados

aos CLPs são os módulos de entradas e saídas.

Os módulos de entradas desempenham quatro

tarefas no sistema de controle do CLP:

• Percebe quando um sinal é recebido de

um sensor em uma máquina;

• Converte o sinal de entrada ao nível de

tensão correto para o CLP;

• Isola o CLP de flutuações de tensão e

corrente no sinal de entrada;

• Manda um sinal ao microprocessador

indicando qual sensor originou o sinal.

Ler entradas

Executar programa de

controle

Atualizar saídas


Os módulos de saídas desempenham três tarefas

no sistema de controle do CLP:

• Recebe um sinal de comando do

microprocessador;

• Comanda uma de suas chaves eletrônicas;

• Isola o CLP de flutuações de tensão e

corrente no sinal do dispositivo de saída.

II.2.1. Módulos de Entradas e Saídas Discretas

São os módulos mais comumente encontrados,

este tipo de interface conecta dispositivos de

entrada de natureza liga/desliga, tais quais:

chaves seletoras, pushbuttons e chaves fim de

curso.

Assim como as entradas, as saídas de controle

são limitadas a dispositivos do tipo: lâmpadas,

motores pequenos, solenóides e partidas de

motores que necessitam apenas de

chaveamentos liga/desliga [1] [2] [3].

II.2.2. Módulos de Entradas e Saídas Analógicas

Os módulos de entradas analógicos contêm os

dispositivos necessários para aceitar sinais de

tensão ou corrente analógicos de dispositivos

analógicos, como por exemplo sensores de

temperatura. Estes sinais são convertidos para

sinais digitas através de conversores

Analógico/Digital.

Os sinais de entrada podem ser tensões,

unipolares ou bipolares, ou correntes, 4 a 20 mA.

Os módulos de saídas analógicas recebem do

microprocessador o dado digital que será

convertido para um sinal analógico através de um

conversor Digital/Analógico [1] [2] [3].

II.2.3. Módulos Especiais

Existem diversos módulos para as mais diversas

aplicações no mercado, os principais são:

• Módulo PID: este módulo incorpora um

controlador proporcional integral derivativo

baseado em um algoritmo programado em

sua memória, que será processado por

seu próprio processador;

• Módulo de comunicação: permite ao CLP

se comunicar com outros dispositivos

computacionais por diversos meios, como

por exemplo as redes de computadores;

• Módulo de linguagem: permite ao usuário

escrever programas em linguagens de alto

nível, utiliza de microprocessador próprio

para converter o programa armazenado

em comandos simples para o CLP;

• Módulo de contagem de alta velocidade: é

usado quando há necessidade de

velocidade de contagem que superam as

capacidades do programa do CLP.


PREVENTIVA

Um CLP quando instalado corretamente pode ter

muitos anos sem apresentar defeitos, uma vez

que suas características construtivas permitem

que ele seja instalado em quase todos os tipos de

ambientes industriais.

Um dos primeiros cuidados é a escolha do painel

onde o CLP será instalado, estes painéis são

metálicos para minimizar os efeitos de

interferência eletromagnética, e muitas vezes

possuem ventiladores para refrigerar seu interior.

Estes painéis devem seguir as normas da NEMA

(National Electrical Manufacturers Association).


Para reduzir os efeitos de interferência

eletromagnética, além de se alojar o CLP num

painel adequado, deve-se aterrar adequadamente

o equipamento, bem como tomar os devidos

cuidados com o cabeamento. E ainda, se

necessário colocar filtros nos dispositivos

geradores de ruídos elétricos.

Quanto ao aterramento, tanto o CLP quanto o

painel necessitam se aterrados, porém devem ser

aterrados individualmente. Os cabos de

aterramento devem ser separados dos cabos de

força na entrada do painel.

A maioria das falhas geralmente acontece nas

placas de entradas e saídas, portanto é

necessário ter placas sobressalentes em estoque.

É recomendável também que se tenha cópia do

programa de controle, ou até mesmo, dependendo

do tipo de aplicação, a instalação de outro CLP

em stand-by, num sistema com redundância.

O CLP, como os computadores do tipo PC, vem

acompanhado com um software de diagnóstico

básico no seu sistema. Essas rotinas verificam a

funcionalidade básica da memória,

microprocessadores, bateria e fonte de

alimentação, essa checagem de erros é feita

constantemente durante sua operação.

As atividades de manutenção preventiva aplicadas

aos CLPs são:

• Limpeza ou troca dos filtros de ar presente

no painel;

• Limpeza das partes externas do CLP, bem

como da parte interna do painel, utilizando

produtos adequados;

• Checagem das conexões dos módulos de

entradas e saídas ao rack do CLP;

• Todos os dispositivos de entrada e saída

de campo devem ser checados para

garantir o seu perfeito funcionamento;

• Checagem da bateria de memória do CLP

[2].


As manutenções corretivas de hardware se

resumem à troca de placas defeituosas por outras

novas.

Os programas de controle são exaustivamente

testados antes de serem colocados em operação,

portanto é bastante improvável uma operação

incorreta dos mesmos. Se isto acontecer, com

certeza, houve uma má programação do CLP,

necessitando assim de atualizações. Estas

atualizações também podem acontecer se

houverem mudanças nas plantas controladas.


Os sistemas de automação já se tornaram figura

presente em todos os setores industriais, bem

como no setor elétrico. Diversas aplicações de

CLPs em subestações elétricas, usinas

hidrelétricas, etc. podem ser citadas.

Todos estes sistemas têm trabalhado com muita

eficiência sem relatos significativos de mal-

funcionamentos dos mesmos. E ainda, têm

contribuído em muito com a disponibilização dos

dados do sistema com uma taxa de atualização

muito boa, o que está possibilitando o avanço de

outros setores ligados não só ao ambiente


técnico, como é o caso da comercialização de

energia.

Estes sistemas vêm sendo atualizados com,

praticamente, a mesma velocidade dos sistemas

computacionais, tanto na área de hardware

quanto software, e devido as suas características

de projeto pode-se estimar uma vida útil

econômica de 10 anos para controladores

programáveis.

REFERÊNCIAS

[1] T.A. Hughes. Programmable Controllers – 2nd

edition. Instruments Society of America, 1997.

[2] F.D. Petruzella. Programmable Logic

Controllers – 2nd edition. Glencoe/McGraw-Hill,

1996.

[3] L.A. Bryan anda E.A. Bryan. Programmable

Controllers – Theory and Implementation – 2nd

edition. Industrial Text Company, 1997.


Conversor de Corrente

RESUMO

O conversor de corrente é um equipamento

eletrônico destinado a fazer o condicionamento do

sinal com o propósito de monitoração, regulação e

controle da corrente. Um exemplo é um conversor

de corrente que recebe 5A do secundário do TC e

entrega 4 a 20 mA em corrente contínua aos

circuitos eletrônicos responsáveis pela

monitoração do sinal. Pode-se ainda, encontrar tal

dispositivo com o nome de transdutor de corrente,

ou ainda, como transmissor de corrente. Este

estudo destaca os conversores que se utilizam do

efeito Hall para realização da tarefa de conversão

de corrente. Os dois tipos de conversores de

corrente utilizando efeito Hall apresentados são os

conversores em malha aberta e os conversores

em malha fechada. Suas principais

características, princípio de funcionamento e

aplicações são apresentadas ao longo do estudo.

As características construtivas desse tipo de

equipamento fazem com que o acesso aos

componentes internos torne-se impossível. Logo,

não há como se efetuar a manutenção desses

equipamentos. Considerando as características

elétricas, nota-se a presença de vários

dispositivos semicondutores. O tempo médio entre

falhas desses dispositivos é o principal fator

determinante da vida útil do equipamento.

Levando se em conta as questões anteriormente

abordadas, pode-se estimar uma vida útil

econômica de 10 anos para os conversores de

freqüência.

I. INTRODUÇÃO

O conversor de corrente é um equipamento

eletrônico destinado a fazer o condicionamento do

sinal com o propósito de monitoração, regulação,

e controle da corrente. Um exemplo é um

conversor de corrente que recebe 5A do

secundário do TC e entrega 4 a 20 mA em

corrente contínua aos circuitos eletrônicos

responsáveis pela monitoração do sinal.

Pode-se ainda, encontrar tal dispositivo com o

nome de transdutor de corrente, ou ainda,

transmissor de corrente.

Este sinal elétrico em corrente contínua de 4 a

20mA é o mais freqüentemente utilizado em

instrumentação. Existem quatro razões principais,

relacionadas com segurança e integridade do

sinal, que justificam a faixa de 4 a 20 mA. São

elas:

• Corrente X Tensão: O sinal em corrente é

utilizado para transmissões à distância. Se

o transmissor for uma fonte de tensão,

existirão quedas de tensão ao longo do

cabo utilizado na transmissão. No entanto,

se o transmissor for uma fonte de corrente,

a corrente de entrada do receptor não

dependerá da impedância do cabo.

• 4 mA X 0 mA: Sendo o valor mínimo de

corrente diferente de zero, é possível

determinar e distinguir ausência de sinal

do valor mínimo de corrente.


• Por que 4 mA? Cabos de instrumentação

em ambientes industriais estão sujeitos a

ruído de radio freqüência. O nível de sinal

de 4 mA está acima dos níveis de ruído

normalmente induzidos, sendo, portanto

desconsiderados neste caso.

• Por que 20 mA? O nível máximo de 20 mA

limita a energia elétrica na instrumentação

utilizada em áreas classificadas, estando

abaixo do ponto de ignição de produtos

explosivos, como gases e produtos

químicos. Este limite é definido para

garantir maior segurança nos

instrumentos.


II.1. PARÂMETROS A SEREM CONSIDERADOS

Para se especificar um conversor de corrente,

alguns parâmetros devem ser considerados. São

eles:

• Parâmetros elétricos: deve ser

especificado o tipo de corrente a ser

medida (DC, AC ou uma forma de onda de

corrente complexa); a faixa de corrente a

ser medida; o sinal de saída desejado; a

precisão da medida; a fonte de

alimentação disponível; e a tensão de

isolação.

• Parâmetros de operação dinâmica: deve-

se especificar a faixa de freqüência e a

taxa de variação da corrente no tempo.

• Parâmetros do ambiente: deve-se

especificar as temperaturas de

armazenagem e operação.

• Parâmetros mecânicos: deve-se

especificar as dimensões externas; a

conexão elétrica do circuito primário; e a

conexão elétrica do circuito secundário.


Os conversores de corrente se utilizam do efeito

Hall, causado pela força de Lorentz, que age nos

portadores de carga elétrica móveis no condutor,

quando elas são expostas a um campo magnético

que é perpendicular a direção da corrente.

Uma fina lâmina de material semicondutor é

atravessada longitudinalmente por uma corrente

de controle Ic (fig. 1). O fluxo magnético B gera

uma força de Lorentz FL perpendicular a direção

dos portadores de carga elétrica móveis

compondo a corrente. Isto causa uma troca do

número de cargas em ambas arestas da lâmina,

logo criando uma diferença de potencial referido

como tensão Hall VH.

Figura 1: Representação dos parâmetros elétricos

Para o arranjo descrito anteriormente, com um

campo magnético perpendicular a corrente,

obtém-se:

( ) BId/KV cH ××=

Onde K é a constante Hall para o material usado,

e d é a espessura da lâmina de material


semicondutor. Tal arranjo é conhecido como

gerador Hall.

O gerador de efeito Hall mostra uma certa

dependência da sensibilidade Hall e a tensão de

offset VOT na temperatura, que pode, entretanto,

ser consideravelmente compensada pelo circuito

eletrônico do conversor de corrente.

II.3. CONVERSOR DE CORRENTE DE EFEITO HALL

EM MALHA ABERTA

II.3.1. Construção e Princípio de Funcionamento

Os conversores de corrente em malha aberta se

utilizam do efeito Hall. A indução magnética B,

contribuindo para o aumento da tensão Hall, é

gerada pela corrente primária IP a ser medida. A

corrente de controle IC é fornecida por uma fonte

de corrente constante (fig. 2).

Figura 2: Conversão da corrente primaria em uma

saída em tensão

Na região linear do ciclo de histerese, B é

proporcional a IP:

Pairgap I)a(tetanconsB ×=

A tensão Hall é então expressa por:

PCH I)a(tetanconsI)d/K(V ×××=

Note que, com exceção de IP, todos os termos da

equação são constantes. Assim:

PH I)b(tetanconsV ×=

O sinal VH é amplificado para alimentar a saída

em tensão ou em corrente.

II.3.2. Vantagens e Limitações

Os conversores em malha aberta são capazes de

medir corrente DC, AC e formas de onda

complexas de corrente com isolação galvânica.

Eles se destacam pelo baixo consumo de energia

e pelo tamanho e peso reduzidos. Não ocasionam

perdas ao circuito a ser medido e são

particularmente resistentes a sobrecorrentes.

Apresentam custo relativamente baixo e, em

geral, são adequados para aplicações industriais.

II.3.3. Outras Características

• Faixa de corrente mensurável: é definida

pela região linear da curva de

magnetização do circuito magnético (fig.

3). Geralmente, a faixa de medição varia,

de acordo com o tipo, de 1 a 3 vezes a

corrente nominal.

Figura 3: Curva de magnetização


• Sinal de saída: a tensão é diretamente

proporcional a corrente medida. O nível de

tensão disponível depende da tensão de

alimentação. Versões com saída em

corrente também se encontram disponíveis

no mercado.

• Precisão da medida: a precisão depende

de vários fatores tais como parâmetros

elétricos ou parâmetros ligados às

condições do ambiente.

• Comportamento dinâmico: as limitações

se devem principalmente a dois fatores: A

largura de faixa do circuito eletrônico que

depende do tipo de amplificador usado nos

circuitos de compensação interna; O

aquecimento do núcleo é devido à

correntes parasitas e perdas por histerese

em altas freqüências.

II.3.4. Aplicações típicas

O conversor de corrente em malha aberta é usado

em numerosas aplicações industriais, onde eles

propiciam monitoração, regulação e controle da

corrente.

Entre as aplicações principais destacam-se:

• Conversores de freqüência e drives

trifásicos para controle de corrente das

fases de saída;

• Equipamento elétrico de solda, para

controle da corrente de solda;

• UPS e outros equipamentos operando com

bateria para o controle de corrente de

carga e descarga;

• Veículos elétricos, no controle de baterias

e conversores;

• Sistemas de gerenciamento de energia

• Etc.

III. MANUTENÇÃO CORRETIVA

Como em sistemas AC, as falhas em sistemas DC

são causadas por mau funcionamento do

equipamento e controladores, e por danos à

isolação, causadas por fontes externas tais como

descargas, poluição, etc. As falhas devem ser

detectadas e o sistema deve estar protegido por

chaveamento e ações de controle tais que a

disrupção na transmissão de energia seja

minimizada.

Fora este problema, as varias falhas que podem

ocorrer também causam a redução da vida útil do

dispositivo devido à sobretensões e

sobrecorrentes. Nas estações conversoras, as

chaves são os equipamentos mais críticos que

precisam ser protegidos contra danos causados

pelo aumento da temperatura na junção dos

tiristores, que é causado pelas perdas excessivas

no dispositivo e sensibilidade a sobretensões.

Em resumo, existem basicamente três tipos de

falhas que podem ocorrer em conversores:

• falhas devido ao mau funcionamento das

chaves e controladores;

• falha na comutação dos inversores;

• curto-circuito na estação conversora.

III.1. CONVERSORES DE CORRENTE DE EFEITO

HALL EM MALHA FECHADA

Os conversores de malha fechada têm um circuito

de compensação integrado através do qual a

performance dos conversores de corrente usando

efeito Hall pode ser consideravelmente

melhorada.


III.1.1. Construção e Principio de Funcionamento

Considerando que os conversores de corrente em

malha aberta geram uma tensão (Vout)

proporcional a tensão Hall (VH), os conversores

de corrente em malha fechada fornecem uma

corrente secundária (IS) proporcional a VH que

atua como um sinal de reação, com o propósito de

compensar a indução criada pela corrente

primária BP através de uma indução secundária

oposta BS.

A corrente secundária IS, reduzida da relação de

transformação, é muito menor que IP, já que a

bobina com NS espiras é usada para gerar o

mesmo fluxo magnético. Desta forma:

SSPP ININ ×=×

A indução BS é logo equivalente a BP, e seus

respectivos fluxos magnéticos se compensam. O

sistema então opera com fluxo magnético zero

(fig. 4).

Figura 4: Principio de operação de um conversor em

malha fechada

III.1.2. Vantagens e Limitações

Os conversores em malha aberta são capazes de

medir corrente DC, AC e formas de onda

complexas de corrente com isolação galvânica.

Eles se destacam pela precisão; boa linearidade;

larga faixa de freqüência; rápido tempo de

resposta; não embutem perdas no circuito a ser

medido; a saída em corrente; é bastante útil para

aplicações em ambientes ruidosos; resistem a

sobrecargas sem danos; etc.

Estes conversores são especialmente úteis em

aplicações industriais que requerem alta precisão

e uma larga faixa de freqüência. As principais

limitações deste dispositivo envolvem

principalmente o consumo dos alimentadores que

devem executar a compensação de corrente.

Além disso, para faixas elevadas de corrente,

esses conversores são mais caros e maiores que

os equivalentes em malha aberta.

III.1.3. Outras Características

• Faixa mensurável de corrente: Como

esses conversores operam com um fluxo

praticamente nulo (na prática, existe um

pequeno fluxo magnético de fuga), eles

tem uma excelente linearidade em uma

larga faixa de medição. Além disso, as

altas correntes transitórias, que devem

(por motivos térmicos) ser de curta

duração, podem de fato ser medidas. O

conversor opera, neste caso, como um

transformador de corrente. Considerações

tais como um bom acoplamento magnético

primário/secundário, devem ser levadas

em conta no momento da concepção do

conversor, com o propósito de se obter

resultados satisfatórios.

• Sinal de saída – resistência de carga: na

saída, o conversor fornece uma corrente

secundária que é a corrente de “reação”.


Esta corrente pode ser transformada em

tensão graças à resistência de carga

chamada de resistência de medição.

• Precisão da medição: a precisão

depende de vários fatores a serem

considerados, dependendo do tipo de

medição a ser efetuado.

• Comportamento dinâmico: As medições

efetuadas por um conversor em malha

fechada apresentam uma excelente

resposta em freqüência. Esta largura de

faixa se deve a dois fenômenos. Para

corrente DC e para baixas freqüências, a

eletrônica com o elemento Hall é

determinante. Em altas freqüências, o

conversor opera como um transformador

de corrente (fig. 5).

Figura 5: Com o aumento da freqüência, o

conversor em malha fechada opera como um

transformador de corrente

Graças à otimização combinada da largura de

faixa do circuito eletrônico e a largura de faixa de

freqüência do transformador de corrente é

possível cobrir estas duas regiões de freqüência,

propiciando uma boa precisão em toda a faixa de

freqüência do dispositivo.

III.1.4. Aplicações Típicas

Os conversores de corrente em malha fechada

são utilizados em inúmeras aplicações industriais,

onde eles propiciam a realização de medição,

monitoração, e controle de correntes. Entre as

aplicações típicas destacam-se:

• Conversores de freqüência e drives

trifásicos para controle de corrente nas

fases e no barramento DC, para proteção

em caso de curto-circuito;

• Conversores para servomotores

freqüentemente usados em robótica;

• Equipamento elétrico de solda, para

controle da corrente de solda;

• UPS e outros equipamentos operando com

bateria para o controle de corrente de

carga e descarga;

• Veículos elétricos, no controle de baterias

e conversores;

• Sistemas de gerenciamento de energia;

Etc.

IV. MANUTENÇÃO

Não faz sentido se falar em manutenção para

dispositivos desse tipo, pois são dispositivos

lacrados, impedindo qualquer acesso aos

componentes internos. Desta forma, em caso de

alterações no funcionamento recomenda-se a

troca sumária do conversor.


As características construtivas desse tipo de

equipamento fazem com que o acesso aos

componentes internos torne-se impossível. Logo,

não é possível se efetuar a manutenção desses

equipamentos. Considerando as características

elétricas, nota-se a presença de vários


dispositivos semicondutores. O tempo médio entre

falhas desses dispositivos é o principal fator

determinante da vida útil do equipamento.

Desta forma, levando-se em consideração as

questões anteriormente abordadas, pode-se


os conversores de freqüência.

REFERÊNCIAS

[1] Isolated Current and Voltage Transducers _

Characteristics – Applications – Calculations. LEM

Corporate Communications.

[2] Informações de fabricantes.


Conversor de Freqüência

RESUMO

Conversor é o termo genérico para se referir a um

simples estágio de conversão de potência,

podendo executar qualquer uma das seguintes

funções: conversão AC/DC, DC/AC, DC/DC,

AC/AC. Se a conversão for AC/DC, utiliza-se o

termo retificador para se referir a este tipo de

conversor. Sendo a conversão DC/AC, utiliza-se o

termo inversor para se referir a este tipo de

conversor. O fluxo de potência é ser reversível.

Assim, pode-se referir ao conversor em termos

dos seus modos de operação: inversor e

retificador. Os conversores são utilizados em

acionamentos de motores para controle de

velocidade, transmissão de energia elétrica, etc.

Evidentemente, os conversores de freqüência

apresentam características próprias para cada

aplicação. No caso de sistemas de transmissão de

energia elétrica, a conversão de AC para DC ou

vice-versa é realizada em estações conversoras

HVDC usando pontes conversoras trifásicas.

Considerando os aspectos construtivos e as

características de funcionamento dos conversores

de freqüência, nota-se que os componentes mais

sensíveis de um conversor, e, portanto, mais

propensos à falhas são as chaves. Elas precisam

ser protegidas contra danos causados pelo

aumento da temperatura na junção dos tiristores,

que é decorrente de perdas excessivas no

dispositivo e sensibilidade a sobretensões. A

redução da vida útil do dispositivo pode ser

ocasionada por diversos tipos de falhas devido a

sobretensões e sobrecorrentes. Considerando

todas as características de funcionamento de

conversores de freqüência, bem como suas falhas

mais comuns, pode-se estimar uma vida útil

econômica de 25 anos para este equipamento.

I. INTRODUÇÃO

Um conversor é um módulo básico de sistemas

eletrônicos de potência. Ele utiliza dispositivos

semicondutores de potência controlados por sinais

eletrônicos e possivelmente elementos

armazenadores de energia tais como indutores e

capacitores. Os conversores podem ser divididos

em quatro categorias:

• AC/DC;

• DC/AC;

• DC/DC;

• AC/AC.

Conversor é o termo genérico para se referir a um

simples estágio de conversão de potência,

podendo executar qualquer uma das funções

listadas anteriormente. Se a conversão for AC/DC,

utiliza-se o termo retificador para se referir a este

tipo de conversor. Sendo a conversão DC/AC,

utiliza-se o termo inversor para se referir a este

tipo de conversor. O fluxo de potência pode ser

reversível, assim pode-se referir ao conversor em

termos dos seus modos de operação: inversor e

retificador.


Figura 1: Modos de operação do conversor

Os conversores são utilizados em acionamentos

de motores para controle de velocidade,

transmissão de energia elétrica, etc.

Evidentemente, os conversores de freqüência

apresentam características próprias para cada

aplicação.

A conversão de AC para DC ou vice-versa em

sistemas de transmissão de energia elétrica é feita

em estações conversoras HVDC usando pontes

conversoras trifásicas. A configuração da ponte

(também chamada ponte de Graetz) é

apresentada na figura abaixo:

Figura 2: configuração da ponte conversora de 6 pulsos

As plantas elétricas geram energia na forma de

correntes e tensões AC. Esta energia é

transmitida para os centros consumidores por

meio de linhas de transmissão em três fases.

Alguns fatores tornam a transmissão em DC mais

apropriada. São eles:

• Economia na transmissão de energia: a

transmissão em AC tende ser mais

econômica para distâncias menores, e

mais dispendiosa para distâncias longas.

Assim para transmissões a longa distância,

a transmissão DC é mais recomendada.

• Performance técnica: a transmissão DC

apresenta várias características positivas

nas quais a transmissão AC deixa a

desejar. Estas características se devem

principalmente a rápida controlabilidade da

energia em linhas DC através do controle

de conversores. As vantagens são:

controle total sobre a energia transmitida;

habilidade para melhorar a estabilidade

dinâmica e transitória em redes AC

associadas; controle rápido para limitar

correntes de falta em linhas DC. Além

disso, a transmissão DC supera alguns

problemas da transmissão AC como:

limites de estabilidade (a capacidade de

transferência de energia em linhas DC não

é afetada pela distância de transmissão),

controle de tensão, compensação de linha,

problemas de interconexão AC,

impedância de terra.

Contudo, a transmissão DC também apresenta

algumas desvantagens que acabam por limitar

sua faixa de aplicação. São elas: o custo dos

equipamentos de conversão, a geração de

harmônicos que exige a presença de filtros AC e

DC, e a complexidade do controle. Desta forma,


pode-se concluir que a transmissão DC deve ser

usada em transmissão de energia em longa

distância, cabos subterrâneos, interconexão

assíncrona de sistemas AC operando em

diferentes freqüências.


II.1. ESTAÇÃO CONVERSORA

A figura seguinte apresenta um sistema de

transmissão HVDC típico, interconectando dois

sistemas AC através de uma linha de transmissão

HVDC. O fluxo de potência pode ser revertido.

Figura 3: Sistema de transmissão HVDC típico

II.2. A UNIDADE CONV ERSORA

Devido aos altos níveis de potência associado

com aplicação de transmissão HVDC, é

importante reduzir os harmônicos de corrente

gerados no lado AC e o ripple de tensão

produzido no lado DC do conversor. Isso é

realizado por meio de um conversor de 12 pulsos,

que requer dois conversores de 6 pulsos

conectados através de um transformador YY e um

∆Y, conforme mostrado na figura seguinte. Os

dois conversores de 6 pulsos são conectados em

série no lado DC e em paralelo do lado AC. A

conexão série de dois conversores de 6 pulsos no

lado DC é importante para atender a exigência de

alta tensão de um sistema HVDC.

Figura 4: A unidade conversora

Na figura anterior, Vas1n1 avança Vas2n2 de 30o.

As formas de onda da tensão e da corrente

podem ser desenhadas assumindo a corrente Id

no lado DC do conversor como sendo uma

corrente DC pura devido à presença de um

grande indutor de alisamento Ld. Por simplicidade,

supõe-se que as indutâncias de comutação do

lado AC por fase possam ser desconsideradas,

resultando em pulsos de corrente retangulares.

Com estas considerações. Pode-se desenhar as

formas de onda de corrente, como mostrado na

figura 5. Cada conversor de seis pulsos opera

com o mesmo ângulo de atraso α. A forma de

onda de corrente resultante por fase ia = ia1 + ia2

mostra claramente que esta configuração de 12

pulsos apresenta menos harmônicos. A análise de

Fourier mostra que a corrente de linha combinada

tem harmônicos da ordem:

H = 12K ± 1 (K é um inteiro)


Figura 5: Formas de onda da corrente

No lado DC, as formas de onda de tensão Vd1 e

Vd2 para os conversores de 6 pulsos são

mostradas na figura seguinte:

Figura 6: Formas de onda da tensão

Estas duas formas de onda estão deslocadas de

30o. Desde que dois conversores de 6 pulsos são

conectado em série do lado DC, a tensão

resultante DC Vd = Vd1 + Vd2 tem 12 pulsos de

ripple por ciclo da freqüência fundamental. Isto

resulta em harmônicos de tensão da ordem h em

Vd, onde:

H = 12k (k é um inteiro)

e o décimo segundo harmônico é o harmônico de

menor ordem. As magnitudes dos harmônicos de

tensão variam significantemente com o ângulo de

atraso α.

Na prática, Ls é substancial devido à indutância

de fuga dos transformadores. A presença de Ls

não altera a ordem dos harmônicos produzidos

em ambos os lados, permitindo que os dois

conversores de 6 pulsos operem sob condições

idênticas. Entretanto, as magnitudes dos

harmônicos dependem significantemente de Ls,

do ângulo de atraso α, e da corrente Id. A tensão

DC média pode ser escrita como:

ds

LLd

2d1d IL3

cosV23

2V

VVπ

ω−α

π===

onde VLL é a tensão rms de linha aplicada a cada

conversor de 6 pulsos e Ls é a indutância de fuga

por fase de cada transformador, referido ao seu

lado do conversor. É importante ressaltar que

α>90 corresponde ao modo de operação inversor

com transferência de potência do lado DC para o

lado AC do conversor. Já 0<α<90 corresponde ao

modo de operação retificador com transferência

de potência do lado AC para o lado DC do

conversor.

II.3. NORMAS RELACIONADAS

1) Norma: Eletrônica de potência

Numero: NBR9331

Última atualização: 70/01/97

Resumo: Define termos relacionados com a

tecnologia de eletrônica de potência aplicados à

conversão de corrente alternada em corrente

contínua, e vice-versa, em circuitos elétricos de

potência.

2) Norma: Conversor a semicondutores


Número: NBR9112

Última atualização: 07/01/97

Resumo: Fixa características básicas dos

principais componentes (transformadores,

dispositivos semicondutores, entre outros), com

vistas ao seu emprego em conversores de

potência a semicondutores, fornecendo as

bases de cálculo de coeficientes, fórmulas e

diagramas para o projeto e aplicação de

conversores de potência, além de definir as

condições de serviço básicas para a

determinação das características dos

equipamentos.

III. MANUTENÇÃO CORRETIVA

Como em sistemas AC, as falhas em sistemas DC

são causadas por mau funcionamento do

equipamento e controladores, e por danos à

isolação, causadas por fontes externas tais como

descargas, poluição, etc. As falhas devem ser

detectadas e o sistema deve estar protegido por

chaveamento e ações de controle tais que a

disrupção na transmissão de energia seja

minimizada.

Fora este problema, as varias falhas que podem

ocorrer também causam a redução da vida útil do

dispositivo devido à sobretensões e

sobrecorrentes. Nas estações conversoras, as

chaves são os equipamentos mais críticos que

precisam ser protegidos contra danos causados

pelo aumento da temperatura na junção dos

tiristores, que é causado pelas perdas excessivas

no dispositivo e sensibilidade a sobretensões.

Em resumo, existem basicamente três tipos de

falhas que podem ocorrer em conversores:

• falhas devido ao mau funcionamento das

chaves e controladores;

• falha na comutação dos inversores;

• curto-circuito na estação conversora.


Considerando os aspectos construtivos e as

características de funcionamento dos conversores

de freqüência, nota-se que os componentes mais

sensíveis de um conversor e, portanto, mais

propensos à falhas são as chaves. Elas precisam

ser protegidas contra danos causados pelo

aumento da temperatura na junção dos tiristores,

que é decorrente de perdas excessivas no

dispositivo e sensibilidade a sobretensões. A

redução da vida útil do dispositivo pode ser

ocasionada por diversos tipos de falhas devido à

sobretensões e sobrecorrentes.

Considerando todas as características de

funcionamento do conversor de freqüência, bem

como suas falhas mais comuns, pode-se estimar

uma vida útil econômica de 25 anos para este

equipamento.

REFERÊNCIAS

[1] Mohan, Undeland and Robbins, Power

Electronics. John Wiley & Sons, 2nd edition, 1995.

[2] Padyar, K. R., HVDC Power Transmission

Systems. John Wiley & Sons, 1st edition, 1990.

[3] Kimbark, E. W., Direct Current Transmission,

Vol. 1. John Wiley & Sons, 1st edition, 1971.

[4] Uhlmann, E., Power Transmission by Direct

Current. Springer-Verlag, 1st edition, 1975.


Disjuntor

RESUMO

Disjuntores são equipamentos eletromecânicos de

manobras, que se destinam à realização de

chaveamentos em redes elétricas, os quais

podem ser realizados nas operações de abertura

ou de fechamento de um ponto qualquer da rede,

de forma segura, sem se danificar térmica ou

fisicamente qualquer de suas partes

componentes, em qualquer que seja a condição

operativa em que a rede se encontre, ou que esta

lhe imponha. Os disjuntores são basicamente

constituídos de duas partes fisicamente distintas,

a câmara de interrupção, e o circuito de comando

e acionamento. A câmara de interrupção é o local

onde se efetuam as ações elétricas de abertura e

fechamento da rede elétrica em questão. Nessa

câmara, um ou mais pares de contatos,

denominados de fixo(s) e móvel(eis), realizam

mecanicamente, sob a ação de um comando,

elétrico ou manual, a abertura, ou o fechamento

da corrente elétrica entre dois terminais de uma

rede, eliminando o arco voltaico estabelecido

entre eles e gerado durante esse processo de

manobra. O circuito de comando e acionamento

processa as ordens operativas de abertura ou de

fechamento do mesmo, bem como, as

informações de estado, aberto ou fechado, em

que se encontra este disjuntor, indicações de

pressão do gás, sinalizações, etc. Os principais

tipos de disjuntores encontrados no Sistema

Elétrico Brasileiro são: disjuntores a óleo, a gás

SF6, a ar comprimido e a vácuo, sendo que cada

tipo de tecnologia tem suas vantagens de

aplicação e uso. A vida útil desses equipamentos,

construída com essa ou aquela tecnologia, é

função das condições de trabalho do mesmo, do

local instalado e suas respectivas características

elétricas presentes, tais como: níveis de curto,

natureza dos chaveamentos, freqüência das

operações, estados e condições de manutenção.

Sendo que, pode-se estimar genericamente uma

vida útil econômica de 30 anos para disjuntores de

qualquer tipo.

I. INTRODUÇÃO

De acordo com a definição apresentada nas

Normas Técnicas atuais, disjuntores são

equipamentos eletromecânicos de manobras, que

se destinam à realização de chaveamentos em

redes elétricas, os quais podem ser realizados nas

operações de abertura ou de fechamento de um

ponto qualquer da rede, de forma segura, sem se

danificar térmica ou fisicamente qualquer de suas

partes componentes, em qualquer que seja a

condição operativa em que a rede se encontre, ou

que esta lhe imponha.

Essa é uma definição bem aberta, sendo que

essas condições podem ser, por exemplo,

abertura ou fechamento em operação com carga

nominal, ou abertura ou fechamento em condições

de curto-circuito, ou operação de fechamento em

oposição de fases, aberturas de pequenas


correntes indutivas ou capacitivas as quais em

geral provocam grandes sobretensões, etc.

Uma definição aberta e genérica como esta,

transfere aos disjuntores uma responsabilidade

operativa enorme, uma vez que, operações de

abertura e/ou fechamento de circuitos

considerando suas condições operativas iguais às

nominais, aparentemente não é de se esperar

maiores solicitações na câmara de interrupção e

conseqüentemente, grandes esforços impostos ao

equipamento em questão.

Entretanto, por outro lado, operações como as de

interrupção das correntes de curtos-circuitos

terminais, abertura de pequenas correntes

indutivas ou capacitivas, faltas quilométricas,

fechamentos em regimes de oposição de fases,

etc., acabam por impor aos disjuntores, regimes

especiais de trabalho, transferindo-lhe grandes

esforços elétricos, térmicos e mecânicos em suas

partes componentes, originando assim, a razão de

ser de sua necessária robustez construtiva.


relacionadas são:

• NBR7118 – Disjuntores de alta-tensão

(09/1994): Fixa características exigíveis

dos disjuntores de corrente alternada, para

interior e exterior, projetados para sistemas

de tensões acima de 1000 V e freqüências

industriais iguais ou inferiores a 60 Hz e

para operação nas condições de serviço;

• NBR7102 – Ensaios sintéticos em

disjuntores de alta tensão (12/1981): Fixa

métodos de ensaios sintéticos para

disjuntores de corrente alternada de alta e

extra alta tensão;

• NBR7034 – Materiais isolantes elétricos –

Classificação térmica (12/1981): Designa

classes e temperatura dos materiais

isolantes elétricos utilizados em máquinas,

aparelhos e equipamentos elétricos com

base na temperatura máxima que podem

suportar em condições normais de

operação durante a sua vida útil.

I.1. NATUREZA CONSTRUTIVA

Os disjuntores são basicamente constituídos de

duas partes fisicamente distintas, a saber:

• Câmara de interrupção;

• Circuito de comando e acionamento.

A câmara de interrupção é o local onde se

efetuam as ações elétricas de abertura e

fechamento da rede elétrica em questão. Nessa

câmara, um ou mais pares de contatos,

denominados de fixo(s) e móvel(eis), realizam

mecanicamente, sob a ação de um comando,

elétrico ou manual, a abertura, ou o fechamento

da corrente elétrica entre dois terminais de uma

rede, eliminando o arco voltaico estabelecido

entre eles e gerado durante esse processo de

manobra (ou chaveamento).

É fundamental que o dimensionamento físico do

disjuntor seja compatível com os níveis dinâmico,

transitório e permanente dos esforços que lhe são

impostos durante suas operações, valores esses

que devem constar em suas especificações

técnicas, a fim de se evitar danos térmicos,

elétricos e/ou mecânicos em quaisquer de suas

partes componentes.


A extinção do arco voltaico, é auxiliada através da

presença de um material dielétrico, existente no

interior da câmara, o qual em geral, atua

resfriando o local do arco presente e

conseqüentemente abaixando a temperatura

interna global na câmara. Essa elevação de

temperatura na câmara, gerada pela presença do

arco, dependendo dos níveis da corrente a ser

interrompida e do valor da resistência de arco

voltaico gerado, pode assumir valores da ordem

de 1000 °C ou mais, impondo um esforço térmico

altamente estressante aos contatos do disjuntor e

aos demais materiais internos existentes na

câmara interruptora [5] [6] [7] [8].

Observa-se que pelo fato de o arco voltaico, ser

quase que puramente resistivo, a potência a ser

dissipada pela corrente desse arco, é quase que

puramente ativa, ou seja, seu efeito é o de

dissipação térmica por efeito joule, ocorrendo

diretamente sobre os componentes envolvidos.

I.2. DIELÉTRICOS

Os dielétricos mais usualmente encontrados, e

que se destinam ao processo de resfriamento,

minimização das ações de desgastes e riscos e

extinção do arco voltaico dentro das câmaras,

são:

• Os óleos isolantes (naftênico ou

parafínico);

• O ar seco ou o ar comprimido (“magnetic

air-blast circuit breaker”);

• Vácuo;

• O gás SF6 (Hexafluoreto de Enxofre).

I.3. COMANDO (OU ACIONAMENTO)

A segunda parte construtiva de um disjuntor, é o

seu circuito de comando e acionamento, onde se

processam as ordens operativas de abertura ou

de fechamento do mesmo, bem como, onde se

processam as informações de estado, aberto ou

fechado, em que se encontra este disjuntor,

indicações de pressão do gás, sinalizações, motor

de carregamento de mola, contatos auxiliares, etc.

Essas operações são realizadas, através de sinais

elétricos que são recebidos em suas bobinas de

abertura (BA ou “TC - trip coil”), ou nas de

fechamento (BF ou “CC - close coil”), as quais, em

geral são alimentadas através de um barramento,

que pode ser de tensão contínua, de ± 125 [Vdc]

ou alternada de 220 ou 127 [Vac].

Entre esse barramento e as respectivas bobinas,

existem os contatos de relés, de chaves, ou de

dispositivos de controle, que permitirão

estabelecer a continuidade do sinal de corrente

através das mesmas. É extremamente importante,

verificar o valor da corrente circulante através

dessas bobinas, bem como, os valores de seus

limites térmicos, evitando-se assim, danos e até

mesmo, a queima dessas unidades [5] [6] [7] [8].

Os modernos disjuntores usados em sistemas de

AT e de MT, são em geral, do tipo a gás SF6

(Hexafluoreto de Enxofre), onde o uso desse

dielétrico se justifica, face às inúmeras vantagens

que ele apresenta em relação às outras

alternativas (óleo, ar seco, vácuo).



II.1. DISJUNTORES A ÓLEO

Esta tecnologia encontra-se em obsolescência

para uso em AT e EAT, praticamente não se

fabrica mais disjuntores a óleo para uso em

tensões acima de 230 [kV].

O principal motivo, é a capacidade limitada de

isolação apresentada pelo óleo,

comparativamente ao seu concorrente imediato

que é o gás SF6. Além disso, o disjuntor a óleo

requer uma manutenção muito mais acentuada do

que o disjuntor a gás, em virtude da própria

alteração de sua estrutura molecular na presença

de altas temperaturas, advindas em função dos

cortes de altas correntes e da extinção do arco.

Nessas decomposições, há a formação de

metano, etano, etileno, hidrogênio, fuligem de

carbono e outros, os quais contribuem para

reduzir a Rigidez Dielétrica e conseqüentemente a

capacidade isolante desse óleo.

O espaço comercialmente ainda competitivo para

esse tipo de disjuntor, é a média tensão, classe

15/17 [kV], em instalações abrigadas, onde o

número de manobras seja relativamente baixo e

com correntes de interrupção até a ordem de 30

[kA].

A vida útil desses disjuntores, está diretamente

associada as suas condições de uso, níveis de

correntes de interrupção, freqüência de

operações, ambiente de instalação, de sua

manutenção, etc., podendo-se dizer, que existem

muitos disjuntores dessa categoria, operando a

mais de 40 anos em muitas dessas instalações de

Média e Alta Tensão que ainda estão em perfeito

estado.

II.2. DISJUNTORES A GÁS SF6

Essa é uma tecnologia, que vem sendo usada em

AT desde os anos 60, e que ganhou também a

MT a partir dos anos 80.

O gás SF6 é inodoro, incolor, mais denso que o ar,

altamente estável nas CNTP, se comportando de

forma semelhante a um gás nobre, inerte [1].

A capacidade dielétrica do mesmo, é bem superior

a de seus concorrentes, impondo-lhe uma relação

“custo x benefício” que lhe tem dado um espaço

preferencial, cada vez maior nessas aplicações e

ainda, as quais se têm estendidas também, para

os níveis de MT [3].

A eficiência dielétrica do gás SF6 é muito superior

a do óleo, principalmente, quando se trabalha com

alta pressão (6-8 atm). Nessas condições o SF6 é

um gás estável, inodoro, mais denso que o ar, e

altamente isolante. Essas propriedades do SF6 em

geral se traduzem também numa compactação

em espaço na câmara, e conseqüentemente,

traduzindo em menores dimensões físicas do

mesmo [2].

Porém, nas condições de altas temperaturas e em

presença do arco voltaico dentro das câmaras de

interrupção, esse gás quebra a sua estrutura

molecular, liberando íons positivos e negativos os

quais reagem na presença de vapor de água e

formam subprodutos tais como de H+, F-, SO2,

HSO3, HF, H2S, e outros mais, que são tóxicos e


corrosivos, auxiliando assim a deterioração de

componentes dentro da câmara.

Porém, mesmo assim, esta é a tecnologia atual

em termos dielétricos para disjuntores de MT e AT

e até EAT, como pode ser visto nos catálogos dos

principais fabricantes de disjuntores: ABB,

Siemens, Sprecher/Alstom.

A vida útil desses disjuntores, certamente deve

exceder aos 30/40 anos de uso, para justificar seu

crescimento expressivo, tanto na área industrial

como na de transmissão.

As características técnicas de especificação de

tais disjuntores são muito semelhantes às dos

disjuntores a óleo [4].

II.3. DISJUNTORES A AR COMPRIMIDO

Essa é uma tecnologia antiga, dos anos 50, muito

usada nos disjuntores de AT (V > 145 kV) e nos

de EAT (V > 360 kV).

A eficiência do processo de interrupção da

corrente de curto-circuito é altamente confiável e

segura, porém está acompanhada de um custo

extremamente alto, comparativamente às outras

tecnologias hoje disponíveis.

Assim, esses disjuntores passaram a ser

utilizados em grandes instalações e em elevado

número de unidades, onde se justifica a

construção de uma central de ar comprimido, o

qual pode ser usado para tais fins e outras

eventuais aplicações no local da subestação

elétrica.

A recomendação de uso e instalação desses

disjuntores caiu significativamente nesses últimos

anos, em decorrência do alto custo de instalação

por eles gerados.

Porém, encontramos uma quantidade enorme

desses disjuntores instalados no Setor Elétrico

Brasileiro, principalmente nas subestações de AT

e EAT, e notadamente nas Empresas de

Transmissão e Distribuição de EE.

Uma combinação que foi muito usada nos anos

80, foi a construção de disjuntores a ar

comprimido no acionamento, realizado através de

um botijão de ar instalado na base do mesmo,

controlando o acionamento das hastes móveis,

que arrastam os contatos dentro da câmara,

imersos num meio dielétrico a gás SF6. Os

grandes riscos associados a tais disjuntores,

estão correlacionados com a falha no processo de

extinção do arco e conseqüente aumento

expressivo da temperatura dentro da câmara, a

qual muitas vezes leva à explosão da mesma.

II.4. DISJUNTORES A VÁCUO

Trata-se de uma tecnologia atual, presente

apenas na MT, com excelentes características

operacionais, principalmente quando a instalação,

ou o sistema, requer um número elevado de

operações em condições especiais, como é o

caso das fundições de alumínio.

Esses disjuntores possuem um sistema de

comando, também muito semelhante aos dos

disjuntores a óleo, sendo que, em sua maioria,

utilizam acionamentos tripolares, comandados por

um jogo de 1 ou 2 molas helicoidais.


Segundo os fabricantes, esse tipo de disjuntor

possui uma capacidade de interrupção maior que

a dos disjuntores convencionais, e o que é muito

importante, são capazes de realizar um número

elevadíssimo de operações, chaveando correntes

nominais, sem a necessária intervenção para

manutenção da câmara. Esse número varia entre

os fabricantes, porém é da ordem de 100.000

operações para o tipo 3AF da Siemens.

Essas câmaras a vácuo são totalmente seladas,

trabalham num nível de pressão de vácuo da

ordem de 10-9 bar de pressão, cortam as correntes

de arco voltaico, através de um processo iônico,

não degenerando as superfícies dos contatos do

mesmo.


PREVENTIVA

As novas técnicas preditivas que estão sendo

introduzidas como auxílio nas manutenções

preventivas são:

• Monitoramento do percurso do contato

principal;

• Monitoramento da corrente interrompida;

• Monitoramento de entrada e saída de

comandos.

Para cada tecnologia de disjuntor há um conjunto

de serviços de manutenção preventiva realizado.

III.1. DISJUNTORES A ÓLEO

Os principais problemas relacionados com os

disjuntores a óleo são:

• Queima do óleo e conseqüente redução da

capacidade dielétrica, provocada pela

presença do arco voltaico, nas

interrupções, principalmente as de altas

correntes de curto;

• Limitação natural do número de manobras,

com altas correntes de interrupção, pelo

motivo anterior;

• Tecnologia superada técnica e

economicamente pelo uso do gás SF6;

• Microfissuras nas câmaras e nas

borrachas de vedação das flanges, em

decorrência das altas temperaturas

verificadas no interior das mesmas;

• Válvulas de alívio de pressão pós-

operação, com eventuais travamentos,

podendo provocar explosões de câmaras;

• Perda expressiva da capacidade isolante

do óleo em função de umidade, gases,

fuligens no interior da câmara.

A freqüência de manutenções preventivas em

disjuntores, é recomendada a cada 5 anos para os

de MT ou de 10.000 operações sob condição de

chaveamento nominal.

Já para disjuntores de AT, o próprio catálogo

desses disjuntores a óleo, PVO, para instalações

de 72,5 a 145 kV, menciona um número de

operações, que varia em função da intensidade de

corrente a ser interrompida, por exemplo:

• Para chaveamentos envolvendo a corrente

nominal, especifica-se em mais de 2500

operações;

• Para correntes de curto-circuito, de

intensidade em torno de 30 a 50% da

capacidade nominal do mesmo, especifica-

se em até 25 operações;

• Para curto máximo, especifica-se em 8

operações apenas, recomendando-se a


partir daí, que sejam trocados o óleo da

câmara (60 litros), e o conjunto de contatos

principais do mesmo.

Em contrapartida, esse tipo de disjuntor admite

com facilidade a manutenção com reposição de

partes, sem maiores dificuldades operacionais.

III.2. DISJUNTORES A GÁS SF6

Segundo um dos fabricantes clássicos desses

disjuntores a SF6, a Siemens, ela apenas

menciona em termos de manutenção, que esta é

muito econômica, seus componentes e contatos,

têm vida útil muito longa, e a freqüência dessas

manutenções é de intervalos longos (na mesma

ordem de grandeza que a dos disjuntores a óleo,

isto é, para a preventiva, a cada 2 ou 3 anos, e a

preditiva, em função do regime de trabalho).

III.3. DISJUNTORES A AR COMPRIMIDO

As manutenções devem estar atentas aos valores

monitorados dessas elevadas pressões do ar

comprimido nos seus containeres, as quais são da

ordem de 20 a 30 atm de pressão.

III.4. DISJUNTORES A VÁCUO

Do ponto de vista de manutenção, portanto,

apenas as inspeções de rotina, observando as

sinalizações da pressão de vácuo presente na

câmara. Essa sinalização em alguns disjuntores é

mecânica.


Os fabricantes em geral, não expressam

claramente a vida útil desses equipamentos

construída com essa ou aquela tecnologia, o que

nos leva a deduzir, que esta é sem dúvida, uma

função das condições de trabalho do mesmo, do

local instalado e suas respectivas características

elétricas presentes, tais como: níveis de curto,

natureza dos chaveamentos, freqüência das

operações, estados e condições de manutenção.

Verifica-se que disjuntores que atuam em

sistemas típicos de alta tensão (ou seja, tensão

iguais ou superiores a 230 kV), não são

solicitados a atuar de maneira contínua, como os

de mais baixa tensão. Isto faz com que as

manutenções de grande porte desses

equipamentos não necessitem ocorrer

constantemente.

Por outro lado, disjuntores de tensões mais baixas

tendem a atuar mais vezes, pois as condições

operativas desses sistemas assim o determinam.

Pode-se aqui determinar ainda duas faixas, uma

para disjuntores de média tensão, abrangendo

desde circuitos de 69 kV até 139 kV, e outra para

sistemas com tensões inferiores a 69 kV.

Com base nestas considerações, percebe-se que

a vida útil é função de uma utilização correta e de

uma manutenção adequada, itens sem os quais

fica impossível se estabelecer qualquer parâmetro

para a vida útil de um equipamento.

Tomando-se isto por base e levando-se em

consideração a experiência de diversas

concessionárias do setor elétrico brasileiro pode-

se chegar ao quadro de vida útil para efeito de

cálculo de depreciação abaixo:


Classe de Tensão Faixa de Vida Útil

U < 69 kV 20 a 25 anos

69 ≤ U ≤ 138 kV 25 a 30 anos

U > 138 kV

35 a 40 anos (para SF6)

30 a 35 anos (para outros tipos)

É importante salientar que estes valores

estabelecem faixas médias de vida útil, segundo

os processos de utilização e de manutenção

vigentes no país, e também pelos agentes

agressores normais existentes. Sendo que pode-

se estimar genericamente uma vida útil econômica

de 30 anos para disjuntores de qualquer tipo.

Finalmente, pode-se associar razões que levam

as concessionárias a determinar o final da vida útil

de um disjuntor. Para tensões inferiores a 69 kV, o

principal motivo de troca dos disjuntores é o seu

desgaste, devido ao número de operações que ele

é submetido. Em média tensão (valores entre 69

kV e 138 kV), tem-se a elevação da potência de

curto-circuito, devido a novas interligações, que

extrapolam sua capacidade operativa. Por fim,

para tensões elevadas (maiores que 138 kV), as

substituições ocorrem, normalmente, por final da

vida útil dos componentes do disjuntor, por falta

de peças de reposição ou por obsolescência da

tecnologia.

REFERÊNCIAS

[1] A. Fihman. SF6 physical and chemical data.

Merlin Gerin technical news, fascicule 3, 2nd half

year 1976.

[2] Y. Pelenc. SF6, circuit-breaker gas, the reasons

why. Merlin Gerin technical news, fascicule 1, 2nd

half year 1976.

[3] M. Dubsis. SF6, the dielectric gas. Merlin Gerin

technical news, fascicule 2, 2nd half year 1976.

[4] E. Rufato Jr. Tecnologia de equipamentos em

SF6. Monografia, Universidade Federal do Paraná,

Curitiba, 1994.

[5] R. Colombo. Disjuntores de Alta Tensão. Ed.

Nobel/Siemens, São Paulo. 1986.

[6] O.S. Frontin, R. Colombo, et alli. Disjuntores e

Chaves Seccionadoras de Alta Tensão. Furnas

Centrais Elétricas S.A., Editora da Universidade

Federal Fluminense, Niterói. 1995.

[7] A. D’Ajuz, et alli. Equipamentos Elétricos –

Especificação e aplicação em subestações

elétricas de AT. Editora da Universidade Federal

Fluminense, Niterói. 1985.

[8] C.H. Flurscheim. Power circuit breaker – theory

and design. IEEE Monography Series 17, P.

Peregrinus Ltd. 1977.


Edificação – Casa de Força – Produção Hidráulica

RESUMO

O presente trabalho aborda uma Casa de Força

de uma central geradora, procurando definir

sucintamente suas características e

especificidades técnicas. Dentro desse enfoque

serão abordados ainda alguns aspectos

conceituais básicos que norteiam o seu projeto, a

sua construção, a sua operação e a sua



empreendimento. Os inúmeros tipos diferenciados

dos equipamentos principais e auxiliares é que

irão definir o arranjo de uma Casa de Força,

prevendo-se sempre um empreendimento enxuto

e econômico. A experiência de diversas

concessionárias do setor elétrico brasileiro aceita

fixar a vida útil de uma Casa de Força em cerca

de 50 anos aproximadamente, sendo igual,

portanto, ao tempo de vida útil econômico da

própria usina.

I. INTRODUÇÃO

A Casa de Força tem por finalidade abrigar as

unidades geradoras e seus equipamentos

auxiliares, possibilitando sua montagem ágil e

segura. Nos pequenos aproveitamentos, a área de

montagem e desmontagem pode ficar situada nas

cercanias da Casa de Força em galpão provisório

ou até a céu aberto. Em arranjos que possibilitem

a desmontagem das unidades geradoras no

interior da própria Casa de Força, a eventual

parada das máquinas deve ser rápida, feita no

menor tempo possível. O ambiente interno de uma

Casa de Força deve ser limpo e saudável,

condição necessária e suficiente para que o

pessoal disponibilizado para sua operação e sua

manutenção também trabalhe bem.

O arranjo de uma Casa de Força é definido em

função dos inúmeros tipos diferenciados dos

equipamentos principais e auxiliares, prevendo-se

sempre um empreendimento enxuto e econômico.

Já o tamanho da área destinada às unidades

geradoras é determinado observando-se as

dimensões definidas pelo fabricante dos

equipamentos principais das unidades geradoras.

A Casa de Força pode ser abrigada, semi-

abrigada e subterrânea, podendo dispor ou não de

pórtico para içamento dos equipamentos. Nas

usinas hidrelétricas onde a Casa de Força e o

vertedouro estejam coincidentemente locados no

mesmo alinhamento, o pórtico pode servir para

montagem das comportas tanto das máquinas

quanto do vertedouro. As dimensões de uma

Casa de Força subterrânea devem ser reduzidas

ao mínimo possível devido ao alto valor cobrado

para esse tipo de escavação em rocha.

A cota do piso dos equipamentos elétricos das

usinas hidrelétricas deve ser definida em função

da cota de maior cheia, tendo em vista um tempo

de recorrência que correlacione os riscos de


inundação com os eventuais danos a serem

causados a esses equipamentos. Para pequenas

instalações, o tempo de recorrência pode ser

menor, em torno de 100 anos aproximadamente,

podendo eventualmente a Casa de Força ser

inundada. Para minimização desse problema,

podem-se instalar dispositivos de vedação, tais

como portão estanque e paredes

impermeabilizadas até a cota de inundação

prevista. Para grandes centrais geradoras, pode

ser adotado um tempo de recorrência mínimo de

cerca de 500 anos.

A superestrutura de uma Casa de Força pode ser

executada em concreto armado, concreto pré-

moldado ou protentido, de estruturas de aço e até

dispensada, utilizando-se alvenaria de blocos de

tijolos. Esse último tipo geralmente se restringe a

usinas de porte mais reduzido.

O projeto estrutural de uma Casa de Força, além

dos esforços provenientes dos equipamentos

previstos, tem a estabilidade dependente de

ações hidrostáticas, subpressão, empuxos de

terra e comportamento de fundações de grande

porte, dando-se a devida atenção aos variados

casos de carregamento e suas ações mais

desfavoráveis. O método dos Elementos Finitos

tornou-se hoje uma ferramenta indispensável no

cálculo de grandes obras industriais.

Em geral, a Casa de Força de uma PCH fica

separada dos demais órgãos, sem a interposição

da barragem. Esse tipo de arranjo é freqüente

também nos aproveitamentos de alta queda.

Já nos grandes projetos hidrelétricos é comum a

conjugação ou associação direta da barragem e

da casa de força, com supressão de condutos ou

túneis, sendo comum também nos

aproveitamentos de baixa queda.

A operação de uma usina, em especial das PCHs,

pode ser convencional, isto é, por meio de pessoal

treinado para tal, automatizada ou semi-

automatizada, com supervisão e controle a

distância. A escolha desse tipo de operação está

ligada exclusivamente a aspectos de relação

custo benefício.

II. MANUTENÇÃO

Durante o tempo de vida útil de uma Casa de

Força, diversos problemas civis rotineiros ligados

a sua manutenção podem ocorrer, a exemplo

também de qualquer outra edificação industrial.

Os mais comuns, especialmente os observados

em Casas de Força de PCH’s, são muitas vezes

de simples identificação e de custos de reparação

relativamente baixos.

Os outros são mais intrínsecos a esse tipo de

obra, aparecendo, em geral, na forma de

anomalias do concreto, tais como rachaduras,

trincas, fissuras, etc. seguidas ou não de

vazamentos e infiltrações. Algumas causas da

deterioração do concreto são muitas vezes de

difícil identificação, necessitando, não raramente,

da intermediação de especialistas em patologia do

concreto.

Os comissionamentos feitos durante a entrega

das obras, bem como, as inspeções periódicas


podem revelar falhas de construção e

manutenção, respectivamente.

A deterioração do concreto pode ser causada por

fenômenos gerais ou localizados, agindo

isoladamente ou combinados, envolvendo, por

exemplo, recalque da fundação, alta rigidez dos

elementos constituintes da estrutura de concreto,

esforços e deformações nocivos não previstos no

projeto, elevado gradiente térmico, reatividade

álcali-agregado, carbonatação, efeito de

poluentes, entre outros.

Os problemas dinâmicos, por exemplo, estão

relacionados com a ação das turbinas e de outros

equipamentos instalados na Casa de Força,

apoiados em fundações especiais ou em

estruturas elásticas. Seus apoios recebem forças

variáveis no tempo e que despertam vibrações,

sendo a resposta dependente da freqüência

própria ou natural de vibração da base ou da

estrutura. A meta então é o cálculo dessas

freqüências próprias, bem como, quantificar os

efeitos de ampliação dinâmica, produzidos pelas

forças variáveis de natureza dinâmica.

Os casos de reatividade álcali-agregado (RAA)

encontrados no Brasil ainda são poucos, quando

comparados a países como os Estados Unidos,

3% e 50% em 1995, respectivamente.

Infelizmente, essa degradação pode ocorrer

indistintamente em qualquer obra de concreto. Em

diferentes análises da RAA, feitas recentemente

no Brasil, não foi constatada a presença de

qualquer reatividade no concreto de diversas

estruturas executadas com pozolana, por

exemplo. No entanto, algumas obras que foram

executadas sem a presença de componentes

inibidores apresentaram evidências da RAA. Uma

dessas obras foi a da Casa de Força da usina de

Moxotó, sendo também uma das primeiras a ser

bem instrumentada. Ali o problema mais grave se

deu quando houve o roçamento das pás das

turbinas no anel de revestimento do tubo de

sucção, além de inclinação do eixo das unidades

geradoras, inclinação das palhetas do pré-

distribuidor, entre outros.

A carbonatação provoca a redução do valor do

PH, suprimindo a barreira natural alcalina formada

pelo hidróxido de cálcio que assegura a proteção

da armadura. Assim, as estruturas de concreto

que apresentam carbonatação têm como

conseqüência mais provável a corrosão da

armadura. Nos projetos de reparação do concreto,

é necessário determinar a profundidade limite do

PH.

A ação dos íons cloretos, advindos da penetração

no concreto com os sais de descongelamento,

atmosfera marinha e/ou mesmo através do uso de

aditivos à base de cloreto, pode provocar também

a corrosão da armadura. Existem ensaios que

permitem determinar o teor máximo de cloretos,

sendo que se aceitam valores de 0,4% e 0,2%

para concreto armado convencional e protendido,

respectivamente, tomados em relação ao peso do

cimento.

A degradação das estruturas de concreto,

caracterizada como falha de manutenção e/ou

pós-construção, pode resultar numa provável

ruína parcial ou total, caso não tratada a tempo e

com critério técnico.


Além das inspeções programadas, a Casa de

Força deve ser vistoriada sempre que aparecerem

anomalias ou falhas de grande vulto, ou ainda,

que a sua estrutura tenha sido solicitada por

carregamentos incomuns e até excepcionais, tal

como enchentes, sismos induzidos e outros.


Como qualquer outra obra industrial o tempo de

vida útil de uma Casa de Força está inicialmente

na dependência do bom ou mau desempenho do

seu projeto, de sua construção, de sua operação e

de sua manutenção, sejam eles atuando

isoladamente ou combinados, refletindo, com isso,

a taxa de depreciação a ser determinada.

A experiência de diversas concessionárias do

setor elétrico brasileiro mostra que é aceitável

fixar a vida útil de uma Casa de Força em cerca

de 50 anos aproximadamente, sendo igual,


própria usina.

REFERÊNCIAS





1987.



[4] Diversos autores, Verificação da Existência da

Reação Álcali-Agregado no Concreto da UHE

Barra Bonita, Anais do XXII Seminário Nacional de

Grandes Barragens, 1997.

[5] Diversos autores, Simpósio Sobre Reatividade

Álcali-Agregado em Estruturas de Concreto,

Goiânia, Comitê Brasileiro de Barragens – CBDB,

1999.


Edificações – Outras

RESUMO

O presente trabalho aborda outras edificações nas

centrais de geração elétrica, procurando definir

sucintamente suas características e

especificidades técnicas. As outras edificações

encontradas em uma central elétrica, seja ela

hidráulica, termelétrica ou nuclear, são aquelas

construções que atendem as necessidades

secundárias, mas importantes como: instalações

de ensino e treinamento, hospitais, prédios da

administração, entre outras. A manutenção

normalmente é simples, rotineira e de custo

relativamente pequeno. Entretanto, caso

apareçam anomalias de grande vulto, onde sua

parte estrutural apresente problemas mais sérios

acarretados por enchente, sismos induzidos e

outros, deverão ser feitas vistorias e manutenções

corretivas mais acentuadas. Dentro desse

enfoque, serão abordados ainda alguns aspectos





empreendimento. Como qualquer obra civil, o

tempo de vida útil de uma edificação está ligada

ao bom projeto, construção com materiais de boa

qualidade e de sua manutenção adequada. A

experiência de diversas concessionárias do setor

elétrico brasileiro aceita fixar a vida útil de outras

edificações em cerca de 30 anos.

aproximadamente.

I. INTRODUÇÃO

As outras edificações nas centrais hidrelétricas,

termelétricas e nucleares servem como apoio ao

bom andamento de uma central como um todo.

Elas são compostas como obras civis na parte de

transmissão e subestações, serviços de

assistência e capacitação, ensino e treinamento,

garagens, laboratórios, oficinas eletromecânicas,

escolas, ambulatórios e hospitais, restaurantes e

hotéis, residências e alojamentos, recreação e

lazer, administração de um modo geral, entre

outras.

Quando o projeto e a construção civil são bem

feitos, de uma forma geral, os problemas ligados à

manutenção podem ser rotineiros e sua execução

ser simples. Os custos de execução, nestes

casos, normalmente são baixos.

Durante a vida útil de uma edificação, outros

problemas mais sérios podem ocorrer. Problemas

estes ligados à anomalias do concreto, com o

aparecimento de trincas, fissuras, entre outros.

Como esse tipo de obra, além do concreto pode

ser construída de alvenaria, estrutura metálica,


etc. os possíveis problemas que podem ocorrer

nessas edificações são diferenciados.

A degradação das estruturas de concreto e das

demais estruturas, caracterizada como falha de

manutenção e/ou pós-construção, pode resultar

numa provável ruína parcial ou total, caso não

tratada a tempo e com critério técnico.


As obras de edificação são formadas por diversas

partes. As mais importantes são especificadas a

seguir:

II.1. FUNDAÇÕES

São estruturas que transmitem os esforços

mecânicos incididos sobre ele, para o solo. É a

base onde está apoiado todo o conjunto de obras.

Ela consiste na abertura de valas no solo, com

profundidade variada, onde é depositado concreto

armado.

O respaldo de alvenaria é feito de cinta de

concreto. Para edificações menores, a fundação

pode ser feita de tijolos de alvenaria em conjunto

com concreto armado. Pode-se utilizar bate-

estaca, retro-escavadeira, ou mesmo pá para

preparar o solo. É necessário observar se as

condições do subsolo são satisfatórias, por

medida de segurança.

II.2. CORPO ESTRUTURAL

É a parte da edificação que transmite os esforços

mecânicos para a fundação. São as colunas que

dão sustentação à estrutura. Este tem a função de

suportar todo o peso do teto, e andares

superiores, se existirem. Para a construção do

corpo estrutural pode-se utilizar aço, concreto

armado ou madeira.

II.3. PAREDE

Além de compor o espaço entre piso e teto, as

paredes ajudam as colunas a suportar os

esforços. São geralmente feitas de alvenaria,

concreto ou madeira.

II.4. IMPERMEABILIZAÇÕES

São medidas que impedem a entrada de água na

edificação, preservando esta da deterioração

precoce. São feitas principalmente em lajes de

cobertura, calhas, arrimos de terra, fundações,

corpo de estrutura, etc.

II.5. COBERTURA

São formados por telhados ou lajes impermeáveis.

O telhado necessita de uma estrutura de suporte,

geralmente constituída de madeira. As lajes

impermeáveis são constituídas de armação de

vigas de concreto armado, com tijolos de

alvenaria.

II.6. ESQUADRIAS DE MADEIRA

São todas as estruturas de madeira empregadas

no acabamento de uma obra, como portas,

divisórias, janelas e outros. Devem ser madeiras

de boa qualidade, e preparadas para suportar a

ação do tempo.

II.7. ESQUADRIAS METÁLICAS

Consistem nas estruturas metálicas aplicadas nas

estruturas. São portas, portões, grades, janelas,

caixilhos, gradil, corrimão, fechaduras, dobradiças,

etc. As estruturas metálicas devem possuir

aplicações contra a corrosão.


II.8. PINTURA

A pintura funciona como um revestimento para

proteger os componentes da obra da ação do

tempo. Existem vários tipos de pintura, sendo os

mais usuais: caiação, pintura à base de óleo ou

esmalte, pintura com tinta acrílica, pintura à base

de látex, verniz.

II.9. REVESTIMENTO DE PAREDES E FORRO

São todos os tipos de revestimentos aplicados nas

edificações. Podem ser feitos com argamassa,

concreto e areia, azulejos, pedras, chapisco, entre

outros.

II.10. PISOS

Há vários tipos de pisos utilizados em edificações,

sendo que os mais comuns são: pisos de

concreto, madeira, ladrilho, borracha.

Há outras estruturas que fazem parte de uma

edificação, que são:

• Vidros;

• Instalações elétricas e aparelhos;

• Instalações hidráulico-sanitárias.

III. MANUTENÇÃO

Durante o tempo de vida útil de edificações,

diversos problemas civis rotineiros ligados a sua

manutenção podem ocorrer. Os mais comuns são

muitas vezes de simples identificação e de custos

de reparação relativamente baixos.

Os outros são mais intrínsecos a esse tipo de

obra, aparecendo, em geral, na forma de

anomalias do concreto, tais como rachaduras,

trincas, fissuras, etc. seguidas ou não de

vazamentos e infiltrações. Algumas causas da

deterioração do concreto são muitas vezes de

difícil identificação, necessitando, não raramente,

da intermediação de especialistas em patologia do

concreto.











projeto, elevado gradiente térmico, entre outros.


caracterizada como falha de manutenção e/ou




Além das inspeções programadas, as edificações

devem ser vistoriadas sempre que aparecerem

anomalias ou falhas de grande vulto, ou ainda,

que a sua estrutura tenha sido solicitada por

carregamentos incomuns e até excepcionais, tais

como enchentes, sismos induzidos e outros.

As principais tarefas de manutenção realizadas

são:

• Alvenaria: reparos em trincas e

rachaduras;

• Coberturas: substituição de peças do tipo

ripas, vigas, caibros, telhas, etc.;

• Esquadrias de madeira e metálicas;


• Revestimento – paredes e forros: reparos

em revestimento externo, interno, em

revestimentos de azulejos, substituição de

placas de gesso em forros, repregamento

de forros de madeira, substituição de

tábuas para forro, etc.;

• Pisos, degraus, rodapés, soleiras e

peitoris: colagem de tacos soltos,

repregamento de soalho de madeira,

substituição de tábuas para soalho,

substituição de rodapés, reparos em

granilite, etc.;

• Pintura;

• Instalações elétricas;

• Instalações hidráulico-sanitárias;

• Esgotos: desentupimento;

• Etc.


Como qualquer outra obra industrial, o tempo de

vida útil dessas edificações está inicialmente

ligada na dependência do bom ou mau



eles atuando isoladamente ou combinados,

refletindo, com isso, a taxa de depreciação a ser

determinada.



fixar a vida útil de outras edificações em cerca de

40 anos aproximadamente.

REFERÊNCIAS





1987.






1999.


Elevador e Teleférico

RESUMO

As características principais sobre transporte

vertical de passageiros (elevadores) e teleféricos,

aqui relacionadas, têm como principal objetivo

apresentar os conhecimentos básicos necessários

para o entendimento do princípio de

funcionamento e de técnicas de manutenção

relacionadas à vida útil desses equipamentos. O

ponto relevante no estudo da estimativa de vida

útil desses equipamentos é justamente o que diz

respeito ao tipo de acionamento empregado. Os

motores das máquinas de tração dos elevadores

podem ser acionados através de corrente

alternada ou de corrente contínua. Quanto mais

suave as partidas e as paradas, maiores serão os

benefícios relacionados à vida útil do

equipamento. São eles: vida mais longa de vários

componentes, menos afetados pelas solicitações

decorrentes das partidas e frenagens; menor

sobrecarga térmica sobre o motor e menor perda

de energia, pois na passagem da alta para a baixa

velocidade em “CA” toda a energia cinética é

transformada em calor; e menor consumo de

energia elétrica. Atualmente, técnicas de

acionamento e controle (tais como controle

vetorial) vêm melhorando a performance desses

equipamentos. Quando alimentado por tensão e

freqüência variáveis, o motor da máquina de

tração opera de modo eficiente em toda a faixa de

velocidade, alcançando um ótimo nível de

rendimento. Sua operação suave reduz esforços

aumentando conseqüentemente a vida útil de

redutores, freios, polias e cabos de tração. Outro

fator importante é a possibilidade de monitoração

constante das condições de operação da

máquina, possibilitando uma manutenção eficiente

e contribuindo, desta forma, para o prolongamento

da vida útil do equipamento. Dessa forma,

considerando as similaridades existentes entre

elevadores e teleféricos, e ainda considerando as

inovações tecnológicas apresentadas em termos

de acionamento e manutenção, pode-se atribuir


elevadores e teleféricos.

I. INTRODUÇÃO

As características principais sobre transporte

vertical de passageiros (elevadores) e teleféricos,

aqui relacionadas, têm como principal objetivo

apresentar os conhecimentos básicos necessários

para o entendimento do princípio de

funcionamento e de técnicas de manutenção

relacionadas à vida útil desses equipamentos.

Na prática, poderão ser encontrados outros tipos

de elevadores, tais como: elevadores de carga,

monta-cargas, elevadores para garagens

automáticas, elevadores de maca, elevadores

residenciais e elevadores panorâmicos de

passageiros. Para estes equipamentos, diferentes

estudos devem ser realizados, sempre em função

das características específicas de cada projeto.


No caso particular dos teleféricos, muitas das

características apresentadas para os elevadores

se aplicarão a estes equipamentos, guardada as

devidas proporções. E, graças à essas

similaridades, pode-se atribuir a mesma vida útil

econômica aos elevadores e aos teleféricos.


II.1. ELEVADORES

II.1.1. Aspectos Construtivos

• Partes componentes:

Figura 1: Partes Componentes

1- Quadro de Comando

2- Máquina de Tração

3- Limitador de Velocidade

4- Cabos de Tração

5- Operador de Porta

6- Aba de Proteção

7- Porta de Pavimento - Abertura Lateral

8- Porta de Pavimento - Eixo Vertical

9- Pára-choque da Cabina

10- Cabo do Limitador de Velocidade

11- Polia Tensora do Limitador de Velocidade

12- Pára-choque do Contrapeso

13- Contrapeso

14- Cabo de Comando ou Manobra

• Esquema básico de funcionamento

A cabina é montada sobre uma plataforma, em

uma armação de aço constituída por duas

longarinas fixadas em cabeçotes (superior e

inferior). O conjunto cabina, armação e

plataforma, denomina-se carro.

O contrapeso consiste em uma armação metálica

formada por duas longarinas e dois cabeçotes,

onde são fixados pesos (intermediários), de tal

forma que o conjunto tenha peso total igual ao do

dobro do carro acrescido de 40 a 50% da

capacidade licenciada. Tanto a cabina como o

contrapeso, deslizam pelas guias, através de

corrediças. As guias são fixadas em suportes de

aço, os quais são chumbados em vigas, de

concreto ou de aço, na caixa. O carro e o

contrapeso suspensos por cabos de aço que

passam por polias, de tração e de desvio,

instaladas na casa de máquinas. O movimento de

subida e descida do carro e do contrapeso é

proporcionado pela máquina de tração, que


imprime às polias a rotação necessária para

garantir a velocidade especificada para o

elevador. A aceleração, o retardamento e a

parada são possibilitados pela ação de um freio

instalado na máquina. Além desse freio normal, o

elevador é dotado de um freio de segurança para

situações de emergência. O freio de segurança é

um dispositivo fixado na armação do carro ou do

contrapeso, destinado a pará-los, progressiva ou

instantaneamente, prendendo-os às guias quando

acionado pelo limitador de velocidade. Sua

atuação é mecânica.

O limitador de velocidade, por sua vez, é um

dispositivo montado no piso da casa de máquinas,

constituído basicamente de polia, cabo de aço e

interruptor. Quando a velocidade do carro

ultrapassa um limite pré-estabelecido, o limitador

aciona mecanicamente o freio de segurança e

desliga o motor do elevador.

II.1.2. Tipos de Acionamentos

Os motores das máquinas de tração dos

elevadores podem ser acionados através de

corrente alternada ou de corrente contínua. Os

gráficos abaixo mostram as diferenças entre

esses tipos de acionamento.

Em 2a o elevador parte diretamente da velocidade

zero para sua velocidade nominal, invertendo o

processo na frenagem. É chamado “corrente

alternada - uma velocidade”. Na figura 2b, o

elevador parte da mesma forma que no

acionamento anterior, mas na frenagem passa por

uma velocidade inferior à nominal para

posteriormente chegar a zero. É denominado de

“corrente alternada – duas velocidade”. Na figura

2c, temos o acionamento chamado “corrente

alternada com controle eletrônico”. Através de um

circuito tiristorizado, a velocidade é controlada em

função de um padrão desejado, o que permite

obter aceleração e desaceleração suaves do

carro, evitando assim o salto na passagem da

velocidade alta para zero ou vice-versa.

Figura 2: Tipos de acionamento

A diferença entre a figura 2c e 2d consiste no fato

de que, neste último tipo, o controle da aceleração

é possibilitado pela existência do motogerador,

que fornece a tensão variável (corrente contínua)

ao motor de tração do elevador, o que não ocorre

na corrente alternada. Este acionamento recebe o

nome de “corrente contínua”.

Á medida que passamos de um tipo de

acionamento para outro (percorrendo a fig. 2 de

2a para 2d) obtém-se as seguintes vantagens:

• Vida mais longa de vários componentes,

menos afetados pelas solicitações

decorrentes das partidas e frenagens.

• Menor sobrecarga térmica sobre o motor e

menor perda de energia, pois na

passagem da alta para a baixa velocidade


em “CA” toda a energia cinética é

transformada em calor.

• Menor consumo de energia elétrica.

Atualmente, técnicas de acionamento e controle

(tais como controle vetorial) vêm melhorando a

performance desses equipamentos. Quando

alimentado por tensão e freqüência variáveis, o

motor da máquina de tração opera de modo

eficiente em toda a faixa de velocidade,

alcançando um ótimo nível de rendimento. Sua

operação suave reduz esforços aumentando

conseqüentemente a vida útil de redutores, freios,

polias e cabos de tração.

II.1.3. Comandos

O sistema de comando afeta sensivelmente

rendimento da instalação. A finalidade do

comando é estabelecer a prioridade e o sentido de

atendimento às chamadas. Para isso, são

instalados na casa de máquinas painéis de

comando e seletor que controlam a partida, a

parada, o sentido do carro, a seleção das

chamadas e outras funções correlatas.

II.2. TELEFÉRICO

Muitas das características apresentadas para os

elevadores continuam válidas para um estudo

acerca de teleféricos. São elas: características de

acionamento, partes componentes sujeitas a

desgastes, técnicas de manutenção corretiva, etc.

Dessa forma, devido a essas similaridades, a vida

útil econômica atribuída aos teleféricos será a

mesma que a atribuída aos elevadores.


PREVENTIVA

O programa de manutenção preventiva periódica

trabalha para identificar e substituir peças com

desgaste antes que entrem em colapso, evitando

os prejuízos com máquina parada e garantindo

maior vida útil ao equipamento.

Uma forma de monitoração das condições de

operação dos elevadores é através dos comandos

microprocessados que utilizam tecnologia de

ponta para realizar as operações de acionamento

e controle de elevadores. Além de memorizar

dados da instalação, as falhas de operação são

visualizadas através de códigos, agilizando os

serviços de manutenção.


A manutenção corretiva é feita basicamente nos

elementos que sofrem mais desgaste devido aos

esforços aplicados. São eles: os redutores, os

freios, as polias e os cabos.


As máquinas de tração dos elevadores atuais são

projetadas para alto desempenho e durabilidade.

Motores elétricos especiais de corrente alternada,

acionados por inversores de freqüência variável,

proporcionam paradas precisas e niveladas com

aceleração e frenagem suaves. Esta operação

suave reduz esforços, aumentando

conseqüentemente a vida útil de redutores, freios,

polias e cabos de tração.

O programa de manutenção preventiva periódica,

aliado ao processo de monitoração constante das

condições operacionais do equipamento, feito


através dos dispositivos de comando

microprocessados que memorizam dados da

instalação e permitem a visualização de falhas de

operação através de códigos, ajudam na

identificação de desgastes e substituição de

peças, evitando prejuízos maiores à máquina e

garantindo maior vida útil ao equipamento.

Considerando as similaridades existentes entre

estes dois tipos de equipamento, elevadores e

teleféricos, e ainda considerando as inovações

tecnológicas apresentadas em termos de

acionamento e manutenção, pode-se atribuir uma

vida útil econômica de 25 anos para elevadores e

teleféricos.

REFERÊNCIAS

[1] Elevadores Atlas, Transporte Vertical em

edifícios, Manual do fabricante, 1982.

[2] Atlas schindler, Manuais do fabricante, 1999.

[3] Villares, Ponte Rolante, Manual do fabricante.


Equipamento Geral

RESUMO

Na categoria de equipamento geral serão

enquadrados móveis e utensílios, ferramentas e

equipamentos diversos aplicados ao sistema de

distribuição. As ferramentas diversas e

equipamentos de proteção individual não

possuem uma manutenção específica, a não ser a

limpeza das partes externas. Já os móveis e

utensílios, além da limpeza das partes externas,

pode ser feita uma inspeção visual para detectar

defeitos como por exemplo: afrouxamento de

parafusos e encaixes, defeitos no acabamentos,

entre outros. As ferragens eletrotécnicas devem

ser inspecionadas visualmente quanto os

seguintes defeitos: defeitos na zincagem e

corrosão. Somente são aplicadas manutenções

corretivas em móveis e utensílios e quando

possível. Para os equipamentos classificados

como equipamento geral, tem-se um uso

extensivo destes e a ausência de manutenção

específica, sendo que normalmente quando da

apresentação de defeitos é feita a substituição do

mesmo. Levando isso em consideração, pode-se


equipamento geral.

I. INTRODUÇÃO

Na categoria de equipamento geral serão

enquadrados móveis e utensílios, ferramentas e

equipamentos diversos aplicados ao sistema de

distribuição.


II.1. MÓVEIS E UTENSÍLIOS

Na categoria de móveis e utensílios estão

enquadrados os diversos tipos encontrados no

setor, como por exemplo:

• Escrivaninha;

• Cadeiras;

• Mesas para computadores;

• Mesas diversas;

• Armários diversos;

• Armários de aço;

• Fichários de aço;

• Sofás;

• Bancadas;

• Etc.

II.2. FERRAGENS ELETROTÉCNICAS PARA REDES

AÉREAS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA

ELÉTRICA

Nas redes de distribuição aéreas urbanas e rurais

de energia elétrica com tensões primárias

nominais de até 34,5 kV e tensões secundárias

usuais são utilizadas as seguintes ferragens

eletrotécnicas:

• Afastador de armação secundária:

ferragem de rede aérea que se fixa num

poste e na qual, por sua vez, é fixada uma

armação secundária, para aumentar a

distância desta no poste;

• Alça pré-formada de estai: ferragem pré-

formada que se enrola em torno de um


cago de aço, para o fim de ancoragem do

mesmo;

• Armação secundária: ferragem de rede

aérea que se fixa num poste e na qual, por

sua vez, são fixados condutores de uma

rede de baixa tensão em isoladores

roldanas;

• Arruela quadrada: ferragem de rede

constituída por uma chapa de forma

quadrada e com um furo circular no centro;

• Chapa de estai: ferragem de rede aérea

constituída por uma chapa dobrada que se

fixa num poste e na qual, por sua vez, é

fixado num estai;

• Chapa protetora de poste: ferragem de

rede aérea que protege um poste de

concreto armado contra o atrito direto de

um cabo de aço, quando este é enrolado

no poste para fazer um estai;

• Cinta: ferragem de rede aérea que se fixa

em torno de um poste de concreto armado,

para prover um apoio rígido para uma

outra ferragem ou um equipamento;

• Espaçador de isoladores: ferragem de rede

aérea que aumenta a distância entre os

pontos de fixação de dois isoladores de

pino, nos quais deve ser fixado um mesmo

condutor, evitando que as suas saias se

toquem;

• Fixador pré-formado de estai: ferragem

pré-formada que fixa a extremidade livre

de um cabo de aço na parte tracionada do

mesmo, quando ele é enrolado

diretamente num poste ou contraposte

para fazer um estai;

• Gancho-olhal: ferragem de rede aérea

constituída por dois elementos de engate,

gancho e olhal, opostos entre si;

• Gancho U para madeira: ferragem de rede

aérea que fixa um condutor de aterramento

num poste de madeira;

• Haste de âncora: ferragem de rede aérea

que transmite a uma âncora, a força de

tração exercida por um ou mais estais;

• Manilha-sapatilha: ferragem de rede aérea

que combina as funções de manilha e

sapatilha;

• Mão francesa: ferragem de rede aérea que

impede a rotação de uma cruzeta em torno

de seu ponto de fixação num poste,

segundo um plano vertical;

• Olhal para parafuso: ferragem de rede

aérea que compreende uma parte em

forma de U, perpendicular e integrante de

uma base com furo não roscado, para

passagem do parafuso de fixação não

componente;

• Parafuso de cabeça abaulada: ferragem de

rede aérea constituída por um parafuso de

cabeça abaulada e pescoço quadrado,

rosca cilíndrica total ou parcial, geralmente

com uma porca quadrada componente;

• Parafuso de cabeça quadrada: ferragem

de rede aérea constituída por um parafuso

de cabeça quadrada e rosca cilíndrica total

ou parcial, geralmente com uma porca

quadrada componente;

• Parafuso de rosca dupla: ferragem de rede

aérea constituída por um parafuso roscado

em ambas as extremidades, geralmente

com porcas quadradas componentes;


• Parafuso para madeira: ferragem de rede

aérea constituída por um parafuso de

haste cônica com rosca especial para

madeira, e cabeça quadrada;

• Pino de isolador: ferragem de rede aérea

que se fixa numa superfície em geral a

face superior de uma cruzeta, e na qual,

por sua vez, é fixado um isolador de pino;

• Pino de topo: ferragem de rede aérea que

se fixa numa face lateral de um poste, e na

qual, por sua vez, é fixado um isolador de

pino, em nível superior ao topo do poste;

• Porca-olhal: ferragem de rede aérea que

compreende uma parte em forma de U,

perpendicular e integrante de uma base

com furo roscado, no qual se atarraxa o

parafuso de fixação não componente;

• Porca quadrada: ferragem de rede aérea

com uma face quadrada pelo meio da qual

passa um furo roscado;

• Prensa-fios: dispositivo mecânico que fixa

entre si dois trechos paralelos de cabos,

por pressão de parafusos;

• Sapatilha: ferragem de rede aérea

constituída por uma peça acanalada

inteiriça, que acomoda e protege

mecanicamente um cabo ou uma alça pré-

formada, numa deflexão;

• Seccionador pré-formado para cerca:

conjunto constituído por uma peça isolante

e duas alças pré-formadas, que secciona

eletricamente um fio de uma cerca

metálica, assegurando sua continuidade

mecânica;

• Sela de cruzeta: ferragem de rede aérea

que apóia uma cruzeta, num poste de

concreto circular;

• Suporte de transformador (em poste):

ferragem de rede aérea que se fixa num

poste e na qual, por sua vez, é fixado um

transformador de distribuição, ou

eventualmente outro equipamento;

• Suporte L: ferragem de rede aérea

constituída por uma chapa em forma de L,

que se fixa rigidamente em torno de uma

cruzeta, e na qual, por sua vez, é fixada

uma chave fusível, pára-raios, ou outro

equipamento;

• Suporte T: ferragem de rede aérea

constituída por uma chapa em forma de T,

que se fixa rigidamente em um poste, e na

qual, por sua vez, são fixados

simultaneamente uma chave fusível e um

pára-raios, ou eventualmente outros

equipamentos;

• Suporte TL: ferragem de rede aérea

constituída por uma chapa em forma

combinada de T e L, que se fixa

rigidamente num poste pela extremidade L,

e, por sua vez, na extremidade T são

fixados um ou dois equipamentos.

II.3. FERRAMENTAS

Na instalação, operação e manutenção de redes

aéreas de distribuição de energia elétricas são

utilizados diversas ferramentas e equipamentos,

são estes:

• Escada manual com extensão;

• Escadas veiculares;

• Escada trapézio;

• Corda de serviço;

• Chaves de boca ajustável;

• Testador de tensão;

• Metro;


• Loadbuster;

• Bastão de manobra convencional;

• Carretilha;

• Corta-galhos;

• Moto-serra;

• Moitão;

• Talha;

• Guindauto;

• Volt-Amperímetro;

• Etc.

II.4. EQUIPAMENTOS DE PROTEÇÃO INDIVIDUAL

Entre os diversos equipamentos de proteção

individual que são utilizados pode-se citar:

• Luvas: de raspa, de vaqueta e de borracha

isolante;

• Cordão de segurança;

• Calçados próprios para eletricistas;

• Capacete de segurança com alça jugular;

• Perneiras;

• Óculos de segurança;

• Cinturão de Segurança;

• Etc.


As ferramentas diversas e equipamentos de

proteção individual não possuem uma

manutenção específica, a não ser a limpeza das

partes externas.

Já os móveis e utensílios, além da limpeza das

partes externas, pode ser feita uma inspeção

visual para detectar defeitos como por exemplo:

afrouxamento de parafusos e encaixes, defeitos

no acabamentos, entre outros.

As ferragens eletrotécnicas devem ser

inspecionadas visualmente quanto os seguintes

defeitos: defeitos na zincagem e corrosão.


Somente são aplicadas manutenções corretivas

em móveis e utensílios e quando possível.


Para os equipamentos classificados como

equipamento geral, tem-se um uso extensivo

destes e a ausência de manutenção específica,

sendo que normalmente quando da apresentação

de defeitos é feita a substituição do mesmo.

Levando isso em consideração, pode-se estimar


equipamento geral.

REFERÊNCIAS

[1] Normas NBR.

[2] CEMIG - Manual de Manutenção de Redes

Aéreas, 1996.


Equipamentos da Tomada D’Água

RESUMO

Os equipamentos da tomada d’água têm uma

função importante na usina hidrelétrica. Como

equipamentos principais, temos as grades, com a

finalidade de evitar a entrada de detritos na

turbina, e as comportas vagão de emergência,

com função de proteção da turbina hidráulica em

casos de falhas na mesma e eventual ruptura dos

condutos forçados. Os equipamentos secundários

são a comporta ensecadeira da tomada d’água,

que tem por finalidade permitir o ensecamento da

tomada d’água para que se faça a manutenção

em seco da comporta vagão de emergência, e o

equipamento de levantamento, para fazer a

colocação e retirada das grades e comportas

(pode ser um pórtico rolante ou fixo, uma ponte

rolante ou, até mesmo, uma monovia com talha

elétrica ou manual). Eventualmente, pode ser

necessária a instalação de um dispositivo ou uma

máquina limpa grades. Os equipamentos de

tomada d’água são equipamentos normalmente

adquiridos de fabricantes tradicionais, em que o

cliente, sozinho ou com o auxílio de uma firma

projetista, define a estrutura onde serão instaladas

as comportas, os tipos de comportas e grade a

empregar, suas dimensões e quantidades, os

critérios de dimensionamento e concepção

mecânica e elétrica, as normas de projeto, os

materiais, as características do acionamento, o

esquema de pintura e as pré-montagens a serem

executadas em fábrica. Ao fabricante, cabe o

cálculo (baseado nas premissas do cliente), o

projeto e a fabricação, mesclando sua experiência

com os requisitos do cliente, para oferecer um

equipamento robusto, seguro e eficiente, a custo

competitivo. Devido a esta modalidade de

aquisição das comportas, grades e equipamentos

de levantamento, a responsabilidade por ter na

usina equipamentos robustos, duráveis, bem

concebidos, seguros e eficientes é compartilhada

por cliente e fabricante. Mesmo recebendo o

equipamento adequado às suas necessidades,

cabe ao cliente o estabelecimento de um

programa adequado e abrangente de

manutenções preditivas e corretivas, além da

operação correta dos equipamentos.

Considerando o acima exposto, recomenda-se

uma vida útil econômica para os equipamentos da

tomada d’água de 30 anos.

I. INTRODUÇÃO

As Usinas Hidrelétricas são compostas de

estruturas civis como barragem, túneis de desvio,

vertedouro, tomada d’água, casa de força, canais

de fuga e descarregador de fundo.

As tomadas d’água têm a finalidade de fazer a

captação da água que será turbinada e conduzi-la

através dos condutos forçados, turbinas e tubo de

sucção, impedindo a entrada dos corpos

flutuantes que possam danificar as turbinas.

A tomada d’água deve estar em um local onde a

captação seja favorável, favorecendo o


escoamento para dentro dos condutos, evitando

turbulências e arrasto de sedimentos.

Obviamente, a tomada d’água deve ser disposta

em um local que conduza a obras civis simples,

eficientes e econômicas. Sua disposição deve ser

estabelecida em conjunto com toda a obra para

que o arranjo completo seja harmonioso,

compacto e o mais adequado possível ao terreno

onde será implantado o aproveitamento

Hidrelétrico.

O relevo e a composição geológica do local onde

será instalado o aproveitamento hidrelétrico

influenciam em muito na definição da concepção

da usina e, em particular, da tomada d’água.

As condições de queda e vazão do

aproveitamento e, por conseqüência, o tipo de

turbina a ser utilizada influenciarão no arranjo da

usina e também da tomada d’água. Usinas com

turbinas Francis normalmente têm a tomada

d’água independente da casa de força, unidas

pelo conduto forçado. Existem usinas com

turbinas Francis, onde casa de força e tomada

d’água estão na mesma estrutura. Esta

concepção é a mais utilizada nos arranjos com

turbina Kaplan.

A tomada d‘água deve ter uma forma que reduza

as perdas de cargas ao mínimo possível.

Aconselha-se estudar, em modelo reduzido, a

forma da tomada em planta e, principalmente, o

ângulo que forma o eixo de entrada com o eixo do

rio para se evitar a formação de turbilhões e

contrações, causando perdas de carga, depósitos

de lodo e areia e eventuais erosões na beira e no

fundo.

As tomadas d’água são classificadas em dois

tipos principais segundo sua posição em relação

ao nível d’água na represa, existindo as tomadas

de pequena e de grande profundidade. As

primeiras são mais expostas ao afluxo de corpos

flutuantes perto da superfície d’água, por exemplo,

plantas aquáticas, folhas das árvores, galhos,

entre outros. Por este motivo, as grades destas

tomadas devem ser limpas freqüentemente e

calculadas para resistirem ao empuxo d’água,

causado pela diferença do nível d’água em seus

dois lados em conseqüência do espaço entre as

barras. Nestas tomadas, é quase sempre

necessário ter uma máquina limpa grades.

Nas tomadas d’água de grande profundidade, a

pressão d’água é maior e, assim, as comportas

devem ser mais pesadas. Por outro lado,

geralmente, não existe o perigo de entupimento

das grades, e os dispositivos de limpeza podem

ser mais simples. Às vezes, as grades podem ser

içadas para limpeza. Em muitos casos, quando

não existe a possibilidade de limpar as grades,

estas são superdimensionadas, de maneira que,

quando parcialmente entupidas, permitem a

entrada d’água sem grandes perdas de carga.

Independentemente do tipo de turbina empregada,

as tomadas d’água têm aspectos muito parecidos

e são compostas basicamente dos mesmos

equipamentos principais, ou seja, grades da

tomada d’água, comportas vagão de emergência

e comportas ensecadeiras da tomada d’água,

além de um equipamento de levantamento e,

eventualmente, uma máquina limpa grades.



Os equipamentos da tomada d’água com funções

principais são as grades, que trabalham na

retenção de detritos que possam danificar

gravemente as turbinas,e as comportas vagão,

com a função de executar o fechamento de

emergência em caso de rompimento do conduto

ou falhas no fechamento do distribuidor da turbina.

Normalmente, as tomadas d’água são dotadas de

comportas vagão, comportas ensecadeiras,

grades e equipamentos de levantamento.

Abaixo, descreve-se os equipamentos

relacionados acima, caracterizando sua finalidade,

as concepções básicas e as evoluções

encontradas nas construções mais recentes.

II.1. GRADES DA TOMADA D’ÁGUA

As grades da tomada d’água, na sua concepção

mais utilizada atualmente, são estruturas

metálicas formadas por um quadro estrutural

rígido, de vigas horizontais suportadas

lateralmente na parte inferior e na parte superior,

onde são soldadas, a montante, barras verticais

num espaçamento criteriosamente definido, com a

finalidade de reter a passagem de detritos sólidos

que possam vir a danificar a turbina.

Normalmente, cada painel de grade é dotado de

quatro patins de guia lateral, que podem ser

parafusados ou soldados.

Em usinas mais antigas, é comum encontrar

grades formadas por painéis apoiados nas suas

partes inferiores e superiores às peças fixas

embutidas no concreto. A grade é dividida em

painéis na largura. Dependendo da altura, os

painéis são apoiados na soleira e no frontal. A

partir de um certo valor de altura, é aconselhável

colocar vigas horizontais de concreto ou aço para

se reduzir a flecha das barras verticais.

Normalmente, estes painéis de grade são

parafusados em peças metálicas embutidas no

concreto.

A perda de carga, causada pela passagem da

água pela grade quando limpa, é bastante

pequena; no entanto, este valor pode aumentar

bastante devido a entupimentos.

Os detritos podem ser classificados em duas

categorias:

• Detritos naturais como troncos, galhos de

árvore, vegetação, musgo e plantas

aquáticas;

• Detritos manufaturados pelo homem, como

pneus, plásticos, garrafas de plástico, latas

metálicas e todo tipo de lixo doméstico

flutuante.

A natureza da barragem, a existência de

barragens a montante, a localização da mesma, a

característica do rio no que diz respeito aos

detritos arrastados, o tamanho do reservatório, a

profundidade da tomada d’água, a disposição da

tomada d’água são fatores que influenciam

bastante na quantidade de detritos arrastados. As

plantas aquáticas são também uma causa comum

de entupimento de grades, sendo recomendado

seu controle.

Estes fatores podem conduzir a um projeto com

pouco arrasto de detritos, tornando-se

desnecessária a limpeza constante das grades,


ou, ao contrário, a uma necessidade de limpeza

constante das grades.

Usinas situadas próximas a centros urbanos, com

tomadas d’água mais superficiais e com pequena

área de represamento, são as mais afetadas pelos

detritos arrastados pela água, requerendo limpeza

constante, que pode ser feita manualmente ou de

forma automática através de uma máquina ou

dispositivos limpa grades.

Em usinas onde se esperam grandes quantidades

de detritos nas grade, é recomendável a

instalação de dispositivos de detecção de perdas

de carga nas grades. Estes dispositivos têm a

finalidade de monitorar o valor da perda de carga,

indicando a necessidade de limpeza, protegendo,

desta forma, a grade, pois evita que a perda de

carga atinja valores acima do considerado no

projeto. O proprietário deve fixar o valor da perda

para a qual deve ser feita a limpeza, pois a perda

de carga nas grades significa energia que está

sendo deixada de ser gerada e, por conseqüência,

representa perda de receita. No entanto, a

limpeza das grades, caso a usina não seja dotada

de máquina limpa grades, requer a parada da

turbina para que os painéis de grade sejam

retirados e limpos. A operação é lenta visto que os

painéis são retirados um a um e, dependendo da

profundidade da tomada, demandam grande

tempo. Desta forma, a limpeza das grades deve

ser planejada, considerando-se a perdas na

mesma e as disponibilidades da turbina.

O espaçamento das vigas verticais da grade como

dito acima, deve ser criteriosamente fixado, pois,

se estiver acima do valor correto, permite a

passagem de detritos que causarão danos às

turbinas e, se estiver abaixo, pode causar a

retenção desnecessária de detritos que poderiam

passar pela turbina sem danificá-la e, por

conseqüência, aumentar a perda de carga.

As grades são dimensionadas para suportar a

carga hidráulica imposta pela perda de carga

causada pela passagem da vazão da turbina

acrescida do entupimento pelos detritos. A norma

de cálculo de grades de tomada d’água, ABNT

NBR11132 , recomenda o uso de uma carga de

dimensionamento de 30 Kpa (3,0 mca) na

ausência de valores definidos pelo cliente.

Além do calculo estrutural, ou seja, a capacidade

das vigas e barras verticais de suportarem os

esforços impostos pela coluna d’água devido à

perda de carga de 3,0 mca, a grade deve ser

verificada quanto à vibração das barras verticais,

sendo recomendado que a freqüência natural das

vigas verticais seja 1,5 vezes maior que a

freqüência de formação de vórtices que é

calculada considerando-se a velocidade da água

na passagem pelas grades, o número de strouhal

que é função da seção da viga vertical e a

espessura da viga vertical.

Além disso, as grades devem ser dimensionadas

para suportar o impacto de corpos submersos.

Para este cálculo, a norma brasileira NBR 11132

indica a consideração da força de impacto

causada por um corpo de diâmetro 500 mm,

movendo-se à velocidade de aproximação do

fluxo, desacelerado em um tempo de 0,1 segundo.

Esta força deve ser composta com a força do

carregamento hidráulico, porém, este caso é


considerado como ocasional, admitindo tensões

admissíveis maiores conforme norma NBR 8883.

As grades são normalmente pintadas com pintura

à base de alcatrão de hulha numa espessura de

300 micra. Alguns editais solicitam uso de tinta de

base tipo epóxi rico em zinco.

As grades podem ser fixas ou móveis, sendo que

a maioria das usinas brasileiras adota o uso de

grades móveis devido à maior facilidade de

retirada das mesmas para limpeza e manutenção,

apesar de que, neste caso, é necessário estender

as guias até o piso de operação da tomada

d’água.

As peças fixas das grades são guias metálicas

que têm a finalidade de garantir a transmissão das

cargas devido ao carregamento hidráulico ao

concreto e também guiar as grades.

A grade é dividida em painéis intercambiáveis,

colocados um sobre o outro. A operação de

colocação e retirada das grades é feita pelo órgão

de manobra dos equipamentos da tomada d’água,

normalmente um pórtico rolante, com o auxílio de

uma viga pescadora que garante o engate e o

desengate automático dos painéis. A viga

pescadora, apesar da sua relativa simplicidade

funcional, é composta de muitos pequenos itens,

como eixos e buchas, requerendo mais

manutenção que os painéis de grade.

II.2. COMPORTA VAGÃO DE EMERGÊNCIA DA

TOMADA D’ÁGUA

As tomadas d’água das usinas brasileiras são

normalmente dotadas de comporta vagão de

emergência.


serem projetadas para fecharem por peso próprio,

trabalham em posição totalmente aberta ou

totalmente fechada, não sendo projetadas para


A abertura se dá normalmente em duas etapas: a

primeira com pressões desequilibradas através de

uma operação chamada cracking, que consiste

numa abertura de cerca de 200 mm à velocidade

em torno de 0,1 a 0,2 m/min, para permitir o

enchimento do conduto forçado, o qual, após

completado e detectado pelo sistema de detecção

de equilíbrio de pressões, libera a comporta para

continuar a abertura numa velocidade de cerca de

1,0 m/min. O fechamento destas comportas ocorre

nas modalidades de fechamento normal para

propósito de manutenção com velocidade de 1,0

m/min e de emergência, a qual pode ser acionada

pelo sistema de proteção da turbina ou pelo

sistema de detecção de ruptura do conduto

forçado (apenas algumas usinas têm este

sistema). A velocidade de fechamento de

emergência depende das características de

proteção da turbina e da altura da comporta e

pode chegar à casa dos 10 m/min.

As comportas vagão de emergência da Tomada

d’água são compostas basicamente dos seguintes

componentes:


II.2.1. Tabuleiro

Chama-se de tabuleiro a estrutura metálica que

faz parte da comporta. O tabuleiro é composto

pelo paramento (chapa de face), vigas horizontais

e verticais, vigas de cabeceira duplas onde alojar-

se-ão as rodas principais da comporta, olhal de

conexão com o órgão de manobra. O tabuleiro

pode ser composto de um ou vários elementos

dependendo do tamanho da comporta.Os

elementos do tabuleiro podem ser ligados por

talas de aço carbono e pinos de aço inoxidável ou

soldados na obra. Atualmente, é mais utilizado o

tabuleiro com elementos ligados por talas e pinos.

Os tabuleiros podem ainda ter o paramento a

montante ou a jusante. Hoje, há uma tendência

maior à utilização de paramento a montante

devido principalmente à grande redução do

esforço de manobra para movimentar a comporta

II.2.2. Rodas Principais

As rodas da comporta têm a finalidade transmitir o

esforço de manobra ao concreto e também

diminuir a força de atrito para içamento da

comporta. As rodas são normalmente em aço

carbono fundido ou forjado, montadas sobre um

rolamento auto-compensador de rolos em eixo de

aço inoxidável forjado. O rolamento fica envolvido

em graxa, protegido por tampas dotadas de

retentores.

As comportas mais antigas eram dotadas de

rodas tipo ferroviária com buchas de bronze. Hoje

raramente se usa esta concepção devido ao maior

atrito e, conseqüentemente, maior força

necessária no mecanismo de manobra. Além

disso, o atrito maior normalmente exige uso de

lastro para garantir o fechamento de emergência,

que é feito pelo próprio peso da comporta, sem

uso de energia elétrica.

Alguns projetistas ainda insistem no uso de

buchas autolubrificantes nas rodas devido a não

necessidade de manutenção. A lubrificação das

rodas, na maioria das comportas, é uma operação

manual e individual.


As comportas são normalmente dotadas de

vedações de soleira, laterais e frontal. As

vedações de frontal e laterais são tipo nota

musical simples ou dupla, dependendo da

pressão, e tipo barra chata na soleira.

Em comportas de emergência, normalmente se

usam borrachas com película de teflon para

diminuir o atrito de deslizamento e a capacidade

do mecanismo de manobra, além de garantir o

fechamento por gravidade.

Normalmente, no Brasil, se usa o material SBR



ao seu menor custo.

As comportas mais antigas possuíam vedações

de bronze e de madeira. Com o início da utilização

da borracha, estas deixaram de ser usadas, uma

vez que as vedações de borracha são mais

eficientes, pois, devido à sua flexibilidade, podem

assimilar melhor as imperfeições construtivas de

tabuleiros e peças fixas e, ainda assim, garantir

boa estanqueidade.


II.2.4. Rodas ou Patins de Guia e Contraguia


comportas nos movimentos verticais, nos sentidos





O uso de contraguias com molas elásticas de

poliuretano garantem a pré-compressão constante

da vedação garantindo melhores condições de

estanqueidade e atuando também na redução das

vibrações da comporta na posição aberta.


As peças fixas das comportas são elementos

metálicos embutidos no concreto que possuem a

finalidade de transmitir a carga hidrostática para o

concreto, além de conterem o quadro metálico de

apoio das vedações.

As peças fixas se dividem em duas partes , ou


estágio. As de primeiro estágio são instaladas na

concretagem da barragem e serão o suporte para

soldagem dos chumbadores de fixação e

regulagem das peças fixas de segundo estágio.


basicamente de:

• Caminho de Rolamento: È a viga metálica

vertical localizada a jusante da ranhura,

dimensionada para suportar e distribuir ao

concreto os esforços hidrostáticos.

Normalmente, tem comprimento de, no

mínimo, duas vezes a altura da comporta.

O caminho de rolamento usualmente é de

aço carbono, sendo que a pista da roda é

feita de aço inoxidável temperado,

dimensionado para suportar a pressão de

Hertz aplicada pela carga da roda.

• Em comportas de vedação a jusante, o

caminho de rolamento contém as chapas

de apoio das vedações, em aço inoxidável;

• Vigas de Contraguia: Estas vigas verticais

dispostas a montante da ranhura têm a

função de servirem de pista para a roda

contraguia. Em comporta de vedação a

montante, as chapas de aço inoxidável

para apoio das vedações estão contidas

nestas vigas;

• Vigas de guia lateral: Normalmente, se


operação e são compostas de trilho ou

perfil laminado tipo U. A função destas

vigas é servir de pista para as rodas ou

patins guia.





apoiar a vedação de soleira;




II.2.6. Acionamento

Atualmente, as comportas de emergência da

tomada d’água são, em sua maioria, acionadas

por sistemas óleo-hidráulicos, compostos de

cilindro hidráulico de simples efeito, com sua viga

suporte, hastes de ligação da comporta ao

cilindro, painel elétrico de comando e controle da


unidade hidráulica e da comporta, as interligações

hidráulicas e elétricas, detetor de equilíbrio de

pressões, além do indicador de posição.

As comportas de emergência da tomada d’água

mais antigas instaladas em várias usinas

brasileiras são operadas por guinchos

eletromecânicos. Estes guinchos permitem o

fechamento da comporta por peso próprio; porém,

nas usinas com acionamento por guinchos, as

velocidades de fechamento são normalmente

baixas e não atendem as necessidades do

fechamento de emergência.

A maioria dos projetos mais recentes de

comportas de emergência da tomada d’água tem

especificado comportas com paramento e

vedações a montante, o que reduz muito o esforço

de manobra, resultando em cilindros hidráulicos

de menor capacidade, exigindo,

conseqüentemente, menor unidade hidráulica e

menor potência de alimentação dos motores,

resultando em um custo bem mais vantajoso do

que com o projeto de vedação a jusante.


da comporta vagão ter uma concepção bem

definida, existem concepções próprias dos

clientes e empresas projetistas, considerando

aspectos de operacionalidade, manutenção e

segurança. Exemplificando, podemos citar casos

de uso de uma unidade hidráulica por comporta,

uma unidade para várias comportas; porém, com

operação de uma comporta apenas por vez, duas

unidades para operar várias comportas, sendo

uma unidade de stand-by. Da mesma forma, o

cilindro hidráulico é, às vezes, posto dentro da

ranhura, ficando com o corpo imerso e, em outros

projetos, é posto fora do poço da comporta,

melhorando a facilidade de operação, mas

trazendo inconvenientes por estar exposto.




elétricos pela execução da lógica de controle das








As comportas vagão de tomada d’água são

normalmente operadas através de painéis locais,

que estão na estrutura de tomada d’água; porém,













extrema importância para a comporta, pois o seu








cabos e polias, que transformam o movimento de






posições mais importantes da comporta:



• Comporta em posição de cracking;




• comporta em deriva.

Por questões de segurança, alguns projetos ainda

indicam a existência de chaves fim de curso

redundantes para as posições de cracking e

comporta aberta.

Hoje, começam a ser usadas nas comportas de

tomada d’água indicadores eletrônicos, com

sistema de detecção de posição por reles.

Outro sistema de fundamental importância na

operação das comportas de tomada d’água é a

detecção do equilíbrio de pressão após o

cracking. Este sistema tem por finalidade detectar

o equilíbrio de pressão entre montante e jusante

da comporta, indicando que o conduto está cheio

e que a comporta pode ser totalmente aberta. As

comportas mais antigas usavam normalmente um

sistema de borbulhamento de ar com pressostato

diferencial. Estes sistemas têm apresentado

problemas que vão desde o entupimento nas

tubulações até a difícil regulagem das válvulas do

sistema.

II.3. COMPORTA ENSECADEIRA DA TOMADA

D’ÁGUA

A comporta ensecadeira da tomada d’água,

normalmente chamada de Stoplog da tomada

d’água, é o equipamento que possui a finalidade

específica de proporcionar o ensecamento do

espaço entre a mesma e a comporta vagão, além

de permitir a manutenção da mesma.

Esta comporta se caracteriza pelo fato de ser

colocada na ranhura sob águas equilibradas, ou

seja, com a comporta vagão fechada. Uma vez

depositada na ranhura, a água entre a comporta

ensecadeira e a comporta vagão é retirada pela

abertura da comporta. Após executado o trabalho

de manutenção, o espaço entre a comporta

ensecadeira e a comporta vagão deve ser enchido

,visto que esta comporta só opera em águas

equilibradas, o que normalmente é obtido pela

abertura das válvulas by pass instaladas na

própria comporta e operadas pela própria viga

pescadora.

A operação da comporta ensecadeira da tomada

d’água é feita por pórticos rolantes, pontes

rolantes ou ainda monovia com talha elétrica.

Comportas de menor porte podem ser operadas

manualmente.

Os painéis das comportas ensecadeiras são

normalmente estocados no topo das ranhuras.

Quando o número de elementos é superior ao

número de ranhuras, normalmente se constrói um


poço de estocagem onde se depositam painéis

empilhados uns sobre os outros.

As comportas ensecadeiras da tomada d’água são

compostas basicamente dos seguintes

componentes:

II.3.1. Tabuleiro

Chama-se de tabuleiro a estrutura metálica

composta pelo paramento (chapa de face), vigas

horizontais, verticais, enrijecedores horizontais,

vigas de cabeceira e olhais de conexão com a

viga pescadora. O tabuleiro das comportas

ensecadeiras é composto de vários elementos

que trabalham superpostos e são depositados na

ranhura um a um.

II.3.2. Conjunto da Vedação

As comportas ensecadeiras da tomada d’água são

usualmente dotadas de vedações de soleira,

laterais e frontal. As vedações laterais e de frontal

são normalmente tipo nota musical simples e tipo

barra chata na soleira.

Normalmente, no Brasil, se usa o material SBR



ao seu menor custo.

II.3.3. Patins de Guia





As peças fixas das comportas ensecadeiras são











estágio.

As peças fixas de segundo estágio das comportas

ensecadeiras são compostas basicamente de:

• Caminho de deslizamento: É a viga

metálica vertical localizada a jusante da

ranhura, dimensionada para suportar e

distribuir ao concreto os esforços

hidrostáticos. Normalmente, tem

comprimento ligeiramente superior à altura

da comporta. Os caminhos de

deslizamento contêm as placas de aço

inoxidável laterais onde se apoiam as

borrachas de vedação da comporta;



operação e são compostas de trilhos ou

perfis tipo U laminados para pista dos

patins de guia;





apoiar a vedação de soleira;



vedação de frontal;





cabeceira da comporta e permitem estocar

a comporta quando a mesma não está em

uso.

II.3.5. Acionamento

As comportas ensecadeiras são acionadas pelos

equipamentos de levantamento da tomada d’água

com o auxilio da sua respectiva viga pescadora. A

viga pescadora tem um sistema automático de

engate e desengate dos ganchos, o que permite

colocar ou retirar todos os elementos numa

operação simples e segura.


As comportas e grades da tomada d’água podem

ser classificadas como equipamentos que

requerem pouca manutenção, dado a sua

simplicidade construtiva. No entanto, as

comportas de emergência da tomada requerem

uma manutenção rígida e responsável, visto que

estes equipamentos não podem falhar quando

solicitados, uma vez que podem comprometer a

turbina e a própria barragem.

De qualquer forma, a manutenção das comportas

e grades deve ser bem conduzida para garantir a

vida útil esperada do equipamento.

Para falar sobre manutenção de comportas e

grades, entende-se ser mais prático falar da

manutenção das partes constituintes das

comportas, englobando aí os tipos de comportas

distintos, do que falar de uma por uma, visto que a

manutenção aplicável para as mesmas partes de

tipos distintos de comportas é praticamente a

mesma, e as diferenças quando existentes serão

ressaltadas.

III.1. TABULEIROS E ESTRUTURAS DE VIGAS

PESCADORAS

Os tabuleiros de grades ou comportas e as

estruturas das vigas pescadoras devem ser

inspecionados no mínimo a cada seis meses para

verificação de corrosão na estrutura. Recomenda-

se a imediata limpeza e pintura das regiões

corroídas. Em caso de um aumento acentuado de

corrosão de uma inspeção para outra, recomenda-

se investigar as causas.

Para os elementos e estrutura da viga pescadora

da comporta ensecadeira, torna-se mais fácil

executar esta manutenção, visto que estas partes

estão acessíveis a todo tempo. Já para as

comportas vagão de tomada d’água e as grades

que se encontram normalmente submersas, esta

manutenção torna-se mais difícil, sendo, desta

forma, necessário estabelecer uma rotina

diferente de inspeções em função das paradas da

turbina. Caso se constate uma corrosão sistêmica

no equipamento, a mesma deve ser monitorada,

as causas estudadas e identificadas e as medidas

preventivas e/ou corretivas adotadas para garantir

a vida útil do equipamento. Para monitorar a

corrosão, a espessura da chapa dever ser medida

e, onde necessário, usado o método ultra-sônico.

III.2. RODAS

As rodas que requerem maior cuidado são

obviamente as rodas principais das comportas

vagão de emergência. Sua manutenção, no

entanto, está sempre condicionada à

disponibilidade da comporta, o que ocorre nos


períodos de parada programada da turbina, onde

coloca-se a comporta ensecadeira da tomada

d’água e pode-se proceder a trabalhos de

manutenção na comporta. Neste caso, estas

manutenções devem ser programadas,

procurando-se executá-las ao menos uma vez por

ano, sendo possível executar a cada seis meses.

Devem ser inspecionados a superfície externa da

roda, os parafusos das tampas, o travamento da

roda e executado o engraxamento da roda.

Recomenda-se, a cada 5 anos, a desmontagem

de uma roda para verificar as condições de eixos,

rolamentos e retentores e, dependendo da

situação encontrada, fazer as substituições

necessárias e estende-la às demais rodas.

III.3. VEDAÇÕES

As vedações, como sendo o elemento de

estanqueidade da comporta, devem ser

inspecionadas a cada seis meses, quanto à

deformação, trincas ou fissuras ou sempre que

forem detectados vazamentos na comporta, além

dos níveis considerados normais. Da mesma

forma que para a roda, a inspeção nas comportas

vagão de tomada d’água deve ser programada

para ser executada nas paradas da turbina.

Recomenda-se a troca das vedações a cada 5 ou

10 anos. A determinação do período de troca deve

ser feita por cada usina, considerando-se os

registros de vazamentos, as condições

particulares do projeto e o relatório do estado da

borracha na última troca.

Deve-se ressaltar que borrachas de comportas

expostas freqüentemente aos raios solares sofrem

um ressecamento mais acentuado e requerem

trocas mais freqüentes.

III.4. PEÇAS FIXAS

As peças fixas das comportas ensecadeiras e

grades ficam permanentemente submersas e,

portanto, a inspeção das mesmas só pode ser

feita com auxilio de mergulhadores. Já as peças

fixas das comportas vagão da tomada d’água

podem ser inspecionadas em seco com a

colocação da respectiva comporta ensecadeira,

lembrando, porém, que, no caso da comporta

vagão, a inspeção da peça fixa depende da

parada da turbina.

Recomenda-se, para as comportas vagão, a

inspeção a cada cinco anos e, se constatada

corrosão acentuada, proceder à recuperação,

quer pela repintura de superfícies de aço carbono,

quer pela recuperação com enchimento de solda e

posterior esmerilhamento das chapas de aço

carbono ou inox, onde necessário.

Para as peças fixas da comporta ensecadeira,

deve-se estabelecer a necessidade e extensão

das inspeções subaquáticas, baseadas na

inspeção das peças fixas das comportas vagão.

III.5. ACIONAMENTO

Os componentes do acionamento da comporta

são os itens que demandam maior cuidado quanto

à inspeção e manutenção. Devem ser executadas

as seguintes inspeções e manutenções:

III.5.1. Cilindros Hidráulicos

Os cilindros hidráulicos, quando em operação,

requerem pouca manutenção.


No período inicial de uso, recomendam-se

inspeções periódicas para comprovar se os

cilindros estão trabalhando adequadamente e não

há vazamento de óleo.

As hastes dos cilindros devem ser inspecionadas

quanto a riscos, pois os mesmos indicam

presença de sujeira no óleo.

Os vazamentos nas vedações são indicados pelo

aumento da freqüência das operações de

reposição da posição da comporta.

Recomenda-se a troca das vedações do cilindro

sempre que se constatar vazamentos ou a cada

dez anos.

III.5.2. Unidade e Tubulações Hidráulicas

A segurança do funcionamento da unidade e

tubulações hidráulicas deve-se a uma

manutenção cuidadosa.

É de vital importância manter o fluido hidráulico

limpo para evitar que partículas abrasivas

penetrem no sistema e causem danos às bombas,

válvulas e cilindros hidráulicos.

A manutenção das unidades hidráulicas deve

cobrir os seguintes pontos:

• Controlar constantemente o nível do óleo

hidráulico, fazendo a complementação

com o mesmo óleo quando necessário;

• Proceder à limpeza mensal os filtros de ar

e à limpeza semanal os filtros de óleo;

• A troca do óleo do sistema deve ser

estabelecida a partir das observações do

grau de envelhecimento e sujeira do

mesmo. Recomenda-se a execução de

análise do óleo anualmente e as trocas

quando recomendadas por estas análises;

• Observar o aquecimento do óleo , visto

que o aumento da temperatura além de

certo valor aumenta em muito a velocidade

de degradação do óleo;

• Observar aquecimento nos mancais das

bombas. Havendo aquecimento além do

normal, há a indicação de desgastes e

necessidade de trocas de rolamentos ou

lubrificação. A observação da temperatura

deve ser feita semanalmente por contato

manual;

• A tubulação hidráulica deve ser

inspecionada mensalmente quanto a

vazamentos;

• A pressão do óleo no circuito deve ser

controlada semanalmente e as alterações

anotadas;

• As bombas hidráulicas devem ser

inspecionadas a cada seis meses,

verificando-se principalmente a ocorrência

de vibração anormal, ruídos elevados ,

pressão insuficiente e vazamentos através

dos eixos;

• As válvulas de solenóide devem ser

inspecionadas a cada seis meses, e o

resultado destas inspeções pode indicar a

necessidade da substituição;

• Os motores das unidades hidráulicas

devem ser inspecionados quanto a níveis

de isolamento, elevação de temperaturas

nas bobinas e mancais, desgastes,

lubrificação dos rolamentos,

funcionamento do ventilador quanto ao

correto fluxo de ar, níveis de vibrações,


desgastes das escovas e anéis coletores.

A carcaça deve ser mantida limpa de pó

em sua superfície exterior para facilitar a

troca de calor com o meio.

O tempo de vida das instalações hidráulicas, que

têm uma manutenção adequada e cuidadosa,

depende do tempo de vida dos elementos

mecânicos.

Normalmente , nas bombas, são os rolamentos

que têm o tempo de vida limitado entre 5000 a

10000 horas.

Nas válvulas, o tempo de vida depende da

quantidade de operações do êmbolo em

conseqüência das ligações do solenóide. Estes

componentes são previstos para 10 milhões de

ligações.

O tempo de vida das válvulas pode ser estimado

em 2000 a 3000 horas de serviço da instalação.

III.5.3. Painéis Elétricos de Comando

Os painéis, como sendo os órgãos de comando

da unidade hidráulica e de execução da lógica de

operação da comporta, devem ser inspecionados

mensalmente e, particularmente, a cada

operação, principalmente nos equipamentos

sujeitos a maior desgaste e com maior

probabilidade de falha. O estado de isolação dos

cabos elétricos deve ser também constantemente

inspecionado.

III.5.4. Indicadores de Posição

Os indicadores de posição, dado à sua

importância na execução da lógica de operação

da comporta como já destacado anteriormente,

devem ser mensalmente inspecionados. Em

comportas segmento, os aparelhos pendulares,

atualmente bastante usados, não requerem

manutenção, a menos da verificação dos

parafusos de fixação e de alguma avaria externa

que pode ocorrer. Já nas comportas vagão os

aparelhos eletrônicos, que estão sendo

atualmente empregados, requerem um pouco

mais de cuidados, e sua manutenção deve seguir

as disposições do fabricante.


Mesmo que se siga o programa de manutenção

preditiva indicado pelo fabricante, é natural que

alguns componentes venham a falhar durante a

operação. Em algumas destas falhas,

fortuitamente teremos equipamentos stand by já

previstos no projeto, como é o caso de grupos

motobomba, ou ainda, equipamentos

sobressalentes no almoxarifado que poderão ser

prontamente substituídos.

É de fundamental importância manter uma

quantidade adequada de materiais de reposição

no almoxarifado da usina para que a operação

das comportas não seja comprometida, colocando

em risco a segurança da turbina ou mesmo da

própria usina.

Da mesma forma, aconselha-se que, para alguns

materiais onde a reposição pode ser melhor

programada, não sejam mantidos materiais em

estoque, pois isto significa recurso imobilizado e,

dependendo do caso, quando for realmente

necessário usar o material, o mesmo pode já estar

impróprio para o uso.


Obviamente, deve se levar em conta uma série de

fatores para se decidir pelos materiais a serem

mantidos em estoque, tais como dificuldade de

aquisição, custo, quantidade de defeitos

apresentados, importância do item no conjunto da

comporta, entre outros, que devem ser

estabelecidos pela equipe de manutenção.


A análise da vida útil econômica dos

equipamentos da tomada d’água deve ser feita

considerando-se as três partes principais do

equipamento, ou seja, estrutura, peças fixas e

acionamento.

A estrutura das comportas, mesmo considerando-

se as rodas e vedações, que são itens mais

sujeitos à manutenção que o tabuleiro, apresenta

grande robustez e, desde que se tomem os

cuidados mínimos de manutenção para se evitar a

corrosão da estrutura, terá vida útil assegurada

em mais de 50 anos. Já a estruturas das grades

da tomada d’água, apesar de submetidas a menor

carregamento que as comportas ensecadeiras e

vagão, têm registrado um maior número de

ocorrências de falhas, causadas por trincas nas

vigas verticais e horizontais e rompimento das

soldas devidos aos esforços de fadiga impostas à

grade pelo escoamento. As comportas raramente

apresentam problemas graves que comprometam

sua estrutura. Por este motivo, entende-se ser

prudente fixar a vida útil das grades em 30 anos.

As peças fixas são projetadas tendo as partes

onde se apoiam as borrachas de vedação em aço

inoxidável e, desde que não sejam atacadas pela

água ou sofram efeito da erosão no concreto

devido ao projeto civil inadequado, terão vida

superior a 50 anos. As peças fixas das comportas

vagão de tomada d’água apresentam a

possibilidade de inspeção em seco e, até mesmo,

execução de reparos com a instalação da

comporta ensecadeira, o que não ocorre com as

comportas ensecadeiras e grades que não podem

ser ensecadas.

O acionamento das comportas vagão é a parte

que maior manutenção exigirá por possuir uma

maior quantidade de componentes móveis

normalmente sujeitos a desgastes e falhas. Pesa,

no entanto, a favor do acionamento o fato de o

mesmo estar normalmente alojado em sala

abrigada em boas condições de acesso e

facilidade para manutenção. O que ocorrerá com

o acionamento, diferentemente da estrutura e das

peças fixas, é que dentro da vida útil do

equipamento é bem provável que sejam feitas

atualizações do equipamento, incorporando certas

melhorias que venham a ser desenvolvidas com o

passar dos anos. Considerando-se a realização

das intervenções citadas acima, consideraremos a

vida útil econômica do acionamento da comporta

em 30 anos.

Considerando o conjunto dos equipamentos da

tomada d’água, acha-se prudente falar que a vida

útil econômica das comportas como sendo de 30

anos.

REFERÊNCIAS

[1] Erbistie, P.C.F. Comportas Hidráulicas. Editora

Campus/Eletrobrás – 1987.


[2] Schreiber, G.P. Usinas Hidrelétricas. Editora

Edgard Blücher Ltda. – 1980.

[3] Asme Hydropower Mechanical design – The

guide to Hydropower Mechanical design. HCI

pubications. 1996.

[4] Lewin, J. Hydraulic gates and valves in free

surface flow and submerged outlets. Thomas

Telford Services Ltda. – 1995.


Esquipamentos do Ciclo Térmico

RESUMO

A geração de energia elétrica a partir de ciclos

térmicos de potência utilizando turbinas a vapor é

uma tecnologia difundida e responsável por uma

parcela representativa em termos globais de

geração de energia. O fluido de trabalho (vapor

d’água) pode ser obtido utilizando-se diferentes

combustíveis, com diferentes poder calorífico,

granulometria e umidade, com variações nas

composições elementares, envolvendo

combustíveis desde a biomassa até o gás natural.

Isto faz com que estes ciclos de potência sejam

muito empregados, principalmente utilizando-se

carvão mineral como combustível. Os ciclos

térmicos de geração potência a vapor constituem-

se de: caldeira, turbina, condensador e bomba de

circulação e equipamentos auxiliares, como

desaeradores, trocadores de calor, sistemas de

controle e segurança, onde as válvulas têm uma

função importante. A durabilidade destes

equipamentos está relacionada diretamente com a

qualidade do fluido de trabalho, com a escolha

adequada dos materiais para confecção dos

mesmos, com regime de trabalho, operação

criteriosa e aplicação das manutenções

recomendadas. De forma geral, os equipamentos

dos ciclos térmicos possuem vida útil de 25 anos.

I. INTRODUÇÃO

A geração de energia elétrica a partir de ciclos

térmicos de potência utilizando turbinas a vapor é

uma tecnologia difundida e responsável por uma

parcela representativa em termos globais de

geração de energia. O fluido de trabalho (vapor d’

água) pode ser obtido utilizando-se diferentes

combustíveis, com diferentes poder calorífico,

diferentes granulometria e umidade, diferentes

composições elementares, envolvendo

combustíveis desde a biomassa até o gás natural.

Isto faz com que estes ciclos de potência sejam

muito empregados, principalmente utilizando-se

carvão mineral como combustível.

Os ciclos de geração a vapor começaram

efetivamente a serem instalados com potências

mais expressivas no início deste século. A GE em

1903 confeccionou um ciclo de potência com

turbina a vapor de 5 MW de potência. No entanto,

alguns equipamentos, como as caldeiras,

começaram a ser desenvolvidos e utilizados para

aquecimento de água, séculos atrás, pelos gregos

e romanos, e foram aprimorados até o estágio

atual. A utilização da força do vapor é conhecida

desde 150 anos a.C. A primeira máquina a vapor

comercial bem sucedida foi lançada em 1699 e foi

desenvolvida por Thomas Savery.

Os ciclos térmicos de geração potência a vapor

constituem da caldeira da turbina do condensador

e da bomba de circulação e equipamentos

desaeradores, trocadores de calor, sistemas de

controle e segurança, onde as válvulas têm

função importante. Estes equipamentos


contribuem para eficiência do ciclo e qualidade do

fluido de trabalho.

Como fabricantes de válvulas, cita-se a Spirax

Sarco. Quanto a turbinas e demais componentes,

citam-se a General Eletric, Wartsila e outros.

Para as bombas, tem-se a KSB e, para as

caldeiras, o fabricante Dedini


Para fins de padronização, pode-se citar as

seguintes normas:

• ABNT – NBR 10784: classifica bombas

hidráulicas de deslocamento positivo para

utilização em sistemas hidráulicos de

potência, estabelecendo requisitos básicos

construtivos e operacionais;

• ABNT – NBR 5029: fixa condições

exigíveis que devem satisfazer os tubos

sem costura de cobre e suas ligas para

condensadores, evaporadores e

trocadores de calor;

• ABNT – NBR 11096: define termos

empregados em caldeira aquotubular e

flamotubular, para serviço estacionário,

sujeira ou não a chama;

• ABNT – NBR 10149: estabelece os

requisitos mínimos para o fornecimento de

turbinas a vapor para serviços gerais.

II.1. CALDEIRAS

A necessidade de se encontrar uma fonte de

calor, que substituísse os inconvenientes

apresentados pela queima direta do carvão fóssil,

estimulou o desenvolvimento de unidades

geradoras de vapor.

O vapor é um vetor energético de grande utilidade

nos processos industriais e em serviços de

acionamento mecânico. Este equipamento é

responsável por fazer a conversão da água no

estado líquido em vapor através da queima de um

combustível na fornalha. As caldeiras utilizadas

para ciclo de potência com turbinas a vapor

constituem-se basicamente da fornalha, caldeira,

superaquecedor, economizador e do aquecedor

de ar.

As caldeiras podem ser entendidas como um

compartimento com paredes de tubos, contendo

uma fornalha onde ocorre a queima do

combustível, elevando a temperatura da massa de

gases que troca calor com a água que circula no

interior dos tubos até atingir o tubulão ou

evaporador, onde ocorre a mudança de fase.

Portanto, cuidados devem ser tomados na

operação deste equipamento para que não haja

queima de tubos incrustações devido à presença

de minerais fora das especificações

recomendadas.

Para esta aplicação, predominam as caldeiras do

tipo aquotubular, pois permitem obter vazões mais

expressivas do que as flamotubulares.

As caldeiras, cuja aplicação seja para geração de

energia, devem ser de alta pressão. As dimensões

destas caldeiras podem variar bastante para uma

mesma potência quando se utilizam combustíveis

com poder calorífico diferente. Os combustíveis

utilizados nas caldeiras são determinantes na sua

vida útil, pois podem propiciar incrustações em

determinados casos de difícil remoção,


comprometendo eficiência e durabilidade da

mesma. II.2. TURBINA

É o equipamento que recebe o vapor advindo da

caldeira que, na maioria dos casos, encontra-se

no estado superaquecido e expande-se na

mesma, transferindo a sua energia para o rotor,

fazendo-o girar com determinada potência de eixo

que aciona o gerador produzindo a energia

elétrica propriamente dita.

A estrutura destas turbinas pode trabalhar com

vapor com temperatura, por exemplo, por volta de

700 °C e pressão acima de 50 bar, dependendo

das condições de projeto e de cada ciclo. Estas

condições mudam sempre quando ocorrem

variações de carga ou mesmo nos momentos de

entrar e sair de operação, com o decorrer do

tempo, o que submete seus componentes a

condições que podem levar a uma fadiga térmica

de seus componentes, assim como a formação de

fissuras.

O fluido de trabalho passa pela turbina com

velocidade elevada e partículas, como partículas

de ferro que, eventualmente, desprendam dos

tubos na caldeira, podem erodir componentes da

mesma.

Para fins de geração de energia, predominam as

turbinas do tipo condensação e extração

condensação.

II.3. BOMBAS

As Bombas são máquinas acionadas

normalmente por um motor elétrico recebendo

energia mecânica e transportando esta energia

para fluido, dando condições a este de se

locomover sob determinadas condições impostas

pelo processo. O fluido é acionado pelo rotor e

aduzido pela voluta.

As bombas devem ser especificadas para

trabalharem numa faixa de operação que fique

isenta de cavitação. Isto permitir-lhe-á uma

durabilidade maior. As bombas centrífugas em

geral constituem-se basicamente do rotor, da

voluta e do sistema de vedação. Estas bombas

podem girar alta rotação e estão sujeitas à

vibração desbalanceamento do eixo onde se

acopla o rotor.

Existe uma diversidade enorme de bombas. No

entanto, as bombas utilizadas nos ciclos de

geração a vapor são basicamente do tipo

centrífugas ou mistas para fornecerem a vazão e

pressão desejada.

Este equipamento tem a função de estabelecer o

fluxo do fluido de trabalho no ciclo e ainda confere

a este a pressão desejada. As bombas

necessitam de um sistema de vedação para evitar

a fuga do líquido que está sendo recalcado. Estas

vedações são feitas normalmente através de

gaxetas ou selos mecânicos, os quais são muito

solicitados. Freqüentemente, necessitam de

reparos, principalmente devido ao aumento de

temperatura localizado.

II.4. VÁLVULAS

As válvulas são dispositivos destinados a

estabelecer, controlar e interromper o fluxo em

uma tubulações. Elas podem representar até 5%


do custo total de uma instalação para geração de

potência.

Os materiais a serem empregados nas válvulas

devem ser adequados, pois, para cada aplicação,

cada fluido tem características e propriedades

diferentes.

O fluido, com o qual as válvulas se interagem,

podem ter mudanças, ter variações em suas

propriedades, como temperatura, pressão,

composição química e ficam em contato direto

com os componentes internos e vedações,

bastante exigidos.

II.4.1. Válvulas de Segurança

Durante a operação de sistemas e/ou

equipamentos sujeitos à pressão, podem surgir

pressões excessivas devido a explosões, reações

químicas, descargas de bombas, fogo externo ao

equipamento, erro operacional e podem provocar

danos aos equipamentos, às instalações e a

própria vida humana.

O princípio de operação baseia-se no equilíbrio

entre a pressão do fluido contra o disco (conjunto)

e mola, o que faz da válvula um dispositivo de

precisão e que exige um perfeito alinhamento

entre os componentes, bem como a isenção de

qualquer produto que venha comprometer sua

atuação.

Esta válvula atua automaticamente, sem a

assistência de fonte externa de energia, atua pela

pressão do fluido, descarrega uma quantidade

certificada do mesmo de maneira a impedir que a

pressão pré determinada seja excedida, que é

projetada para fechar e impedir o escoamento do

fluido depois que as condições normais de serviço

forem restabelecidas.

A válvula de segurança é caracterizada por uma

abertura instantânea e com um estampido

característico (pop), sendo utilizada em serviços

com gases e vapor.

Estas válvulas, normalmente, devem atuar quando

a pressão aumentar de 10% da pressão

estabelecida.

II.4.2. Válvulas de Retenção

Essas válvulas permitem a passagem do fluido em

um sentido apenas, fechando-se automaticamente

por diferença de pressões, exercidas pelo fluido

em conseqüência do próprio escoamento se

houver tendência à inversão no sentido do fluxo.

II.4.3. Válvulas de Controle

Estas válvulas são usadas em combinação com

instrumentos automáticos e comandadas a

distância por esses instrumentos para controlar a

vazão ou a pressão de um fluido.

A operação da válvula é sempre motorizada, na

maioria das vezes, por meio de um diafragma

sujeito à pressão de ar comprimido. Há um

instrumento automático que comanda a pressão

do ar que, por sua vez, faz variar a posição de

abertura da válvula.

A válvula em si é quase sempre semelhante a

uma válvula globo. Para diminuir o esforço

necessário à operação e assim facilitar o controle,

estas válvulas possuem, freqüentemente, dois

tampões na mesma haste, que se assentam em

duas sedes colocadas de tal maneira que a


pressão do fluido exercida sobre um tampão

contrabalance a pressão exercida sobre o outro.

A operação na válvula de controle é feita

geralmente pelo diafragma em um sentido (para

abrir ou fechar) e por uma mola regulável no outro

sentido.

II.5. TROCADORES DE CALOR

Os trocadores de calor são equipamentos

utilizados para fazer a troca térmica entre os

fluidos envolvidos. Nos ciclos de potência

utilizando turbina a vapor, este equipamento se

apresenta de distintas formas, pois a caldeira e o

condensador, além dos trocadores de calor

utilizados para o preaquecimento da água de

alimentação, nos ciclos regenerativos, da caldeira

e refrigeração do sistema de óleo de lubrificação,

são trocadores de calor com funções distintas.

Nos ciclos regenerativos, pode-se fazer o

preaquecimento da água de alimentação da

caldeira através do vapor extraído da turbina em

trocadores de calor, tanto de troca direta quanto

de troca indireta. No entanto, estes trocadores,

apesar de trabalharem com um fluido com

temperatura bem acima da atmosférica, podem ter

uma durabilidade maior quando comparados ao

condensador, pois utilizam somente o fluido de

trabalho na troca térmica, o qual já passou por um

tratamento para satisfazer os requisitos

operacionais da caldeira.

Os trocadores de calor podem ser encontrados no

mercado com várias configurações. Dentre elas,

destacam-se os de casco e tubos e os de placa.

Os trocadores de placas possuem a vantagem de

serem mais compactos que os de casco e tubos.

No entanto, se os fluidos, que estão realizando a

troca de calor não passarem por um tratamento

adequado, as incrustações se processam

rapidamente decaindo muito a sua performance.

Os trocadores de cascos e tubos são mais

utilizados diretamente no preaquecimento do

fluido de trabalho, ao passo que os trocadores de

placas são mais utilizados para os sistemas

auxiliares.

II.6. SISTEMAS DE CONTROLE

Os sistemas de controle em uma caldeira não são

simples, e pode-se monitorar a chama através de

dispositivos detetores de chama de diversos tipos

com diferentes princípios, como ultravioleta,

infravermelho, entre outros.

Já o controle da pressão do vapor pode ser feito

através de pressostatos. A água de alimentação

também é monitorada de controle. Estes sistemas,

de forma geral, além da parte eletro-eletrônico,

são compostos de uma série de sensores e

transdutores que permitem monitorar todas estas

informações em pontos estratégicos de difícil

acesso.

O sistema de controle da turbina é fundamental

para operação segura da mesma, proporcionando

uma vida útil. As principais funções da unidade de

controle são:

• Controle da aceleração e velocidade

durante a partida da máquina;

• Inicialização da excitação do gerador;

• Sincronização e aplicação de carga;


• Controle de pressão tanto na entrada

quanto na saída e nas extrações quando

estas existirem;

• Proteção contra sobre velocidade quando

houver rejeição de carga ou em situações

de emergência;

• Monitoramento de equipamentos auxiliares

de óleo hidráulico e óleo lubrificante;

• Proteção contra danos, como alta vibração

de rolamentos vazamentos de óleo

lubrificante, altas temperaturas na saída;

• Sistema de aquisição de dados.

Quanto à obsolescência tecnológica, vale

comentar que, além da utilização de novos

materiais, o desenvolvimento de melhorias

implementadas nos sistemas de refrigeração, os

sistemas de controle que permitem monitoramento

de diversas variáveis e o controle automático de

determinados parâmetros do ciclo vão ser o que

difere os ciclos atuais dos primeiros ciclos

desenvolvidos para geração de energia elétrica.

Atualmente, com desenvolvimento da eletrônica, a

informática tem permitido avanços expressivos na

monitoração e controle dos ciclos de potência.

II.7. DESAERADORES

Os desaeradores são dispositivos que têm função

de remover os gases dissolvidos na água.

Estes equipamentos são robustos, não possuem

partes móveis, podem ser construídos de chapas

metálicas e funcionam como um trocador de calor

de mistura direta dos fluidos envolvidos.

O fluido de trabalho deve ter um tratamento

adequado e mantido dentro do padrão exigido,

pois variações na concentrações de minerais e a

operação do ciclo favorecem a formação de

incrustações.


Nos ciclos de geração a vapor, as manutenções

preditivas consistem no monitoramento da

temperatura dos mancais da turbina e sistema de

lubrificação. Monitoramento da temperatura do

vapor na entrada e saída da turbina.

Acompanhamento da eficiência de troca do

trocador de calor.

III.1. BOMBAS

Para as instalações mais modernas, a

manutenção preditiva é realizada através do

acompanhamento e por meio de analise das

variáveis vibração, temperatura, pressão, obtidas

através de sistemas de aquisição de dados.


As manutenções preventivas consistem da

verificação de sensores transdutores utilizados no

sistema de controle. Inspeções para verificação do

nível de incrustações nos equipamentos que têm

contato direto com fluido de trabalho.

IV.1. BOMBAS

Nas instalações de bombeamento, tanto para a

caldeira quanto para o condensador de uma

maneira geral, aplicam-se os procedimentos:

• Inspeções diárias;

• Pressões de sucção e descarga;

• Indicadores de vazão;

• Vazamento de caixa de gaxetas;

• Temperatura dos mancais;

• Sistemas de vedação.

• Inspeções mensais:


• Níveis de vibração, alinhamento,

temperaturas dos mancais, sistemas de

refrigeração e lubrificação.

• Inspeções semi-anuais:

• funcionamento da caixa de selagem

sobreposta;

• manter o nível de óleo nos mancais dos

rolamentos.

• Limpeza das válvulas, filtros e purgadores;

• Inspeção anual:

• Revisão completa instrumentos

indicadores.

IV.2. VÁLVULAS

Quanto aos procedimentos, nas válvulas, este

procedimento deve ser realizado semestralmente:

• A retirada da válvula;

• Inspeção inicial;

• Desmontagem e revisão

• Testes de mola ou fole;

• Calibração e emissão do laudo;

• Instalação.

As válvulas, dependendo do regime das

condições de operação e do meio em que se

encontram, estão sujeitas a vazamentos, à

degradação dos componentes mecânicos, com

perda parcial ou total da função devido à fadiga e

fratura dos retentores.

Substituição de componentes mecânicos do

comando e, em casos extremos, a troca do

equipamento.

Esta manutenção tem como objetivo verificar o

estado geral de conservação da válvula, dos seus

componentes, como a mola, se esta se encontra

com as características especificadas, o nível de

incrustações, se estiver ocorrendo.


A manutenção corretiva em válvulas consiste da

retirada da válvula, desmontagem da sede e

limpeza e remoção de incrustações, troca de

elementos danificados como parafusos, anéis,

guia, suportes da mola.

V.1. TROCADORES DE CALOR

A manutenção corretiva em trocadores de calor

consiste da remoção de incrustações através da

passagem de varetas nos tubos. Em

determinados casos, esta remoção é feita através

de soluções próprias para remoção das carepas,

sem arranhar as superfícies internas do trocador,

utilizado nos sistemas auxiliares. Troca de juntas

das placas quando estas já estiverem

deterioradas.

A manutenção corretiva no sistema de controle

consiste na troca conexões elétricas no quadro,

troca de termopares e transdutores danificados.


A vida útil econômica dos equipamentos de um

ciclo térmico está relacionada com a aplicação de

materiais adequados com o regime de trabalho,

com execução das manutenções recomendadas e

tratamento adequado do fluido de trabalho.

A partir de informações obtidas através de

consultas e da literatura, estimam-se os seguintes

valores.

Vida útil estimada para os componentes


Trocadores de calor 25

Deaeradores 25

Caldeiras 25

Válvulas 20

Sistema de controle 25

Bombas 30

Turbina 25

REFERÊNCIAS

[1] Bazzo E, Geração de vapor.

[2] Van Wylen, G. Fundamentos da termodinâmica

clássica, 1976, 2a edição.

[3] Babcock & Wilcox, Steam its generation and

use, 1955, trirty- seventh Edition.

[4] Oliver, K. G. Industrial Boiler Management,

New York, 1989.


Estradas de Acesso

RESUMO

O presente trabalho aborda uma estrada de

acesso de uma central geradora, procurando

definir sucintamente suas características e

especificidades técnicas. Dentro desse enfoque

serão abordados ainda alguns aspectos



manutenção, buscando com isso, determinar a

sua vida útil e a respectiva taxa de depreciação. A

fixação da vida útil de qualquer pavimento de uma

estrada está intimamente ligada a fatores e

características técnicas de projeto, manutenção,

uso, etc., sendo, portanto, bastante questionável.

Sendo assim, limitar-se-á a considerar esse tempo

em 5 anos, conforme exigência mínima adotada

pelo Código Civil Brasileiro.

I. INTRODUÇÃO

A principal finalidade de uma estrada de acesso a

qualquer usina geradora de energia elétrica é

garantir o tráfego seguro e viável dos veículos e

equipamentos necessários a sua operação,

mesmo em condições adversas de tempo.

Paralelamente, devem apresentar boa capacidade

de suporte e boas condições de rolamento e

aderência.

O leito das estradas deve estar o próximo possível

as superfícies do terreno, prevendo-se um bom

sistema de drenagem.

Paralelamente, as características técnicas do

projeto dessa estrada podem não estar ligadas

somente a fatores técnicos econômicos, mas

também por condicionantes políticos, sociais,

estratégicos ou até mesmo por imposição dos

órgãos ligados ao meio ambiente.

Por motivos estritamente econômicos grande

parte das estradas de acesso de uma central

geradora não é pavimentada.

O projeto e a construção das estradas de acesso

pavimentadas seguem as normas técnicas

nacionais e internacionais. Além disso, são

empregadas medotologias diversas, tais como,

por exemplo, as contidas no Manual de

Pavimentação do DNER, bem como, indicações

de Estudos, Boletins Técnicos, etc. de organismos

privados ligados a fabricantes de materiais

componentes, dentre outros.

Existem ainda concessionárias que elaboram seus

próprios manuais e especificações, com base, em

geral, nas normas técnicas nacionais e na

medotologia contida no Manual de Pavimentação

do DNER.


II. TIPOS DE PAVIMENTOS

Os pavimentos podem ser rígidos, flexíveis e

semi-rígidos.

O pavimento rígido caracteriza-se por não

acompanhar as deformações do subleito,

resistindo adequadamente às tensões de tração

que se originam quando da passagem de veículos

e equipamentos. Nesse caso, o representante

mais usual é o pavimento de concreto.

Os pavimentos flexíveis por sua vez acompanham

praticamente as deformações do subleito, sendo

comumente representados pelo pavimento

betuminoso.

Os pavimentos semi-rígidos são os representados

pelo calçamento poliédrico, placas de concreto,

etc. funcionando intermediariamente entre os

pavimentos rígidos e flexíveis.

Alguns de seus fabricantes preconizam como

vantagens, tendo uma grande relação custo

benefício, sua durabilidade ilimitada, insensível a

derivados de petróleo, alta-resistência à abrasão e

à carga de ruptura, antiderrapante, fácil remoção e

reassentamento com reaproveitamento total,

dispensando conservação e manutenção.

O concreto rolado vem sendo empregado desde

1893, quando à época, foi utilizado na cidade de

Bellefontaine (Ohio – EUA). No Brasil, em ruas

desde 1972, como base de pavimentos revestidos

com asfalto, Poro Alegre, Rio Grande do Sul.

Recentemente, diversos estados americanos

desenvolveram técnica similar à do concreto

rolado, chamando-o de econocrete.

São inúmeros os métodos teóricos e práticos de

projeto. Um dos trabalhos básicos é o método

teórico-experimental de Westergaard, usado no

dimensionamento de pavimentos rígidos. Esse

método baseia-se no cálculo de uma placa

submetida a um carregamento originado da

passagem de um veículo e no coeficiente de

recalque do terreno suporte, determinando-se as

tensões de tração no concreto. Surgiram depois

métodos análogos, mais aperfeiçoados, como os

de Sapangler, Bradbury, Kelley e Pickett, dentre

outros.

O método empírico ISC, ou Índice Suporte

Califórnia é ainda usado no dimensionamento de

pavimentos flexíveis, tendo sido introduzido pelo

engenheiro Porter em 1929.

Com o advento do uso do computador

apareceram também programas utilizando o

Método dos Elementos Finitos para cálculo de

pavimentos rígidos e flexíveis. Alguns desses

programas consideram os materiais geotécnicos

que constituem as camadas e o subleito como

tendo alternativamente módulos variáveis e

dependentes do estado de tensão atuante, com o

pavimento podendo ser carregado ao mesmo

tempo por rodas múltiplas. Esses programas

fazem ainda comparações de resultados obtidos

nas análises tridimensionais considerando-se a

situação de axissimetria, geralmente empregada

na grande maioria das análises de pavimentos

rodoviários.


Em geral, as estradas de acesso de uma usina

geradora de energia elétrica caracterizam-se por

pouco tráfego, normalmente leve, havendo

ocasiões especiais de tráfego pesado.

Assim, seu projeto deveria ser considerado

exclusivo, sabendo-se que grande parte das

estradas de acesso de uma central geradora não

é pavimentada.

III. ASPECTOS DE MANUTENÇÃO

Os principais problemas de manutenção de

estradas não pavimentadas e relacionadas ao seu

leito são os atoleiros, as deformações excessivas

do solo, superfície escorregadia, areiões, poeira

excessiva, “costela de vaca”, esburacamento,

rocha aflorante, etc. Com relação à drenagem

pluvial, a erosão longitudinal e as voçorocas

associadas à estrada são as mais comuns e as

mais graves ocorrências.

Já com relação às pavimentadas, pode-se citar,

também as deformações excessivas do solo e

ruptura por escorregamento interior.

Nos pavimentos aparecem defeitos tais como, por

exemplo, fendilhamento, deslocamento do

revestimento, trincas, desagregação, ruptura de

camadas estruturais, etc.

A ruptura dos taludes das encostas adjacentes

decorre não raramente pela falta de obras

complementares de drenagem e de proteção dos

taludes.

Já as causas de acidentes em obras de arte,

bueiros e pontes, podem ter origem em estudos

iniciais pouco consistentes, falhas de projeto e

construção. O solapamento de parte do terreno

adjacente a pilares e encontros também é causa

comum.


A experiência do Departamento de Estradas de

Rodagem da Califórnia (EUA), por exemplo,

demonstra com base em levantamentos

estatísticos elaborados em diversos estados

americanos, que a vida útil média dos pavimentos

de concreto atingi 25 anos, aproximadamente.

Já a Associação Brasileira de Cimento Portland -

ABCP recomenda, no mínimo, 20 anos de tempo

de vida útil média dos pavimentos.

Como a fixação da vida útil de qualquer pavimento

de uma estrada está intimamente ligada a fatores

e características técnicas de projeto, manutenção,

uso, etc., sendo, portanto, bastante questionável,

limitaremos a considerar esse tempo em 5 anos,

conforme exigência mínima permitida pela lei.

REFERÊNCIAS

[1] Manual de Pavimentação do DNER, 1996.

[2] PITTA, Márcio Rocha, Concreto Rolado:

aplicações em pavimentação. 7.ed. São Paulo,

Associação Brasileira de Cimento Portland, 1998.

32p. (ET-10).

[3] PITTA, Márcio Rocha, Construção de

pavimentos de concreto simples. 2.ed. São Paulo,



105p. ilust. 30cm. (ET - 81).

[4] PITTA, Márcio Rocha, Dimensionamento dos

pavimentos de concreto. 9.ed. São Paulo,


40p. ilust. 30cm. (ET - 14).

Estrutura (Poste, Torre) (Sistema de Distribuição)

RESUMO

Os postes e torres aplicados no sistema de

distribuição são elementos indispensáveis na

construção de linhas aéreas, e podem ser de

madeira, concreto armado ou metálicos, segundo

a importância do circuito e a situação operativa da

linha. Os postes de madeira são de eucalipto

preservado e custam menos que os outros

materiais, porém também possuem menor vida

útil. E ainda, suas dimensões são limitadas,

portanto não possuem um extenso campo de

aplicação. Os postes de concreto armado

apresentam a vantagem de ter uma duração muito

grande, porém tem custo superior ao dos postes

de madeira. Os postes de seção circular, são

fabricados por um procedimento de centrifugação,

onde em um molde apropriado são colocados a

armadura feita com os vergalhões de aço e o

concreto, depois esse molde sofre um movimento

rotatório ao redor de seu eixo longitudinal, e

através do efeito da força centrífuga o concreto

será comprimido contra o molde que determina

um aumento da resistência do mesmo. Em geral

as torres metálicas são feitas por perfis laminados

de aço, unidos por meio de parafusos e porcas.

São aplicados em locais onde os vãos são

superiores a 150 m e que precisam de condutores

com seções maiores. Os postes de madeira têm

uma vida útil variável e depende das condições de

clima da região, os postes injetados devem durar

entre 18 e 25 anos. Já os postes de concreto

armado têm uma vida útil maior que a dos postes

de madeira, e são hoje largamente empregados

no sistema de distribuição. Com um bom

programa de manutenção preventiva estes postes

podem durar mais de 30 anos. Por fim, as torres

metálicas têm uma vida útil de mais de 40 anos,

mas são menos utilizadas no sistema de

distribuição, portanto levando isso em

consideração, pode-se estimar uma vida útil

econômica de 25 anos para as estruturas (poste,

torre) aplicadas no sistema de distribuição.

I. INTRODUÇÃO

Os postes e torres aplicados no sistema de

distribuição são elementos indispensáveis na

construção de linhas aéreas, e podem ser de

madeira, concreto armado ou metálicos, segundo

a importância do circuito e a situação operativa da

linha.


relacionadas são:

• NBR8452 – Postes de concreto armado

para redes de distribuição de energia

elétrica - Padronização (02/1998):


Padroniza postes de concreto armado, de

seção circular ou duplo T, destinados ao

suporte de redes aéreas urbanas e rurais

de distribuição de energia elétrica, cujas

condições exigíveis para fabricação e

recebimento estão especificadas na NBR

8451;

• NBR8457 – Postes de eucalipto

preservado para redes de distribuição de

energia elétrica - Dimensões (04/1984):

Padroniza dimensões dos postes de

eucalipto preservado, destinado ao suporte

de redes aéreas de distribuição de energia

elétrica;

• NBR6124 – Determinação da elasticidade,

carga de ruptura, absorção de água e da

espessura do cobrimento em postes e

cruzetas de concreto armado (11/1980):

Prescreve método de ensaio em postes,

cruzetas, estruturas compostas e outros

elementos acessórios de concreto armado

destinados a suportar linhas aéreas de

transmissão e distribuição de energia

elétrica e de comunicação, podendo ser

utilizados para iluminação;

• NBR6231 – Poste de madeira -

Resistência à flexão (12/1980): Fixa modo

pelo qual deve ser feito o ensaio de

resistência à flexão de postes de madeira;

• NBR8451 – Postes de concreto armado

para redes de distribuição de energia

elétrica - Especificação (02/1998): Fixa as

condições exigíveis para a fabricação e o

recebimento de postes de concreto

armado, de seção circular ou duplo T,

destinados ao suporte de redes aéreas

urbanas e rurais de distribuição de energia

elétrica;

• NBR8456 – Postes de eucalipto

preservado para redes de distribuição de

energia elétrica (04/1984): Fixa condições

exigíveis para a preparação e o

recebimento de postes de eucalipto

preservados sob pressão, destinados ao

suporte de redes aéreas de distribuição de

energia elétrica.


II.1. POSTES DE MADEIRA

Estes postes custam menos que os outros

materiais, porém também possuem menor vida

útil. E ainda, suas dimensões são limitadas,

portanto não possuem um extenso campo de

aplicação.

Os postes são de eucalipto preservado, e

destinados ao suporte de redes aéreas de

distribuição de energia elétrica.

A parte exposta do poste, por ficar exposta ao

tempo, tem maior índice de problemas na madeira

que a parte enterrada do poste. Por esta razão,

para aumentar a vida útil do poste são

empregados diversos procedimentos e

tratamentos para proteção da madeira.

II.2. POSTES DE CONCRETO ARMADO

Os postes de concreto armado apresentam a

vantagem de ter uma duração muito grande,

porém tem custo superior ao dos postes de

madeira.


Atualmente se aplicam postes de concreto armado

de seção circular ou duplo T. Os postes de seção

circular, são fabricados por um procedimento de

centrifugação, onde em um molde apropriado são

colocados a armadura feita com os vergalhões de

aço e o concreto, depois esse molde sofre um

movimento rotatório ao redor de seu eixo

longitudinal, e através do efeito da força centrífuga

o concreto será comprimido contra o molde que

determina um aumento da resistência do mesmo,

veja Figura 1.

Os postes centrifugados apresentam uma

estrutura limpa e fina, por causa do contato com o

molde metálico, e permite que os postes sejam

pintados.

É importante observar a carga de peso que será

suportada por essa estrutura, do mesmo modo

que para os postes de madeira. Quanto à fixação

no solo, é feita da mesma maneira que os postes

de madeira.

Figura 1 – Poste de concreto armado

II.3. TORRES

Em geral as torres são feitas por perfis laminados

de aço, unidos por meio de parafusos e porcas.

São aplicados em locais onde os vãos são

superiores a 150 m e que precisam de condutores

com seções maiores.

As torres metálicas utilizadas no sistema de

distribuição são mais simples que as similares

utilizadas na transmissão porque estão sujeitas a

menos esforços.

Na figura 2 vê-se um exemplo deste tipo de

estrutura:


Figura 2 – Torre metálica


PREVENTIVA


seguintes métodos de inspeção:

• Total ou poste-a-poste: devem ser

vistoriados todos os postes da rede ou

linha de distribuição;

• Setorial: devem ser vistoriados os

componentes específicos da rede ou da

linha de distribuição, como por exemplo, as

chaves, etc.;

• Por amostragem: deverão ser vistoriados

apenas alguns postes (pertencentes à

amostra pré-selecionada) do total de

postes instalados na rede ou linha de

distribuição.

Segundo os critérios vigentes, são executados os

seguintes tipos de inspeção nas redes e linhas de

distribuição:

III.1. INSPEÇÃO VISUAL

Deverão ser observados os seguintes pontos:

• Numeração dos postes: o número que

estiver apagado total ou parcialmente

deverá ser identificado para ser pintado

novamente;

• Erosão do terreno: anotar sempre que

águas servidas ou da chuva estiverem

solapando perigosamente a base do poste

ou do contraposte;

• Poste fora de alinhamento, inclinado ou

fletido: o poste que estiver fora do

alinhamento geral da posteação, sem

motivo justificável, deverá ser corrigido,

especialmente ao longo das estradas; os

postes devem estar erguidos verticalmente

e, quando fletidos, suas flechas não

deverão exceder os limites recomendados

pelas normas específicas;

• Poste com base deteriorada ou com

rachadura: os postes de madeira deverão

ser inspecionados quanto à putrefação,

pouco acima e abaixo do nível do solo (±

30 cm). Deverão ser percutidos com um

martelo; quando apodrecidos, emitirão um

ruído característico. No caso de haver

rachaduras ou fendas pronunciadas,

também deverão ser anotadas. Anotar

também a presença de material

combustível junto à base do poste de

madeira para que seja providenciado o

aceiro;

• Poste com armadura exposta: os postes

de concreto com ferragem exposta podem

durar muitos anos ou necessitar de

substituição imediata, dependendo das


dimensões do defeito e da extensão da

corrosão por ferrugem;

• Necessidade de substituição: será

recomendada a substituição nos casos em

que o poste não tiver condições de resistir

por mais de um ano ao defeito

apresentado.

Para as cruzetas deverão ser verificados:

• Nivelamento: as cruzetas inclinadas ou

deslocadas da posição normal por falta de

mão-francesa ou por outra causa deverão

ser anotadas para correção;

• Substituição: serão substituídas as

cruzetas que apresentarem queimaduras

extensas de raios, rachaduras, lascas ou

sinais de apodrecimento.

Para as ferragens deverão ser verificados:

• Pinos;

• Mãs-francesas, olhais;

• Parafusos, porcas e arruelas;

• Cintas;

quanto:

• À integridade;

• À ferrugem;

• À fixação (peças frouxas);

• Às condições que favoreçam

radiointerferência.

III.2. INSPEÇÃO INSTRUMENTAL

Dentre os critérios vigentes, são os seguinte os

tipos de inspeção instrumental:

• Inspeção de radiointerferência em mãos-

francesas frouxas, ferragem não aterrada e

peças enferrujadas ou corroídas.


Os postes de madeira têm uma vida útil variável e

depende das condições de clima da região, os

postes injetados devem durar entre 18 e 25 anos.

Já os postes de concreto armado têm uma vida

útil maior que a dos postes de madeira, e são hoje

largamente empregados no sistema de

distribuição. Com um bom programa de

manutenção preventiva estes postes podem durar

mais de 30 anos.

Por fim, as torres metálicas têm uma vida útil de

mais de 40 anos, mas são menos utilizadas no

sistema de distribuição, portanto levando isso em

consideração, juntamente com o rápido

desenvolvimento de técnicas de fabricação de

concreto cada vez melhores, pode-se estimar uma

vida útil econômica de 25 anos para as estruturas

(poste, torre) aplicadas no sistema de distribuição.

REFERÊNCIAS

[1] Manutenção e Operação de Sistemas de

Distribuição – Volume 4. Editora Campus /

Eletrobrás, 1982.

[2] Manual de Construção de Redes – Volume 6.

Editora Campus / Eletrobrás, 1988.

[3] Proteção de Sistemas Aéreos de Distribuição –

Volume 2. Editora Campus / Eletrobrás, 1982.

[4] G.Z. Júdez. Redes Eléctricas de Alta y Baja

Tensión. Editorial Gustavo Gili, 1965.


Estrutura (Poste, Torre) (Sistema de Transmissão)

RESUMO

As linhas de transmissão constituem parte de um

sistema de potência que tem como objetivo

transportar a energia elétrica das unidades

geradoras até o local de consumo. As estruturas

são os elementos de sustentação dos cabos das

linhas de transmissão. A grande maioria das

estruturas é formada por três tipos de materiais

diferentes: aço, concreto armado e madeira. O

aço é empregado na maioria das estruturas sendo

que este recebe aplicação de zinco para se

proteger da corrosão. O concreto é utilizado em

linhas de fácil acesso devido sua dificuldade de

transporte. A madeira é um tipo de material de

estrutura que está em desuso. As estruturas além

de sua função geral de suporte de condutores

possuem funções subsidiárias que determinam o

seu dimensionamento. A norma NBR5422

determina as cargas atuantes bem como a

influência destas sobre a linha de transmissão, e

devido às solicitações sofridas decorre a

classificação de dois grupos quanto o

comportamento perante a carga. São as

estruturas autoportantes e as estruturas

estaiadas. As estruturas também sofrem processo

de corrosão, devido aos agentes atmosféricos e

as correntes de fuga, que podem reduzir a vida útil

do equipamento. Métodos de manutenção

preditiva e preventiva devem ser aplicados a fim

de manter as estruturas em bom estado de

conservação, pois caso seja necessária, a

manutenção corretiva causará problemas para o

abastecimento de energia elétrica. Sendo bem

dimensionadas e tendo manutenção periódica,


pode-se determinar genericamente que as

estruturas possuem uma vida útil de 50 anos.

I. INTRODUÇÃO

As estruturas consistem os elementos de

sustentação dos cabos das linhas de transmissão,

que são responsáveis pelo transporte de energia

elétrica da geração à região de consumo. Elas são

responsáveis pela formação do corpo de uma

linha de transmissão, de modo que sua

suportabilidade a todos os fenômenos naturais,

tanto mecânicos quanto elétricos, garanta uma

operação confiável ao sistema.

As formas das estruturas são determinadas

principalmente pela tensão nominal de exercício e

pelas sobrecargas previstas. Como fatores

secundários têm-se as flechas, a forma de

sustentação, e o diâmetro dos condutores. Em

função desses elementos é possível fixar a forma

de determinar as distâncias entre condutores, a

altura de seus pontos de suspensão, e a distância

deste ao aterramento da estrutura.


relacionadas são:

• NBR5422 – Projetos de linhas aéreas de

transmissão de energia elétrica (02/1985):

Fixa princípios básicos no qual devem ser

projetadas as linhas aéreas, de modo a

garantir níveis mínimos de segurança, e

perturbações em instalações próximas.

• NBR8850 – Execução de suportes

metálicos treliçados para linhas de

transmissão (05/1985): Fixa condições

básicas para cálculo, projeto e fabricação

de suportes metálicos treliçados,

destinados às linhas aéreas de

transmissão de energia elétrica.

• NBR8842 – Suportes metálicos treliçados

para linhas de transmissão – Resistência

ao carregamento (04/1985): Prescreve

método para verificação da resistência ao

carregamento em suportes metálicos

treliçados para linhas aéreas de

transmissão de energia elétrica.

• NBR8853 – Porca sextavada de segurança

para estruturas metálicas de linha de

transmissão e subestações (08/1982):

Padroniza dimensões e características

mecânicas e de superfícies das porcas

sextavadas de segurança.

• NBR7095 – Ferragens eletrotécnicas para

linhas de transmissão e subestações de

alta tensão (12/1981): fixa as condições

exigíveis das ferragens eletrotécnicas,

utilizadas em linhas e subestações.

• NBR7876 – Linhas e equipamentos de alta

tensão – Medição de radiointerferência na

faixa de 0,15 à 30 MHz (04/1983):

Prescreve métodos de ensaios

necessários para a realização de medições

de tensão e de intensidade de campo de

radiointerferência em equipamentos de alta

tensão e linhas, na faixa de freqüência de

0,15 à 30 MHz.


II.1. MATERIAIS PARA ESTRUTURAS

Os materiais usuais na fabricação das estruturas

das linhas de transmissão são a madeira, o

concreto e os metais. Para cada tipo de material,

há formas construtivas diferentes, podendo ser


utilizadas com graus de segurança equivalentes,

desde que retratem as condições que serão

encontradas em serviço.

II.1.1. Madeira

Quando empregada em linhas de transmissão,

possui características especiais, que são capazes

de satisfazer as exigências peculiares do serviço,

que são:

• Elevada resistência mecânica flexão: as

peças de madeira utilizadas não devem

ser excessivamente volumosas e devem

resistir a esforços elevados;

• Boa resistência às intempéries: as peças

estruturais de madeira, quando expostas

ao tempo, não devem se fender ou trincar;

• Indeformabilidade com o decorrer do

tempo: as peças devem suportar torções e

encurtamentos desiguais em suas fibras;

• Boa resistência a microorganismo: a

madeira deve apresentar resistência ao

ataque de fungos e bactérias.

No Brasil, há madeiras capazes de satisfazer as

condições previstas, como a aroeira, candeia e

massaranduba, mas devida às pressões

ecológicas são cada dia mais raro a sua

utilização.

II.1.2. Concreto Armado

O emprego das estruturas de concreto armado

deve-se aos aços-carbono de alto ponto de

escoamento, que permite uma redução das

dimensões das peças, reduzindo seus custos,

aumentando a durabilidade, diminuindo a

manutenção e melhorando o transporte e a

instalação do equipamento.

A armação convencional é a que melhor se

adapta para as estruturas de linha de transmissão,

e em sua fabricação são empregados os

processos de centrifugação e vibração.

Pelo processo de centrifugação de alta

velocidade, obtêm-se peças de seção circular oca.

O movimento rotativo em torno do eixo provoca a

eliminação do excesso d’água, reduzindo,

portanto, a porosidade do concreto. As peças

assim obtidas são de boa qualidade, de elevada

resistência e bem delgadas. São, porém, bastante

flexíveis requerendo cuidados especiais em seu

manejo, a fim de evitar fendas capilares, através

das quais a água pode penetrar e atacar a

armação.

A fabricação pelo processo de vibração, também

chamado de convencional, possui técnica simples.

Através desse processo, pode-se obter peças de

características excelentes, em geral mais rígidas e

ligeiramente mais espessas pra uma mesma

resistência que as peças centrífugas . Para esse

processo, a dosagem de argamassa e a

quantidade dos agregados são menos críticas que

no processo anterior.

II.1.3. Estruturas Metálicas

São construídas normalmente de aço-carbono

normais ou de alta resistência revestidos com

zinco (aço galvanizado), em perfilados ou tubos,

podendo ser obtidas as mais variadas formas e

dimensões. Dada à versatilidade do aço como

material de construção, podem ser fabricadas em

grandes séries. Sendo compostas de peças

relativamente pequenas e leves, podem ser


transportadas com bastante facilidade a qualquer

ponto, para sua montagem local.

Quando se tem um melhor entendimento do jogo

de forças envolvidas, pode-se obter grandes

reduções de peso e conseqüentemente reduções

de custo. Devem ser protegidas contra a

oxidação.

II.2. FUNÇÕES DAS ESTRUTURAS

As estruturas, além de sua função geral de

suporte dos condutores, possuem também

funções subsidiárias, cuja influência é marcante

em seu dimensionamento. Essas funções

relacionam-se ao tipo de carga que devem

suportar.

Estrutura de suspensão: São estruturas

adequadas para suportar todos os tipos de

esforços em condições de operação. São os tipos

de estruturas mais utilizadas.

Estrutura de ancoragem: São estruturas de fim de

linha com reforço adicional, pois estas devem ser

pontos de sustentação para todo o conjunto de

torres.

Estrutura para ângulo: São estruturas adequadas

para mudança de direção das linhas.

Estrutura de derivação: São adequadas para fazer

uma derivação, sem haver necessidade de

interrupção ou secionamento em um dado ponto.

II.3. ESFORÇOS MECÂNICOS NAS ESTRUTURAS

A norma NBR5422, especifica as cargas atuantes,

bem como a influência destas sobre as estruturas

das linhas de transmissão. São elas:

II.3.1. Cargas Verticais

• Componentes verticais dos esforços de

tração dos condutores e pára-raios;

• Peso de acessórios de fixação dos cabos;

• Peso próprio do suporte e eventuais

cargas elétricas, devido ao estaiamento;

• Sobrecarga de montagem, manutenção e

outros.

II.3.2. Cargas Horizontais Transversais

• Ação do vento sobre o cabo e respectivo

acessório de fixação;

• Ação do vento sobre suporte, na direção

normal à linha;

• Componentes horizontais, transversais,

dos esforços de tração dos cabos, e

eventuais esforços horizontais introduzidos

pelo estaiamento.

II.3.3. Cargas Horizontais Longitudinais

• Componentes horizontais longitudinais dos

esforços dos cabos e eventuais esforços

produzidos pelo estaiamento;

• Ação do vento sobre o suporte na direção

da linha.

Têm-se ainda cargas consideradas excepcionais,

as quais sob certas condições, os condutores

devem resistir. São as cargas provocadas pelo

rompimento de um ou mais cabos, ou as cargas

resultantes devido à queda de alguma torre.


II.4. RESISTÊNCIA DAS ESTRUTURAS

Devido às solicitações sofridas pode-se considerar

uma estrutura como uma viga vertical engastada

no solo, com cargas verticais e cargas horizontais

transversais concentradas em sua parte superior.

As cargas horizontais, que provocam momentos

elevados devem ser analisadas cuidadosamente.

Desta maneira decorre a classificação em dois

grupos, quanto ao seu comportamento perante

essas cargas.[1] [6]

II.4.1. Estruturas Autoportantes

São estruturas que transmite todos os esforços

diretamente para as fundações, comportando-se

como vigas engastadas verdadeiras, com

elevados momentos fletores junto à linha de solo.

As estruturas autoportantes podem ser:

• Estruturas rígidas: São dimensionadas

para resistir aos esforços normais e

sobrecargas, sem deformações elásticas

perceptíveis, e às cargas excepcionais

com deformações elásticas de menor

importância. São simétricas em ambas as

direções, com dimensões relativamente

grandes, e construídas em estruturas

metálicas treliçadas.

• Estruturas flexíveis: Resistem apenas às

cargas normais e sem deformações

perceptíveis, resistindo às sobrecargas e

esforços excepcionais com deformações

elásticas consideráveis. São simétricas em

ambas as direções.

• Estruturas mistas ou semi-rígidas: São

rígidas em uma direção e flexíveis na

outra.

II.4.2. Estruturas Estaiadas

São geralmente estruturas flexíveis ou mistas

enrijecidas por tirantes ou estais. Os tirantes

absorvem partes dos esforços horizontais,

transmitindo-os diretamente ao solo através de

âncoras. Outra parte dos esforços é transmitida

axialmente pela estrutura. Os tirantes são, em

geral, construídos com cabos de aço

galvanizados.

II.5. CORROSÃO NAS ESTRUTURAS

As torres de uma linha de transmissão de energia

elétrica são projetadas para atenderem a longos

períodos de operação, devendo portanto possuir

proteção anticorrosiva compatível com o meio.

Normalmente as torres são fabricadas com perfis

de aço revestidos com zinco (aço galvanizado),

proteção esta que atente a maioria das condições

de agressividade atmosférica e do solo, quando

aplicada dentro dos padrões de qualidade

adequados. O revestimento é obtido através de

imersão em banho de zinco, e as suas principais

características dependem da preparação

superficial, temperatura e composição do banho,

tempo de imersão, velocidade de remoção da

peça, velocidade de resfriamento e composição

do aço.[2]

As torres de transmissão com fundações

metálicas constituem um sistema peculiar sob o

aspecto de corrosão, pois estão sujeitas à

agressividade de dois ambientes totalmente

diferentes: a atmosfera e o solo. O conhecimento

da velocidade de corrosão do aço galvanizado nos

dois ambientes é, sem dúvida, um parâmetro

importante. Tem sido verificado na operação que

as fundações das torres estão em processo


bastante avançado de corrosão, quando se

compara com as ferragens do restante da

estrutura. O grande desafio é retardar, ao máximo,

o processo corrosivo das fundações, de tal modo,

que a degradação das torres seja com taxas

equivalentes entre as fundações e as ferragens da

seção aérea. [2] [5]

Nas estruturas de concreto a ação da corrosão

poderá atacar a armação fazendo com que esta

se desgaste e afete todo o conjunto da estrutura.

Para estruturas de madeira ocorre o

apodrecimento causado por fungos que atacam e

destroem. Esses fungos localizam

preferencialmente em fendas e junto à linha de

afloramento no solo, exatamente na região mais

solicitada da estrutura.


PREVENTIVA

III.1. MANUTENÇÃO DEVIDO A ESFORÇOS

MECÂNICOS

Com relação aos esforços mecânicos sofridos

pelas estruturas, a manutenção preditiva é feita

através da inspeção visual das peças da estrutura.

Está é realmente necessária quando as estruturas

sofrerem a ação de ventos fortes, ou o

rompimento de cabos. Estes intempéries podem

comprometer as estruturas de todo um conjunto

de torres.

III.2. MANUTENÇÃO DEVIDO A CORROSÃO

Independente do material utilizado, seja este aço,

concreto ou madeira, todas as estruturas estão

sujeitas à degradação através da corrosão. Para

as estruturas da torre que sofrem apenas o ataque

da atmosfera a ação da corrosão é

satisfatoriamente impedida. Em ambientes mais

ríspidos é necessária a aplicação da pintura de

manutenção no caso das estruturas metálicas e

da aplicação de fungicidas nas estruturas de

madeira.

O ponto crítico de atuação da corrosão é o solo,

pois este cria todo um conjunto de condições

favoráveis. Há vários métodos de manutenção

preditiva utilizados:

III.2.1. Método Visual

É o acompanhamento do processo de corrosão

através de medidas de perda de peso ou

profundidade de pite (perfuração em pontos

discretos). Nas condições reais de aplicação do

material é sem dúvida a forma mais precisa e

confiável de avaliar a agressividade de um solo e

o real estágio de corrosão no qual se encontra a

fundação de uma torre, porém é um método muito

trabalhoso, pois é necessário escavar o solo junto

aos montantes que compõe a fundação das torres

de transmissão atingindo profundidades de 3,5m

ou mais, dependendo da altura da torre sendo que

para isso, o número de trabalhadores é elevado e

a mecanização é um sistema pouco utilizado

nestas tarefas, devido aos locais apresentarem

dificuldades nos acessos para um trabalho

mecanizado ao longo das linhas de transmissão


III.2.2. Método de Medição devido à Corrosão

Baseia-se na medição do potencial através do

voltímetro, entre o montante de fundação da torre

de transmissão e um eletrodo de referência


constituído de cobre/ sulfato de cobre

(Cu/CuSO4), onde os valores medidos são

associados ao estado de corrosão da fundação.

Como indicação geral para o setor elétrico, onde

normalmente as estruturas são de aço carbono

zincado, verifica-se que os valores potenciais,

medidos com relação ao eletrodo Cu/CuSO4,

variam desde –0,4V até –1,1V, dependendo do

estado físico do revestimento de zinco e das

condições do solo. Valores fora desta faixa ou

flutuações nas leituras são indicações seguras da

presença de correntes de interferência. Potenciais

positivos são extremamente nocivos para a

estrutura metálica, uma vez que indicam a

existência de corrente diretamente para o solo, ou

seja, que a estrutura encontra-se funcionando

como anodo da célula eletrolítica, sofrendo

corrosão severa.

Portanto a técnica de medição do potencial de

corrosão tem a finalidade de verificar o estado

físico da estrutura metálica enterrada quanto à

existência ou não de um processo de corrosão

acentuado, isto é, se a estrutura está corroída ou

não, para este objetivo a medição deve ser feita

após o isolamento dos pára-raios, e a desconexão

do sistema de aterramento.[4]





operativas.

Do caso das estruturas da linha de transmissão as

manutenções podem comprometer seriamente o

abastecimento de energia. Devido a este fator

deve se dar maior ênfase às manutenções

preventivas e preditivas.


Em geral, não há especificação da vida útil das

estruturas, no qual se subentende que estes são

função do ambiente que estão submetidos, como:

as condições de vento, de solo e até de

vandalismo.

Se todas as intempéries consideradas forem

observadas no dimensionamento das linhas, e


produzir elementos mais resistentes a esforços

mecânicos e elétricos pode-se estimar uma vida

útil econômica por volta de 50 anos para as

estruturas da linha de transmissão.

REFERÊNCIAS

[1] R.D. Fuchs. Projetos mecânicos das linhas

aéreas de transmissão. Edgard Blücher, 1982.

[2] J. M. da Silva, J. Friedrich. Experiência da

Copel na aplicação do sistema de proteção

catódica em linhas de transmissão convencionais.

Anais do II Seminário Nacional de Manutenção do

Setor Elétrico.

[3] F. L. Fragata. Pintura de manutenção de

equipamentos elétricos e de estruturas metálicas

– recomendação técnica. Anais do II Seminário

Nacional de Manutenção do Setor Elétrico.

[4] F. R. Wojcicki. A influência das correntes de

fuga (60Hz) advindas dos cabos pára-raios na

corrosão das fundações metálicas das linhas de


transmissão AC – Tipo grelha dimensionada.

Escola Federal de Engenharia de Itajubá, 1999.

[5] M.K. Mori e F.J.S. de Siqueira. A experiência

da EPTE na inspeção de fundações de estruturas

de transmissão utilizando o método de medição

do potencial de corrosão.

[6] O. Navarro – Estruturas metálicas. Apostila do

curso de estruturas da Escola Federal de

Engenharia de Itajubá, 1985.

Estrutura da Tomada D’água

RESUMO

O presente trabalho aborda a Estrutura da

Tomada D’água de uma central geradora,

procurando definir sucintamente alguns aspectos





empreendimento. Dependendo de uma série de

condicionantes, tais como a topografia e a

geologia locais, além de sua forma em planta, sua

localização, se associada ou não à barragem, se

situada nas margens, etc., é que será definido o

arranjo de uma Tomada D’água. A experiência de

diversas concessionárias do setor elétrico

brasileiro aceita fixar a vida útil de uma Tomada

D’água em cerca de 50 anos de média

aproximada, sendo igual, portanto, ao tempo de

vida útil econômico da própria usina.

I. INTRODUÇÃO

A Tomada D’água tem por finalidade captar água

de um rio ou reservatório, conduzindo-a ao

sistema adutor e daí às turbinas, com o mínimo

possível de perda de carga.

Deve preferencialmente dispor de dispositivos que

impeçam a entrada de corpos flutuantes, bem

como, de comportas que possibilitem o

fechamento da entrada d’água, quando

necessário.


Existem inúmeras alternativas de arranjo da

Estruturada Tomada D’água, podendo ser

também executada associada à barragem ou

situada fora do seu corpo.

A localização e a forma em planta da Tomada

D’água são definidas por modelo reduzido ou

adequadas à situação local do rio, procurando-se

sempre evitar distúrbios hidráulicos, tais como

contrações e turbilhões que possam causar

perdas de carga, deposição de sedimentos em

frente a sua entrada. No caso de estar localizada

fora do corpo da barragem e às margens de um

rio, ela deve ser construída ao longo de trechos

retos ou do lado côncavo de trechos curvilíneos.

Os trechos convexos são propícios à deposição

de sedimentos carreados pelo rio.

Além disso, quando a estrutura da Tomada

D’água for seguida por uma adutora sob pressão,

conduto ou túnel, a sua entrada tem de ser

dimensionada de modo a assegurar que o nível

d’água mínimo do reservatório esteja a uma altura

suficiente para evitar a entrada de ar nessa

tubulação.

A Tomada D’água quando posicionada à pequena

profundidade fica mais exposta ao afluxo de

galhos, troncos e folhas de árvores, plantas

aquáticas, entre outros. Assim, a sua entrada

deve ser protegida por grades calculadas para

resistir aos impactos desses corpos flutuantes,

bem como, ao empuxo d’água variável, quando do

entupimento parcial verificado nas barras.

Quando a Tomada D’água for executada em

profundidades maiores, a limpeza das barras é

facilitada, visto estar menos propícia à obstrução

das grades. A grade, estando na posição fixa,

pode ser limpa manualmente ou mecanicamente,

podendo ser ainda içada para limpeza. No caso

de limpeza mecânica, esta pode ser feita através

de máquina limpa-grade.

Adicionalmente, a Tomada D’água pode ser

protegida a montante por cerca flutuante que, em

sua forma mais simples, é constituída de

tambores presos a cabos ancorados a blocos de

concreto situados em ambas as margens de sua

entrada. Os arranjos de estrutura da Tomada

D’água podem prever, além disso, dispositivos

desarenadores compostos de comportas, câmara

de retenção de material decantado, entre outros.

Para eventuais reparos locais a estrutura da

Tomada D’água pode dispor de comportas “stop-

logs”, posicionadas a montante das grades.

As grades da Tomada D’água, além de serem

dimensionadas para suportar esforços isolados ou

combinados, devem também ser espaçadas

conforme o tipo e as dimensões físicas das

turbinas. A dimensão definitiva pode ser obtida

junto ao fabricante da turbina ou conforme

recomendações de livros ou manuais.

As grades da Tomada D’água podem estar na

posição vertical até um máximo de 75°

aproximadamente.

O valor da velocidade da água na seção da grade

não é coincidente para muitos especialistas. No

entanto, seu valor pode alcançar até 3,5 m/s

aproximadamente.


No caso da falta de dispositivos de fechamento

das turbinas, as comportas são de grande valia.

Elas podem ser construídas de madeira, aço e de

outros materiais. As mais comuns são as do tipo

vagão ou lagarta. No caso de uma comporta

suportar grandes esforços, podendo ter, nesse

caso, uma seção antieconômica, ela poderá ser

bipartida.

O desvio temporário de um rio pode ser feito

através da própria estrutura da Tomada D’água.

II. MANUTENÇÃO

Os problemas civis mais comuns de uma Tomada

D’água dizem respeito ao concreto de sua

estrutura que, não devidamente tratado, pode

diminuir a sua vida útil.

Como esses problemas são inerentes a qualquer

estrutura de concreto, serão abordados os mais

corriqueiros.

As anomalias do concreto aparecem quase

sempre na forma de rachaduras, trincas, fissuras,

etc., seguidas ou não de infiltrações d’água.

Algumas causas da deterioração do concreto são

muitas vezes de difícil identificação, necessitando,

não raramente, da intermediação de especialistas

em patologia do concreto.











projeto, elevado gradiente térmico, reatividade

álcali-agregado, carbonatação, efeito de

poluentes, entre outros.

Os casos de reatividade álcali-agregado (RAA)

encontrados no Brasil ainda são poucos, quando

comparados a países como os Estados Unidos,

3% e 50% em 1995, respectivamente.

Infelizmente, essa degradação pode ocorrer

indistintamente em qualquer obra de concreto. Em

diferentes análises da RAA feitas recentemente no

Brasil não foi constatada a presença de qualquer

reatividade no concreto de diversas estruturas

executadas com material pozolânico. Outras

obras, no entanto, que foram executadas sem a

presença de componentes inibidores

apresentaram evidências da RAA. Dentre essas

obras, além de estruturas de Tomada D’água,

destacam-se barragens, Casas de Força,

vertedouros, blocos de apoio de condutos

forçados, entre outros. Só para se ter uma idéia

da gravidade desse problema, cita-se, por

exemplo, a Casa de Força da usina de Moxotó,

onde ali o concreto afetado por RAA teve como

agravantes o roçamento das pás das turbinas no

anel de revestimento do tubo de sucção, além de

inclinação do eixo das unidades geradoras,

inclinação das palhetas do pré-distribuidor, entre

outros.

A carbonatação provoca a redução do valor do

PH, suprimindo a barreira natural alcalina formada

pelo hidróxido de cálcio que assegura a proteção

da armadura. Assim, as estruturas de concreto

que apresentam carbonatação têm como

conseqüência mais provável a corrosão da


armadura. Nos projetos de reparação do concreto,

é necessário determinar a profundidade limite do

PH.

A ação dos íons cloretos, advindos da penetração

no concreto com os sais de descongelamento,

atmosfera marinha e/ou mesmo através do uso de

aditivos à base de cloreto, pode provocar também

a corrosão da armadura. Existem ensaios que

permitem determinar o teor máximo de cloretos,

sendo que se aceitam valores de 0,4% e 0,2%

para concreto armado convencional e protendido,

respectivamente, tomados em relação ao peso do

cimento.


caracterizadas como falhas de manutenção e/ou




Além das inspeções programadas, a estrutura da

Tomada D’água deve ser vistoriada sempre que

aparecerem anomalias, falhas de grande vulto e

outros problemas.


O tempo de vida útil da Tomada D’água está

inicialmente na dependência do bom ou mau



eles atuando isoladamente ou combinados,

refletindo, com isso, a taxa de depreciação a ser

determinada.



fixar a vida útil de uma Tomada D’água em cerca

de 50 anos de média aproximada, sendo igual,


própria usina.

REFERÊNCIAS





1987.



[4] Diversos autores, Verificação da Existência da

Reação Álcali-Agregado no Concreto da UHE

Barra Bonita, Anais do XXII Seminário Nacional de

Grandes Barragens, 1997.




1999.


Estrutura Suporte de Equipamento e de Barramento

RESUMO

A subestação elétrica constitui parte de um

sistema de potência, concentrado em um dado

local, compreendendo primordialmente das

extremidades da linha de transmissão e/ou

distribuição, com os respectivos dispositivos de

manobra, controle e proteção, incluindo as obras

civis e as estruturas, que são estas as

responsáveis pela sustentação de todos os

equipamentos presentes como: isoladores,

conectores, transformadores, disjuntores, TPs,

TCs, barramentos, e outros mais. As subestações,

em sua grande maioria são formadas por

estruturas de concreto e aço. O concreto

apresenta maior durabilidade, evitando

manutenções. O aço, material mais utilizado, é de

fácil manejo e mais barato, e se tiver manutenção

adequada, resiste por um tempo considerável.

São dadas as cargas mecânicas atuantes em uma

estrutura, bem como sua influência sobre a

estrutura. As estruturas também sofrem processo

de corrosão, devido aos agentes atmosféricos e

as correntes de fuga, que podem reduzir a vida útil

do equipamento. Métodos de manutenção

preditiva e preventiva devem ser aplicados a fim

de manter as estruturas em bom estado de

conservação, pois caso seja necessária, a

manutenção corretiva causará problemas para o

abastecimento de energia elétrica. Sendo bem

dimensionadas e tendo manutenção periódica,

pode-se determinar genericamente que as

estruturas possuem uma vida útil de 50 anos.


I. INTRODUÇÃO

As estruturas consistem nos elementos de

sustentação de equipamentos e barramentos de

uma subestação. Elas são responsáveis pela

formação do corpo de uma subestação, de modo

que sua suportabilidade a todos os fenômenos

naturais, tanto mecânicos quanto elétricos,

garanta uma operação confiável. As estruturas e

suas fundações correspondem a uma parcela

considerável do custo de implementação da

subestação.


relacionadas são:

• NBR11388 – Sistema de Pintura e

instalações de subestações elétricas

(12/1990): Fixa condições exigíveis aos

diversos esquemas de revestimento por

pintura, aplicados em superfícies metálicas

em equipamentos e instalações de

subestações elétricas. Aplica-se a

equipamentos e instalações abrigadas ou

desabrigadas, de aço-carbono zincado e

aço-cromo, e a equipamentos e estruturas

novas de fábrica e manutenção nas

dependências do usuário.

• NBR7095 – Ferragens eletrotécnicas para

linhas de transmissão e subestações de

alta tensão e extra alta tensão (12/1981):

Fixa as condições exigíveis das ferragens

eletrotécnicas, usadas em linhas aéreas de

transmissão e subestações de alta e extra

alta tensões.

• NBR9523 - Subestações de distribuição

(06/1995): Classifica subestações de

distribuição de concessionárias de energia

elétrica, levando em conta seus projetos,

arranjos típicos configurações elétricas,

tipos de carga, potências instaladas e

tensões nominais.

• NBR8853 – Porca sextavada de segurança

para estruturas metálicas de linha de

transmissão e subestações (08/1982):

Padroniza dimensões e caracterís ticas

mecânicas e de superfícies das porcas

sextavadas de segurança.

• NBR5032 – Isoladores de porcelana ou

vidro para linhas aéreas e subestações de

alta tensão (11/1984): fixa condições

exigíveis para recebimento de isoladores

de porcelana ou de vidro.

• NBR5032 – Isoladores de porcelana ou

vidro para linhas aéreas e subestações de

alta tensão – Ensaios (01/1985): prescreve

ensaios para recebimento de isoladores de

porcelana ou de vidro.


II.1. DISPOSIÇÃO DAS ESTRUTURAS

As estruturas simples usadas para suportar

componentes monofásicos, como disjuntores,

transformadores de corrente e tensão e

isoladores, oferecem poucas alternativas de

variação e interessam menos que as estruturas

trifásicas,que são mais complexas.

Estruturas no qual as pernas devem suportar os

circuitos trifásicos ou componentes ocorrem na

maioria dos layouts dos circuitos. Existem duas

configurações básicas, a pi e a trave, que estão

sendo mostrada nas figuras abaixo.[1] [6]

Estrutura pi:


figura 1 – Disposição da estrutura pi

Estrutura trave:

figura 2 – Disposição da estrutura trave

II.2. MATERIAIS DAS ESTRUTURAS

Concreto e aço tem sido usadas com mais

freqüência em estruturas suportes de subestação.

Ligas de alumínio, e em algumas circunstâncias a

madeira, também podem ser utilizadas.[1] [2] [3]

II.2.1. Concreto

Em subestações são utilizadas estruturas de

concreto armado, com armação de aço-carbono.

A maior vantagem das estruturas de concreto e

sua durabilidade, fazendo com que a necessidade

de manutenção não seja prioritária. Em relação a

estruturas de aço, estas requisitam fundações

maiores, com isso o seu custo de instalação é

maior. Além disso são estruturas únicas, que ao

sinal de algum problema, há dificuldade de serem

substituídas.

II.2.2. Aço

São construídas normalmente de aço-carbono

normais ou de alta resistência revestidos com

zinco (aço galvanizado), em perfilados ou tubos,

podendo ser obtidas as mais variadas formas e

dimensões. Dada à versatilidade do aço como

material de construção, podem ser fabricadas em

grandes séries. Sendo compostas de peças

relativamente pequenas e leves, podem ser

transportadas com facilidade. Possuem excelente

resistência mecânica, tanto a esforços verticais,

quanto a esforços horizontais. Uma outra

vantagem em relação ao concreto é que são mais

flexíveis.

II.3. ESFORÇOS MECÂNICOS NAS ESTRUTURAS

São demonstradas as cargas atuantes, bem como

a influência destas sobre as estruturas das

subestações. São elas:

Cargas Verticais:

• Peso dos equipamentos que estão

acoplados na estrutura, como isoladores,

conectores, transformadores, TPs, TCs,

disjuntores, barramentos e outros;

• Componentes verticais dos esforços de

tração dos condutores e pára-raios;

• Peso de acessórios de fixação dos cabos;

• Peso próprio do suporte e eventuais

cargas elétricas, devido ao estaiamento;

• Sobrecarga de montagem, manutenção e

outros.

Cargas Horizontais Transversais:

• Ação do vento sobre o suporte;

• Componentes horizontais, transversais,

dos esforços de tração dos cabos, e


eventuais esforços horizontais introduzidos

pelo estaiamento.

Cargas Horizontais Longitudinais:

• Componentes horizontais longitudinais dos

esforços dos cabos e eventuais esforços

produzidos pelo estaiamento;

• Ação do vento sobre o suporte.

Têm-se ainda cargas consideradas excepcionais,

as quais sob certas condições, as estruturas

devem resistir. São as cargas provocadas pelo

rompimento de um ou mais cabos, ou as cargas

resultantes devido a problemas com outra

estrutura.

II.4. CORROSÃO NAS ESTRUTURAS

As subestações de energia elétrica são projetadas

para atenderem a longos períodos de operação,

devendo portanto possuir proteção anticorrosiva

compatível com o meio. Normalmente são

fabricadas com perfis de aço revestidos com zinco

(aço galvanizado), proteção esta que atente a

maioria das condições de agressividade

atmosférica e do solo, quando aplicada dentro dos

padrões de qualidade adequados. O revestimento

é obtido através de imersão em banho de zinco, e

as suas principais características dependem da

preparação superficial, temperatura e composição

do banho, tempo de imersão, velocidade de

remoção da peça, velocidade de resfriamento e

composição do aço.

As fundações metálicas constituem um sistema

peculiar sob o aspecto de corrosão, pois estão

sujeitas à agressividade de dois ambientes

totalmente diferentes: a atmosfera e o solo. O

conhecimento da velocidade de corrosão do aço

galvanizado nos dois ambientes é, sem dúvida,

um parâmetro importante. Tem sido verificado na

operação que as fundações estão em processo

bastante avançado de corrosão, quando se

compara com as ferragens do restante da

estrutura. O grande desafio é retardar, ao máximo,

o processo corrosivo das fundações, de tal modo,

que a degradação tenha taxas equivalentes entre

as fundações e as ferragens da seção aérea.

Nas estruturas de concreto a ação da corrosão

poderá atacar a armação fazendo com que esta

se desgaste e afete todo o conjunto da estrutura.


PREVENTIVA

III.1. MANUTENÇÃO DEVIDO A ESFORÇOS

MECÂNICOS

Com relação aos esforços mecânicos sofridos

pelas estruturas, a manutenção preditiva é feita

através da inspeção visual das peças da estrutura.

Está é realmente necessária quando as estruturas

sofrerem a ação de ventos fortes , ou o

rompimento de seção. Estes intempéries podem

comprometer as estruturas de todo um conjunto.

III.2. MANUTENÇÃO DEVIDO A CORROSÃO

Independente do material utilizado, seja este aço,

concreto, todas as estruturas estão sujeitas à

degradação através da corrosão. Para as

estruturas que sofrem apenas o ataque da

atmosfera a ação da corrosão é satisfatoriamente

impedida.


Em ambientes mais ríspidos, ou para estruturas

mais velhas que sofrem com a ação do tempo, é

necessária a aplicação da pintura de manutenção,

esta sem dúvida é a forma mais eficaz de se

preservar e aumentar a vida útil das estruturas

metálicas e dos equipamentos elétricos em geral.

A durabilidade de uma pintura depende de uma

série de fatores e, portanto requer uma

metodologia bem definida com relação e aplicação

do revestimento anticorrosivo. [5]

O ponto crítico de atuação da corrosão é o solo,

pois este cria todo um conjunto de condições

favoráveis. Em caso de estrutura de subestação

utiliza-se o método visual para manutenção

preditiva.

O método consiste no acompanhamento do

processo de corrosão através de medidas de

perda de peso ou profundidade de pite

(perfuração em pontos discretos). Nas condições

reais de aplicação do material é sem dúvida a

forma mais precisa e confiável de avaliar a

agressividade de um solo e o real estágio de

corrosão no qual se encontra a fundação de uma

torre, porém é um método muito trabalhoso, pois é

necessário escavar o solo junto aos montantes

que compõe a fundação. atingindo profundidades

de 3,5m ou mais, dependendo da altura da torre

sendo que para isso, o número de trabalhadores é

elevado.[4]

Pode-se também utilizar o método de medição

devido à corrosão, que se baseia na medição do

potencial através do voltímetro, entre o montante

de fundação da torre e um eletrodo de referência

constituído de cobre/ sulfato de cobre (Cu/CuSO4),

onde os valores medidos são associados ao

estado de corrosão da fundação.

Como indicação geral para o setor elétrico, onde

normalmente as estruturas são de aço carbono

zincado, verifica-se que os valores potenciais,

medidos com relação ao eletrodo Cu/CuSO4,

variam desde –0,4V até –1,1V, dependendo do

estado físico do revestimento de zinco e das

condições do solo. Valores fora desta faixa ou

flutuações nas leituras são indicações seguras da

presença de correntes de interferência. Potenciais

positivos são extremamente nocivos para a

estrutura metálica, uma vez que indicam a

existência de corrente diretamente para o solo, ou

seja, que a estrutura encontra-se funcionando

como anodo da célula eletrolítica, sofrendo

corrosão severa.[4]

Portanto a técnica de medição do potencial de

corrosão tem a finalidade de verificar o estado

físico da estrutura metálica enterrada quanto à

existência ou não de um processo de corrosão

acentuado, isto é, se a estrutura está corroída ou

não, para este objetivo a medição deve ser feita

após o isolamento dos pára-raios, e a desconexão

do sistema de aterramento.[4]

Com relação à manutenção de isoladores, e

necessário observar que estes devem ser

periodicamente limpos, pois o acumulo de

impurezas pode ocasionar um curto-circuito fase-

terra, fazendo com que a subestação se retire de

operação.






operativas.

Do caso das estruturas da subestação, as

manutenções corretivas podem comprometer

seriamente o abastecimento de energia. Devido a

este fator deve se dar maior ênfase às

manutenções preventivas e preditivas.


Em geral, não há especificação da vida útil das

estruturas, no qual se subentende que estes são

função do ambiente que estão submetidos, como:

os fenômenos naturais, as condições do solo, o

peso dos equipamentos que as estrutura

suportam.

Se todas as intempéries consideradas forem

observadas no dimensionamento das estruturas, e


produzir elementos mais resistentes a esforços

mecânicos e elétricos, pode-se estimar uma vida

útil econômica por volta de 50 anos para as

estruturas suportes de equipamentos e

barramentos da subestação.

REFERÊNCIAS

[1] R.L. Giles. Layout of E.H.V Substations. IEE

Monograph, 1970.

[2] A.A. Menezes. Subestações e pátios de

manobras de usinas hidroelétricas. Volume 1.

Escola Federal de Engenharia de Itajubá e

Centrais Elétricas Brasileiras S.A., 1977.

[3] A.A. Menezes. Subestações e pátios de

manobras de usinas hidroelétricas. Volume 2.

Escola Federal de Engenharia de Itajubá e

Centrais Elétricas Brasileiras S.A., 1977.

[4] F. R. Wojcicki. A influência das correntes de

fuga (60Hz) advindas dos cabos pára-raios na

corrosão das fundações metálicas das linhas de

transmissão AC – Tipo grelha dimensionada.

Escola Federal de Engenharia de Itajubá, 1999.

[5] F. L. Fragata. Pintura de manutenção de

equipamentos elétricos e de estruturas metálicas

– recomendação técnica. Anais do II Seminário

Nacional de Manutenção do Setor Elétrico.

[6] O. Navarro – Estruturas metálicas. Apostila do

curso de estruturas da Escola Federal de

Engenharia de Itajubá, 1985.


Fibra Óptica

RESUMO

A fibra óptica é um guia de luz, de formato

cilíndrico constituído por dois materiais cristalinos

concêntricos, o núcleo e casca da fibra óptica, os

quais diferem quanto ao índice de refração. O

núcleo possui um índice de refração maior que a

casca que o envolve para garantir que a luz se

propague ao longo do núcleo pelo fenômeno da

reflexão total ou interna. Existem diversos tipos de

fibras em função da geometria e também do perfil

do índice de refração do núcleo, as mais usuais

são: Fibra multimodo de índice degrau, fibra

multimodo de índice gradual e fibra monomodo.

As fibras ópticas possuem diversas características

observáveis, tais como: abertura numérica, modos

de propagação, dispersão, atenuação, etc. Ao se

projetar um cabo de fibras ópticas é necessário

considerar alguns fatores: tipo de aplicação,

facilidade de manuseio, instalação e manutenção,

proteção da fibra quanto ao alongamento,

curvaturas, etc. É fundamental na instalação de

cabos de fibras ópticas a conectorização e

emenda das fibras, este procedimento realizado

nas fibras difere em muito do procedimento

realizado nos cabos metálicos, e quando mal feito

compromete o desempenho do sistema devido às

perdas de potência óptica que causam. A maneira

de se verificar um sistema de comunicação por

fibra óptica é semelhante à aplicada em um

sistema de cabos convencional, ou seja, verifica-

se o sinal dos dois lados, medindo-se, por

exemplo, a taxa de erros. Na manutenção

preventiva dos sistemas ópticos podem ser

observadas as seguintes características: potência

óptica, perda óptica, banda básica, entre outras. O

único caso de manutenção corretiva que pode


acontecer será no caso do rompimento da fibra

óptica. Levando isso em consideração, juntamente

com o rápido desenvolvimento de equipamentos

de medição muito mais precisos e eficientes,

pode-se estimar uma vida útil econômica de 30

anos para as fibras ópticas.

I. INTRODUÇÃO

As fibras ópticas surgiram em 1966, num estudo

elaborado por Charles Kao e Charles Hockham,

na Inglaterra, para transmissão da luz do laser.

Mas foi a partir da década de 70, que ocorreram

evoluções significativas no campo das fibras

ópticas, com o desenvolvimento de fibras com

baixa atenuação [1].

A fibra óptica é um guia de luz, de formato

cilíndrico constituído por dois materiais cristalinos

concêntricos. Esses dois materiais compõem o

que denomina-se de núcleo e casca da fibra

óptica, os quais diferem quanto ao índice de

refração. O núcleo possui um índice de refração

maior que a casca que o envolve para garantir

que a luz se propague ao longo do núcleo pelo

fenômeno da reflexão total ou interna (lei de

Snell).

Muitas fibras possuem uma capa protetora sobre

a casca, constituída geralmente por um polímero,

que tem a finalidade de proteger a fibra de

choques mecânicos sem afetar suas propriedades

ópticas ou físicas [1] [3] [4].

Existem diversos tipos de fibras em função da

geometria e também do perfil do índice de

refração do núcleo, as mais usuais são:

• Fibra multimodo de índice degrau;

• Fibra multimodo de índice gradual;

• Fibra monomodo.

Os processos de fabricação das fibras ópticas são

vários e alguns requerem equipamentos especiais

e de grande precisão. As fibras de alta capacidade

de transmissão, muito usadas em

telecomunicações, utilizam como matéria-prima a

sílica (SiO2).

A primeira etapa da fabricação dessas fibras

consiste na obtenção de um tubo chamado de

preforma. Existem vários tipos de fabricação de

preforma, por exemplo: IVD (deposição interna),

OVD (deposição externa) e VAD (deposição

axial). Já, a segunda e última etapa, chamada de

puxamento, é igual para qualquer tipo de preforma

e consiste no estiramento da preforma até o

diâmetro que se deseja para a fibra [1].

Basicamente, ao se projetar um cabo de fibras

ópticas é necessário considerar alguns fatores:

• Tipo de aplicação;

• Facilidade de manuseio, instalação e

manutenção;

• Proteção da fibra quanto ao alongamento,

compressão, torção, curvaturas, etc.;

• Degradação da fibra;

• Não rompimento da fibra.

Existem, atualmente, diversos tipos de cabos de

fibras ópticas, todos projetados com o objetivo de

atender a diversas aplicações, sendo que estes

variam quanto a sua estrutura e número de fibras.

Os principais cabos encontrados atualmente são:


• Cabo pára-raio com fibras ópticas OPGW

– especialmente projetado para instalação

em linhas aéreas de transmissão de

energia com alta capacidade de condução

de corrente elétrica em curtos-circuitos e

descargas atmosféricas;

• Cabo óptico dielétrico para dutos –

especialmente projetado para instalação

subterrânea em dutos com capa externa

de polietileno resistente à luz solar;

• Cabo óptico dielétrico diretamente

enterrado – especialmente projetado para

instalação subterrânea diretamente

enterrada com capa externa de polietileno

resistente à luz solar;

• Cabo óptico dielétrico para instalação

interna – especialmente projetado para uso

interno e para interligação de

equipamentos, protegido por uma camada

de fios de aramida e capa de PVC.

É fundamental na instalação de cabos de fibras

ópticas a conectorização e emenda das fibras,

este procedimento realizado nas fibras difere em

muito do procedimento realizado nos cabos

metálicos, e quando mal feitas comprometem o

desempenho do sistema devido às perdas de

potência óptica que causam.

Para tal, é necessário que haja um bom

alinhamento dos núcleos das fibras a serem

emendadas ou conectadas, para haver o melhor

acoplamento possível entre elas. Geralmente,

conectores são utilizados em casos onde se

necessita conectar os cabos ópticos a

equipamentos ou outros cabos diversas vezes, já

a emenda é feita quando a conexão entre cabos é

definitiva.

Este tipo de procedimento torna-se necessário por

motivos de capacidade limitada de produção de

grandes lances de certos tipos de cabos, e às

vezes da própria instalação que se deseja fazer

[1].

Para que este problema seja minimizado é

necessário considerar certos fatores, que são:

• Intrínsecos: são aqueles inerentes às

fibras, por exemplo: diâmetro do núcleo e

da casca, abertura numérica, etc.;

• Extrínsecos: são aqueles que independem

das características das fibras, por

exemplo: desalinhamento angular,

deslocamento lateral, superfície mal

preparada, etc.


relacionadas são:

• NBR13486 – Fibras ópticas (10/1995):

Define termos relacionados com fibras

ópticas, compreendendo conceitos gerais,

características de propagação,

características gerais da fibra óptica,

características de propagação em fibra

óptica, cabos, componentes ativos e

passivos, fontes ópticas, detectores e

amplificadores, técnicas de medição e

sistemas;

• NBR13520 – Fibras ópticas -

Determinação da variação da atenuação

óptica (10/1995): Prescreve método para a

determinação da variação da atenuação

óptica em fibras ópticas tipo índice gradual

multimodo e tipo monomodo;


• NBR14103 – Cabo óptico dielétrico

subterrâneo - Especificação (06/1998):

Fixa as condições mínimas exigíveis na

fabricação dos cabos ópticos dielétricos

subterrâneos. Estes cabos são indicados

preferencialmente para instalações

subterrâneas em aplicação enterradas ou

em linhas de dutos;

• NBR14074 – Cabos pára-raios com fibras

ópticas para linhas aéreas de transmissão

(OPGW) - Especificação (12/1999): Fixa as

condições mínimas exigíeis na fabricação,

aceitação ou recebimento de cabos pára-

raios com fibras ópticas (OPGW),

utilizados preferencialmente em linhas

aéreas de transmissão de energia elétrica.

Os cabos pára-raios com fibras ópticas são

constituídos por uma ou mais unidades

ópticas protegidas e envolvidas por uma

ou mais camadas de fios metálicos.

Abrange os cabos OPGW com unidades

ópticas protegidas por meio de tubo

metálico ou elemento ranhurado metálico.


As fibras ópticas possuem diversas características

fundamentais que serão descritas nos próximos

itens.

II.1. ABERTURA NUMÉRICA

A abertura numérica representa o ângulo máximo

que um raio luminoso pode formar com o eixo

central da fibra, para que se propague no núcleo

pelo fenômeno de reflexão total ou interna.

Assim sendo, a abertura numérica define o quanto

de luz incidente sobre a extremidade da fibra é

transmitida [1] [3] [4].

22

21 nnsenAN −=θ=

Onde: n1 é o índice de refração do núcleo;

n2 é o índice de refração da casca.

II.2. MODOS DE PROPAGAÇÃO

Os modos de propagação são os caminhos ou

trajetórias que os raios luminosos podem

percorrer dentro da fibra. Matematicamente são

definidos pelas equações de Maxwell da teoria

eletromagnética [1] [3] [4].

O número de modos é definido por:

4V

M2

= para fibras de índice gradual

2V

M2

= para fibras de índice degrau

0nde: ANd

Vλ

π= é a freqüência normalizada;

d é o diâmetro do núcleo;

λ é o comprimento de onda da luz.

II.3. FIBRA MULTIMODO DE ÍNDICE DEGRAU

Este é tipo mais simples de fibra óptica, onde

existem apenas os índices de refração do núcleo

(n1) e o índice de refração da casca (n2).

O núcleo desta fibra pode ter um diâmetro de 100

µm até aproximadamente 1000 µm, o que

representa em relação às outras fibras, um núcleo

n1

n2

θ

θC

Casca

Núcleo


grande. Isso facilita o acoplamento óptico, porém

essas fibras possuem uma atenuação

relativamente elevada e uma largura de banda

pequena, o que limita a sua utilização a

transmissão de dados em pequenas distâncias [1].

II.4. FIBRA MULTIMODO DE ÍNDICE GRADUAL

Essa fibra possui o núcleo formado de várias

camadas de vidro com índices de refração que

decrescem gradualmente à medida que se

afastam do centro em direção da casca. Com isso

haverá uma menor dispersão do sinal e uma

maior largura de banda, conseqüentemente uma

elevada capacidade de transmissão.

Esse tipo de fibra possui dimensão de núcleo

menor que a fibra multímodo de índice degrau, e

sua banda passante atinge 1 GHz x km [1]

II.5. FIBRA MONOMODO

Esse tipo de fibra tem o diâmetro do núcleo um

pouco maior que o comprimento de onda, de

forma que apenas um modo seja guiado. Desta

forma, consegue-se uma banda da ordem de 10 a

100 GHz, pois não há dispersão modal [1]

III. CARACTERÍSTICAS DE TRANSMISSÃO

Além das características apresentadas no item

anterior, as fibras ópticas possuem diversas

características de transmissão, as quais limitam

um projeto de um sistema óptico.

III.1. DISPERSÃO

A dispersão é o alargamento do pulso luminoso

que está sendo transmitido pela fibra, sendo que

esse alargamento limita a banda passante e

conseqüentemente a capacidade de transmissão

de informações nas fibras.

O alargamento dos pulsos é causado por três

tipos de dispersão:

• Dispersão modal: é provocada pelos

diferentes modos (caminhos) de

propagação da luz e por conseqüência, o

seu tempo de percurso no núcleo das

fibras multimodo, não ocorrendo em fibras

monomodo;

• Dispersão material: ocorre em todas as

fibras, pois este tipo de dispersão, também

chamada de cromática, é conseqüência da

matéria prima da fibra e da largura

espectral da fonte luminosa;

• Dispersão do guia de onda: mais

significativa em fibras monomodo e ocorre

em função da variação dos índices de

refração do núcleo e da casca ao longo da

fibra, ou em função da variação do

diâmetro do núcleo ao longo da fibra [1] [3]

[4].

III.2. ATENUAÇÃO

Essa é uma das características mais importantes

para o projeto de um sistema óptico. Ela

representa a perda de potência óptica em um

determinado lance de fibra óptica e é expressa

por:

]km/dB[PP

logL10

AtenuaçãoE

S10=

Onde: PS é a potência óptica de saída;

PE é a potência óptica de entrada;

L é o comprimento da fibra em km.


As principais causas de atenuação das fibras

ópticas são:

• Espalhamento: é causado por imperfeições

(de dimensões inferiores ao comprimento

de onda da luz) da estrutura da fibra e se

caracteriza pelo desvio da luz em várias

direções;

• Absorção: é o processo pelo qual as

impurezas na fibra absorvem parte da

energia óptica e a dissipa em forma de

calor, sendo que o íon OH- (hidroxila)

constitui uma impureza difícil de ser

eliminada e que causa grande atenuação;

• Deformações mecânicas: podem ser de

dois tipos: microcurvatura e

macrocurvatura. Microcurvatura é uma

pequena deformação na fronteira entre o

núcleo e a casca, pode ser causada por

qualquer força transversal aplicada na

superfície da fibra. Já, a macrocurvatura é

provocada pela curvatura da fibra na sua

instalação [1] [3] [4].

III.3. PERDA POR REFLEXÃO FRESNEL

Quando um feixe de luz é injetado em uma fibra,

parte dele é refletido de volta para fonte luminosa.

Essa reflexão é chamada de reflexão Fresnel e

ocorre em função da diferença entre os índices de

refração dos meios onde ocorre a propagação da

luz.

Essa perda no sinal luminoso tem que ser

considerada tanto na entrada da luz na fibra,

como na saída [1]

IV. MANUTENÇÃO PREDITIVA E

PREVENTIVA

A maneira de se verificar um sistema de

comunicação por fibra óptica é semelhante à

maneira de se verificar um sistema de cabos

convencional, ou seja, verifica-se o sinal dos dois

lados, medindo-se, por exemplo, a taxa de erros

[2].

Na manutenção preventiva dos sistemas ópticos

podem ser observadas as seguintes

características:

• Potência óptica;

• Perda óptica;

• Banda básica;

• Taxa de erro;

• Localização de falhas [3] [5].

IV.1. MÉTODO DE MEDIÇÃO DE POTÊNCIA ÓPTICA

Os medidores de potência óptica possuem a

seguinte configuração:

Os sensores (fotodetectores) são de dois tipos: de

germânio ou silício, os adaptadores dependem do

tipo de sensor utilizado e da fibra [2].

IV.2. MÉTODO DE MEDIÇÃO DE PERDAS ÓPTICAS

Existem dois métodos de medição de perdas

ópticas:

• Utilizando uma fonte de luz estabilizada e

um medidor de potência óptica, é aplicado

quando se deseja medir as perdas de uma

Dispositivo sob teste

Adaptador Sensor

Indicador Medidor de potência óptica

Fibra


fibra num certo comprimento de onda bem

definido do espectro;

• Utilizando uma fonte de luz branca e um

analisador de espectro óptico, é aplicado

quando se deseja medir as perdas ao

longo de todo espectro óptico [2].

IV.3. MEDIÇÃO DE BANDA BÁSICA

Existem dois métodos de medição de banda

básica de uma fibra óptica:

• Ponto-a-ponto por varredura de freqüência:

possui alta precisão, excelente relação

sinal/ruído e faixa dinâmica (até 800 MHz);

• Loop-back por varredura de freqüência:

este método permite uma avaliação visual

da característica de banda básica da fibra

óptica, podendo ser utilizado para

comparar uma fibra óptica em teste com

uma que seja padrão [2].

IV.4. TAXA DE ERRO

A medida de taxa de erro é um fator determinante

para o desempenho geral de um sistema de

comunicações. Introduz-se pelo emissor uma

seqüência pseudo-randômica que reproduz com

bastante fidelidade as condições reais de

operação, medindo-se a taxa de erro no lado do

receptor [2].

IV.5. LOCALIZAÇÃO DE FALHAS

É freqüente a necessidade de se avaliar as

características de perda de uma fibra devido a

quebras ou a outros fenômenos. Existe um

considerável retorno de sinal em pontos de

ruptura, e para se medir esse sinal de retorno

utiliza-se o fenômeno de reflexão de Fresnel,

porém se a inclinação do corte for maior que 6% a

utilização do pulso de Fresnel, somente, não será

suficiente para avaliar essas falhas.

Através da análise do sinal de retorno devido ao

efeito de espalhamento ocorrido em diversos

pontos das fibras que possuem falhas no seu

material, pode-se determinar a localização destes

defeitos nas fibras [2].


O único caso de manutenção corretiva que pode

acontecer será no caso do rompimento da fibra

óptica.


Hoje em dia, já se dispõe de equipamentos

bastante eficientes na detecção de falhas e a

localização das mesmas, o que vem colaborar em

muito com a realização de manutenções

preventivas.

E ainda, houve um grande aperfeiçoamento dos

métodos de fabricação das fibras ópticas o que

levou a uma aplicação maciça das mesmas no

Setor Elétrico, uma vez que estas apresentam

grande confiabilidade.





as fibras ópticas.

REFERÊNCIAS

[1] R. Tabini e D. Nunes. Fibras Ópticas. Editora

Érica, São Paulo. 1990.


[2] A.W. Lima Jr. Fibras Óticas – Curso Básico de

Comunicação. Hemus Editora Ltda., São Paulo.

1994.

[3] E.A. Lacy. Fiber Optics. Prentice-Hall, 1982.

[4] C.K. Kao. Optical Fiber Technology, II. IEEE

Press, 1980.

[5] A.S. Demele e G.O. Berndt Jr. Técnicas de

Medição de fibras e sistemas ópticos e

instrumentação óptica. Monografia, Pontifícia

Universidade Católica do Paraná, 1996.


Gerador

RESUMO

O gerador síncrono, ou alternador, corresponde

ao tipo mais comumente utilizado nas usinas

hidrelétricas e térmicas. São conversores rotativos

que transformam energia mecânica em elétrica,

ou vice-versa, utilizando-se dos fenômenos da

indução e conjugados eletromagnéticos. As

características elétricas e construtivas

apresentadas buscam descrever a máquina como

um todo, identificando melhor os pontos de

manutenção. Alguns fatores que tem influência na

vida útil são destacados, como o aquecimento

excessivo, que causa um envelhecimento mais

acelerado do isolamento. Neste caso, o

envelhecimento do isolamento relaciona-se

diretamente com a vida útil do gerador. Desse

modo, a vida útil pode ser estimada como sendo

de 30 anos.

I. INTRODUÇÃO

Máquinas síncronas são conversores rotativos

que transformam energia mecânica em elétrica,

ou vice-versa, utilizando-se dos fenômenos da

indução e conjugados eletromagnéticos. Desta

forma, podem exercer uma ação motora ou

geradora.

Um gerador síncrono consiste essencialmente de

dois elementos:

• Enrolamento de campo: onde é

produzido o campo magnético de

excitação.

• Enrolamento de armadura: conjunto de

bobinas onde há produção de tensão

devido ao movimento relativo entre os dois

elementos.

O gerador tem a velocidade de seu eixo

estabelecida por uma máquina primária,

fornecendo energia elétrica com tensões e

correntes alternadas.

II. CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS


Seja uma espira imersa em um campo magnético

uniforme, criado pelos pólos Norte e Sul.

N S

Figura 1 – Espira imersa em um campo uniforme

Pela lei de Faraday-Lenz, será induzida uma

tensão nos terminais da espira dada por:

dtd

Neφ

⋅−=

sendo:

N – número de espiras

φ = φn .cos (ωt)

Desse modo, obtêm-se:

)tsen(Ee max ⋅ω⋅=


que resulta em uma força eletromotriz alternada.

A frequência da tensão induzida, em Hertz, será

dada por:

60np

f⋅

=

sendo:

p - pares de pólos

n – velocidade, em rpm.

Os pólos estão representados por ímãs

permanentes. Contudo, em geral, a formação do

campo magnético se dá através da circulação de

corrente contínua em espiras localizadas ao redor

das chamadas sapatas polares – eletroímãs. O

conjunto dessas espiras constitui o enrolamento

de campo.

Em máquinas reais, ao contrário da Figura 1, tem-

se um circuito estático denominado enrolamento

da armadura formado por várias espiras e pólos

girantes. Desse modo, o enrolamento de campo

passa a ser alimentado através de anéis coletores

e escovas, por uma fonte de energia elétrica

contínua externa à máquina.

Dependendo da velocidade da máquina primária,

pode ser necessário o uso de mais pólos para se

obter a freqüência desejada, conforme a equação

anterior.

O gerador trifásico é composto por três

monofásicos iguais, construídos em uma mesma

máquina e defasados de 120° elétricos, de modo

a se obter três tensões induzidas nos

enrolamentos defasadas de 120° entre si.

A tensão gerada varia em função da velocidade

do rotor e do fluxo magnético, que por sua vez

depende da corrente de excitação – ou de campo.

II.2. TENSÔES INDUZIDAS

Devido à distribuição não senoidal de fluxo no

entreferro, a tensão induzida nos enrolamentos da

armadura contém harmônicos que são múltiplos

ímpares da freqüência fundamental.

Níveis elevados de harmônicos podem causar

vibrações, ruídos, perdas no núcleo devido às

altas freqüências presentes, bem como um

acréscimo nas perdas por efeito Joule nos

enrolamentos do estator.

Por isso, os geradores devem ser projetados para

fornecerem tensões com um mínimo de distorção

harmônica.

Dentre as medidas tomadas pode-se citar:

• Fator de distribuição, que executa um

arranjo uniforme distribuído dos

enrolamentos;

• Fator de passo, que é a relação entre o

passo de uma bobina e o passo polar.

II.3. ENROLAMENTOS DA ARMADURA

Na maioria dos geradores trifásicos, os

enrolamentos da armadura são ligados na

configuração estrela.

As características da ligação em estrela são:

• Como a tensão na fase é 58% da tensão

de linha nos terminais, o custo do

isolamento é reduzido. A própria bobina

tem um número de espiras reduzido de


42% em relação a uma bobina para

ligação delta.

• Existência de neutro, que pode ser

aterrado.

• Eliminação de eventuais terceiros

harmônicos das tensões de linha assim

como de seus múltiplos.


III.1. PARTES COMPONENTES

Os componentes básicos de um gerador, de uma

forma geral, são:

• Circuito Magnético: responsável pela

condução do fluxo magnético.

• Enrolamento da Armadura (Induzido): onde

são induzidas tensões.

• Enrolamento de Campo: responsável pela

criação do campo magnético.

• Componentes Mecânicos: podem ser fixos,

para suportar e proteger as partes

eletromagnéticos, e rotativos, para a

transmissão de energia.

• Isolamento Elétrico: composto de isolantes

sólidos (como papel e vernizes)

responsáveis pelo nível de tensão

admissível entre as diversas partes da

máquina.

As partes fixas de um gerador são denominadas

de estator e as partes móveis de rotor.

III.2. PARTES COMPONENTES DO ESTATOR

Basicamente, o estator divide-se em três partes:

• Carcaça: é a estrutura que suporta o

núcleo do estator, composta por chapas e

perfis de aço.

• Núcleo da Armadura: montado com

chapas de aço silício de alta permanência,

de modo a reduzir as perdas por histerese

e Foucault. Na parte inferior, existem

ranhuras no sentido vertical onde o

enrolamento da armadura é colocado.

• Enrolamentos do Estator: constituídos por

bobinas que por sua vez são formadas por

condutores inseridos nas ranhuras do

núcleo e conectadas, normalmente, em

estrela.

III.3. PARTES COMPONENTES DO ROTOR

III.3.1. Máquinas com Pólos Salientes

Dentre as principais partes componentes do rotor,

tem-se:

• Anel magnético: construído com chapas

lisas de aço, empilhadas e aparafusadas

juntas de modo a formar uma estrutura

sólida.

• Aranha: consiste em um cabo fundido,

forjado ou soldado com braços

conectados.

• Eixo: normalmente de aço forjado, usinado

e tratado termicamente.

Os pólos salientes podem ser:

• Sólidos: apresentam baixa resistência

elétrica, o que proporciona a circulação de

correntes parasitas. Desta forma, atuam

como o enrolamento gaiola de um motor

de indução quando em condições de

operação assíncrona.

• Laminados: limitam as correntes parasitas

e, em conseqüência, o seu efeito de

amortecimento. Neste caso, deve-se


empregar um enrolamento amortecedor

para a requerida estabilidade de operação.

As bobinas de cada pólo são interligadas entre si

de modo a formar um Norte e um Sul intercalado.

O conjunto todo compõe o enrolamento de campo.

Os enrolamentos amortecedores oferecem as

seguintes características, dentre outras:

• Redução de sobretensões nos

enrolamentos de campo e do estator.

• Mantêm a operação com carga

assimétrica.

• Permite a partida da máquina, como um

motor de indução.

III.3.2. Máquinas com Pólos Lisos

Na maioria dos casos, as máquinas de pólos lisos

possuem apenas um par de pólos. Portanto, são

máquinas muito rápidas.

As forças centrífugas desenvolvidas resultam em

grandes esforços mecânicos em certas partes do

rotor. Por isso, o rotor possui uma estrutura do

tipo monobloco, empregando-se um aço mais

resistente.

Os enrolamentos de campo e os amortecedores

são acomodados em ranhuras longitudinais,

fresadas ao longo de todo o comprimento ativo do

rotor.

IV. CLASSIFICAÇÃO DOS GERADORES

IV.1. NÚMERO DE FASES

Podem ser geradores monofásicos ou polifásicos

– normalmente trifásicos.

IV.2. ROTOR

O rotor pode ser de dois tipos:

• Pólos salientes: geradores de pólos

magnéticos individuais e salientes,

acionados por turbinas de baixa

velocidade, como as hidráulicas.

• Pólos lisos: geradores com rotor em forma

cilíndrica, em cuja periferia o enrolamento

de campo é alojado em ranhuras. São

acionados por máquinas primárias de alta

velocidade, como turbinas à vapor (ou gás)

ou motores de explosão como o Diesel,

sendo conhecidos como turbogeradores.

IV.3. POSIÇÃO DO EIXO

Para geradores de médio e grande porte

acionados por turbinas hidráulicas tem-se eixo

vertical, ou eixo horizontal, para os demais casos.

IV.4. SISTEMA DE EXCITAÇÃO

Os tipos de excitação podem ser divididos em:

• Excitratiz Rotativa: consiste em um

gerador de corrente contínua acionado

pelo eixo do gerador, alimentando o campo

através de escovas.

• Excitratiz “Brushless”: a tensão de

alimentação do campo é retificada por um

conversor rotativo localizado no eixo da

máquina.

• Auto-Regulado: a corrente de campo é

proporcional à corrente fornecida pelo

alternador.

• Excitratiz Estática: uma fonte externa de

corrente contínua alimenta o campo

através das escovas


V. PERDAS

As perdas na forma de energia térmica, oriundas

da conversão de energia mecânica em elétrica

nos geradores, resultam em aquecimento de suas

partes componentes.

Nas máquinas síncronas, as perdas podem ser

classificadas como:

• Perdas no ferro devido a fluxos parasitas e

principal.

• Perdas por efeito Joule nos enrolamentos

da armadura.

• Perdas no circuito de excitação.

• Perdas por atrito e ventilação.

• Perdas adicionais devido à circulação de

corrente pelos enrolamentos da armadura.

VI. RENDIMENTO

O rendimento de um gerador é dado por:

ePcosScosS

%∑+ϕ⋅ϕ⋅

=η

sendo:

S - Potência Aparente

cosϕ - Fator de Potência

∑Pe - Perdas Totais

Observa-se, desta forma, que o rendimento de um

gerador depende fortemente da situação

operacional do sistema ao qual está ligado.

VII. AQUECIMENTO

A deterioração dos materiais isolantes sólidos

utilizados em máquinas elétricas deve-se à vários

fatores, tais como a umidade, ambientes

agressivos, danos mecânicos e aquecimento

excessivo, sendo este último mais freqüente.

De uma maneira geral, a temperatura alcançada

por uma máquina depende:

• Das perdas.

• Do tempo de funcionamento.

• Das condições ambientais.

O aquecimento causa dois problemas

fundamentais:

• Diminuição do Rendimento

• Envelhecimento ou Deterioração – “aging”,

do isolamento.

No primeiro caso, a temperatura está intimamente

ligada com as perdas no gerador. Quanto maior

as perdas, maior o aquecimento (ou vice-versa) e

menor o rendimento, limitando conseqüentemente

a potência possível de ser extraída da máquina.

O envelhecimento do isolamento por outro lado, é

função do tempo e da temperatura. Contudo,

mesmo em condições de controle excepcionais,

seus efeitos acumulados não estão devidamente

estabelecidos.

Na realidade, pode-se considerar que o

funcionamento em temperaturas elevadas causa

um envelhecimento mais acelerado do isolamento,

comparando-se com as condições normais.

Além disso, o envelhecimento do isolamento

relaciona-se diretamente com a vida útil do

gerador. A vida útil, por sua vez, pode ser definida

como o tempo necessário para que a força de

tração do isolamento sólido se reduza a

percentuais do valor original para o equipamento

novo [4].


Este tempo é bastante variável, pois depende dos

ciclos de carga que solicitam termicamente o

isolamento. Dessa forma, é impossível

estabelecer um determinado número de anos

como a sua expectativa de vida.

A norma NBR 5117/84 da ABNT define os limites

de temperatura para diferentes classes de

isolamento. Acima deste limite, a vida útil do

equipamento diminui.

VIII. MANUTENÇÃO PREDITIVA

Para a manutenção preditiva, pode-se citar dois

casos de estudo:

• Através do monitoramento de

determinadas grandezas físicas –

vibração, temperatura, pressão,

comportamento elétrico, etc., e aplicação

de técnicas de IA, são feitos diagnósticos a

respeito das várias partes componentes de

um hidrogerador de modo a determinar

possíveis falhas [5].

• Através da utilização da análise de

espectro de frequência de vibração, e

possível detectar falhas e defeitos em

equipamentos eletromecânicos de

unidades geradoras hidráulicas [6].

IX. MANUTENÇÃO PREVENTIVA

Para a manutenção preventiva, deve-se atentar

para os seguintes pontos:

• Condições mecânicas: contato de partes

metálicas que causam barulhos e danos

no verniz de isolação percebido pelo odor.

• Enrolamentos: verificar a resistência de

isolamento, a superfície dos isolantes e

acúmulo de poeira que interfere na

ventilação

• Entre-ferro e Rolamentos: verificar a faixa

de tolerância de ±10%. Todos os

enrolamentos e mancais devem ser

verificados, substituindo-se os defeituosos.

• Rotor: verificar barras soltas ou quebradas

e evidências de aquecimentos locais, bem

como os anéis do coletor e conexões.

• Armadura: limpar as passagens de ar, e

observar se há vazamentos de óleo ao

longo do eixo. Verificar as condições da

superfície, barras e mica salientes ou

excentricidade.

• Cargas: medir as condições de carga

correspondente às operações a vazio,

carga nominal e através de vários ciclos,

de modo a verificar as condições

mecânicas de operação.

X. VIDA ÚTIL ECONÔMICA

Algumas regras podem ser úteis para aumentar a

vida útil de uma máquina, dentre as quais pode-se

destacar:

• Manter a máquina limpa;

• Tipo adequado de carcaça do ambiente;

• Manter a máquina propriamente

lubrificada;

• Manter um programa de inspeção;

• Conhecer as cargas que os equipamentos

devem alimentar;

• Corrigir qualquer indicação de pontos

fracos antes que o motor falhe;

• Lembrar que a prevenção é melhor que a

cura.


Conforme visto no item IV.3, o isolamento

representa o principal aspecto para consideração

no cálculo da vida útil. Pode-se assim, com base

nas características do isolamento, estimar a vida

útil de um gerador como sendo de 30 anos.

REFERÊNCIAS

[1] Fitzgerald, A.E., Kingsley, C.Jr. e Kusko, A.,

“Máquinas Elétricas”, Editora Mc Graw Hill do

Brasil Ltda.

[2] Almeida, A.T.L. de, ”Geradores Síncronos”.

Apostila de Máquinas Elétricas II – EFEI, 1994.

[3] Curso de Técnicas de Apoio à Siderurgia-TAS

– Módulo D, “Eletrotécnica e Manutenção

Elétrica”.Vol II Convênio SIDERBRÁS-EFEI, 1980.

[4] Almeida, V.L. e Vieira, C.L.S.,”Correlação dos

Critérios para Avaliação do Envelhecimento

Térmico de Equipamentos Elétricos”. Xi SNPTEE,

1991, Rio de Janeiro, RJ.

[5] Azevedo, H.R.T. de, Souza, S.P.S. de,

“Diagnóstico Precoce de Falhas em

Hidrogeradores utilizando o Sistema Diahger”. II

SEMASE.

[6] Soares, E.W., Oliveira, W.L. de, Metzker, R.J.I.,

“Detecção de Falhas e Defeitos em Unidades

Geradoras através de Análise Espectral de

Vibração”. II SEMASE.


Gerador de Vapor

RESUMO

Os Geradores de Vapor (GV) para instalações de

potência termonuclear são grandes vasos de

pressão onde ocorre a troca térmica entre a água

quente a alta pressão e temperatura proveniente

do núcleo do reator (circuito primário) e o

condensado aquecido com temperatura moderada

vindo das bombas de condensado principal do

circuito secundário. O condensado ao atravessar

o GV se evapora formando vapor saturado

praticamente seco (título mínimo de 99,25%),

seguindo assim para a turbina a vapor de alta

pressão. Normalmente são instalados no mínimo

dois Geradores de Vapor do tipo casco-tubo

vertical. É o que ocorre nas Usinas Nucleares de

Angra 1 e 2 (UNA 1 e 2) uma vez que Angra 1

conta com dois GVs e Angra 2 possui quatro

unidades. Cada um dos seis GVs da CNAA

(Central Nuclear Almirante Álvares de Azevedo)

possui aproximadamente a mesma potência

térmica nominal. De maneira geral, a vida útil de

um GV varia de 8 a 10 anos a 100% de potência

integrada, isto corresponde a 70080 e 87600

horas de operação ininterrupta. Embora se tenha

notícia de unidades que chegaram a operar 15

anos sem falha, o mais comum é a faixa de 8 a 10

anos. Entretanto, como as usinas nucleares não

operam de forma perfeitamente integrada, a vida

útil econômica dos geradores de vapor é

substancialmente maior, principalmente

considerando as atividades de manutenção

executadas neste período de não operação. Para

usinas que operam utilizando a água do mar, a

vida útil dos geradores de vapor é da ordem de 20

anos. Como exemplo temos a usina de Angra 1,

onde o gerador de vapor começou a operar a

1985 e será substituído em 2005. Para usinas que

utilizam água doce de rios ou lagos, a vida útil dos

geradores de vapor chega a alcançar 30 anos.

Desta maneira, sugere-se uma vida útil para os

geradores de vapor de 25 anos.

I. INTRODUÇÃO

Os dois reatores existentes no Brasil são de água,

ou seja, o refrigerante do reator é água comum e

não água pesada.

No Reino Unido e França até a metade da década

de 70 havia muitas instalações comerciais

operando com reatores moderados por grafite e

resfriados a gás, onde a geração de calor nos

elementos combustíveis é removido pelo dióxido

de carbono e conduzido até os GVs. Os reatores

resfriados a gás também foram construídos nos

Estados Unidos utilizando resfriamento a hélio. O

Canadá tinha até o início dos anos 80 reatores

comerciais de água pesada, utilizando dióxido de

urânio natural como combustível.

Para aplicações marítimas os reatores de água

pressurizada (PWR) têm dominado este campo de

aplicação, já que os reatores de água pesada, ou

regenerativos, são excessivamente grandes

quanto à relação peso/potência, parâmetro crítico


para embarcações navais. Um Reator Nuclear de

água pesada é regenerativo pois produz mais

material fissionável do que consome.

Há dois tipos de reatores de água leve:

• Reator de Água Pressurizada (PWR), em

que o reator é resfriado por água a

considerável pressão para que a média da

entalpia da água que deixa o reator seja

menor que a sua entalpia de saturação.

Neste tipo de configuração á água a alta

pressão é conduzida ao vazo de pressão e

o vapor é gerado no lado de baixa pressão

do GV.

• Reator de Água Fervente (BWR) em que a

evaporação da água se dá no reator, neste

tipo de configuração o vapor é enviado

diretamente para a turbina a vapor. Tem o

inconveniente do alto nível de

contaminação radiológica dos

equipamentos principais do ciclo térmico.


A maioria dos Geradores de Vapor usados em

instalações de potência nuclear a água leve

consiste de um casco montado verticalmente

contendo um feixe de tubos na forma de “U”

invertido.

O casco consiste de duas seções distintas, uma

evaporativa contendo um feixe de tubos e a outra

seção formada de um tambor de grande diâmetro

onde o vapor é separado e drenado.

Água quente e a alta pressão vinda do núcleo do

reator flui dentro do canal (“perna quente”)

localizada na base da unidade, passando por

dentro do feixe de tubos em U invertido, contendo

comprimento aproximado de 78 quilômetros de

tubos. Em seguida a água quente deixa o

equipamento pelo canal da outra extremidade

(“perna fria”), sendo que uma placa de separação

divide os canais das extremidades inferiores do

GV entre seção de entrada e saída.

A água de alimentação entra no GV pela parte

superior do vaso (bocal da água de alimentação) e

se mistura com a água que se separa do vapor

nos separadores ciclônicos. Esta água desce a

estrutura cilíndrica entre o casco do GV e o

envoltório do feixe tubular.

A Tabela 1 apresenta alguns dados de projeto dos

Geradores de Vapor da Central Nuclear de Angra

1 e 2 que opera com um reator de água

pressurizada (PWR)

Quando a água alcança o espelho de fixação dos

tubos, flui radialmente e sobe, passando através

da superfície de suporte dos tubos, já que há um

espaço entre as placas e o encaixe dos tubos que

permite a passagem do fluxo ascendente da água

do primário. Portanto a evaporação ocorre na

superfície externa dos tubos, entre os feixes, uma

vez que a mistura água-vapor é conduzida para

cima e passa através do separador ciclônico. Em

seguida o vapor atravessa o separador de

umidade que faz com que as gotículas menores,

ainda presentes no vapor, se choquem contra as

chapas defletoras internas do separador,

promevendo a secagem do vapor a níveis

desejados.


Tabela 1- Parâmetros de projeto dos GVs das

Usinas Termonucleares brasileiras ESPECIFICAÇÃO UNA 1 UNA 2

Número de unidades 2 4

Tipo Tubo em U invertido

Materiais

Tubo

Casco

Inconel 600

Aço Inox

Incoloy 800

Aço inox

Pressão lado do tubo (primário), (bar, man) 173,7 156

Temperatura de entrada lado tubo (primário, “perna quente”), (oC)

324,3 326,1

Temperatura de saída lado tubo (primário, “perna fria), (oC)

287,4 291,1

Vazão lado tubo (primário) por GV em carga máxima, (kg/s)

4479 4700

Pressão lado do casco (secundário), (bar, man) 63,7 63,5

Temperatura de saída do vapor (secundário) em carga máxima, (oC)

279,2 280,3

Temperatura de entrada da água de alimentação (secundário) em carga máxima, (oC)

221,1 218

Vazão lado casco (secundário) por GV em carga máxima, (kg/s)

515 516,4

Potência Térmica nominal, (MWTérmico)

941 945,5

Teor máximo de umidade, (%) 0,25 0,25

Teor máximo de umidade, (%)

0,25 0,25

II.1. MATERIAIS

A parte interna do GV é fabricada de aço carbono

revestido internamente com aço inoxidável

geralmente 18-8. Os tubos são usualmente

fabricados de liga Níquel-aço-cromo conforme

especificação SB-163 da ASME. Geralmente é

usado uma liga comercial, Inconel 600 ou Incoloy

800, sendo montados em finas placas tubulares

de aço carbono com revestimento primário de

Inconel. Estes materiais têm a vantagem adicional

de um baixo coeficiente de dilatação térmica,

resultando em um baixo diferencial de expansão

entre os tubos e o casco. Além disso o Inconel e o

Incoloy são ligas desenvolvidas para serviços

oxidantes em temperaturas elevadas. Apresentam

muito boa resistência aos ácidos oxidantes

(cromatos, bicromatos, nitratos, permanganatos)

Para o Inconel a oxidação ao ar só se inicia em

temperaturas superiores a 1200 oC e até 900 oC

sua resistência mecânica é aceitável. A

composição química deste material é dada na

Tabela 2.

Tabela 2- Composição química do Inconel 600, %

Níquel (com Cobalto):

72,0(mín)

Cromo: 14,0 – 17,0

Ferro: 6,0 – 10,0

Manganês: 1,0 (max.)

Carbono: 0,15 (max)

Cobre : 0,5 (max)

Silício: 0,5 (max.)

Enxofre: 0,015 (max.)

Os tubos são laminados dentro das chapas

tubulares, soldados ao revestimento primário e

apoiados nas placas suportes espaçadas em

intervalos regulares.

II.2. FABRICAÇÃO E TESTES

A seleção de aços para as paredes que estão

sujeitas à pressão total do sistema é feita com

atenção especial às propriedades mecânicas

requeridas, boa soldabilidade e adequada

resistência ao envelhecimento.

Todas as paredes que têm a função também de

suportar cargas são sujeitas a testes destrutivos

de amostras do seu material. Além disso, são

feitos também teste ultra-sônicos para verificação

da homogeneidade do material. De acordo com as


circunstâncias, todas as conexões soldadas são

examinadas com raios X ou ultra-som. As soldas

podem ser testadas também, usando-se o método

dos líquidos penetrantes, que verifica, por

exemplo, nas soldas dos tubos no espelho do

gerador de vapor, a existência de fissuras ou

alguma porosidade. As soldas podem ser também

testadas para verificação de impermeabilidade.

Para garantir segurança adicional contra perda de

selagem entre o circuito primário e os sistemas

convencionais do lado secundário, os tubos são

expandidos e soldados.

As únicas conexões flangeadas existentes são

aquelas das aberturas para inspeções.

O lado primário do gerador de vapor é arranjado

de tal forma a evitar-se, tanto quanto possível,

locais inacessíveis nos quais haja a possibilidade

de deposição de produtos de fissão e de corrosão

ativados. As conexões para drenos são instaladas

nos pontos mais baixos, para possibilitar a

drenagem final das câmaras de entrada e saída

de refrigerante.

Os bocais de entrada de água de alimentação

possuem luvas térmicas, para reduzir os esforços

térmicos causados por uma injeção de água fria,

sob uma condição extrema de operação ou

durante maus funcionamentos.

As câmaras de entrada e saída do refrigerante

possuem aberturas para permitir inspeções

internas, como parte de um programa de teste em

serviço. O lado secundário possui também uma

abertura para inspeção, semelhante à do primário.

Existem também, na carcaça, acima do espelho,

diversas pequenas aberturas para permitir a

inspeção do espelho e do feixe tubular.

II.3. ÁGUA DE ALIMENTAÇÃO

A qualidade da água desmineralizada necessária

para a alimentação do Gerador de Vapor

geralmente é similar àquela utilizada em caldeiras

aquotubulares convencionais. Contudo uma

diferença significativa pode ser notada em

conseqüência do uso da liga Inconel 600, pois

este material apresenta boa compatibilidade em

meio à água tanto no circuito primário quanto no

secundário de um GV operando junto a um reator

PWR. Entretanto alguns problemas associado

com a presença de oxigênio dissolvido tem sido

verificado, razão pelo qual limita-se sua

concentração abaixo de 5 ppb.


A manutenção preditiva consiste do

acompanhamento da condição e/ou desempenho

do equipamento através da análise do

comportamento de parâmetros representativos da

situação do equipamento.

A geração e transporte de produtos corrosivos no

dreno da água de alimentação e nos sistemas de

condensado em uma planta de potência nuclear

PWR, resulta na formação de depósitos no circuito

secundário dos GVs. Estes depósitos podem

aumentas o potencial de corrosão no material dos

tubos constituídos de liga a base de níquel,

causando restrições no fluxo e aumentando a

perda de carga através das placas suportes dos

tubos, reduzindo a taxa de transferência de calor.

Assim em linhas gerais a manutenção preditiva

tem o objetivo de monitorar as deposições de


materiais e os efeitos da corrosão na operação e

integridade do GV, coletando amostras de

eventuais depósitos e propondo ações para

reduzir este efeito nocivo.


A prevenção de formação das impurezas tem a

finalidade de evitar a deposição de impurezas e

materiais corrosivos no circuito secundário dos GV

que podem comprometer a integridade da

interface entre circuito primário e secundário.

A manutenção preventiva é feita através da

limpeza química do GV cuja finalidade é de retirar

compostos insolúveis agregados na superfície de

troca térmica que se acumulam devido a alta

vazão de água de alimentação durante a vida útil

do GV.

O primeiro passo da lavagem é o jateamento com

água quente empregnada com produtos próprios

Em seguida é feito o preenchimento do CV com

água de alimentação até poucos centímetros

abaixo do espelho superior do equipamento e

preencher o espaço restante com nitrogênio. .4

água é mantida a 93 °C e periodicamente

analisada até as condições de equilíbrio serem

alcançadas.


O principal problema associado aos Geradores de

Vapor é o vazamento de tubos, que pode ser

causado por ação química ou mecânica ou uma

combinação das duas. Há quatro métodos de

detecção de vazamento dos tubos de um GV:

• Medição de radiação feita no ejetor de ar

do condensador da turbina, que indicará a

presença de qualquer traço de material

radioativo do refrigerante do reator

presente no secundário;

• Análise química e radioquímica do

condensador;

• Análise química e radioquímica da água

fervente.

A associação das condições acima indica que um

vazamento progressivo está ocorrendo. Assim,

quando um vazamento de tubo é detectado, a

instalação pode continuar a operação até que seja

alcançada a limitação técnica de tubos isolados,

que para o GV da Tabela 1 seria 20% do número

total de tubos.

Após a instalação ter sido retirada de serviço,

segue-se os procedimentos usuais para detecção

doa tubos com vazamento que incluem a

pressurização do circuito secundário e em seguida

a marcação dos tubos danificados. Após todos os

tubos terem sido identificados a localização axial

dos vazamentos podem ser feitos com ultra-

sonografia ou teste “eddy current”, Isto é

necessário para determinar a região do GV onde o

vazamento se formou para que práticas

operacionais posteriores possam ser corrigidas.


De maneira geral, a vida útil de um GV varia de 8

a 10 anos a 100% de potência integrada, isto

corresponde a 70080 e 87600 horas de operação

ininterrupta. Embora se tenha notícia de unidades

que chegaram a operar 15 anos sem falha, o mais

comum é a faixa de 8 a 10 anos.


Entretanto, como as usinas nucleares não operam

de forma perfeitamente integrada, a vida útil

econômica dos geradores de vapor é

substancialmente maior, principalmente

considerando as atividades de manutenção

executadas neste período de não operação. Para

usinas que operam utilizando a água do mar, a

vida útil dos geradores de vapor é da ordem de 20

anos. Como exemplo temos a usina de Angra 1,

onde o gerador de vapor começou a operar a

1985 e será substituído em 2005. Para usinas que

utilizam água doce de rios ou lagos, a vida útil dos

geradores de vapor chega a alcançar 30 anos.

Desta maneira, sugere-se uma vida útil para os

geradores de vapor de 25 anos.

Recentemente problemas relacionados com a

degradação do Gerador de Vapor provocou a

parada prematura de três instalações nucleares.

Portanto a degradação dos materiais deve ser

controlada sistematicamente para garantir a

segurança e a viabilidade econômica a bom termo

das instalações de potência nuclear.

REFERÊNCIAS

[1] BABCOCK & WILCOX. STEAM-Its Generation

and use. New York, 1975.

[2] KAKAÇ, S. Boilers, Evaporators, and

Condenser. New York: Ed. J. Willey & Sons, 1991;

BEJAN, A. Transferência de Calor. São Paulo: Ed.

Edgard Blücher Ltda, 1996.

[3] EPRI – Eletric power Research Institute: Steam

Generator Project. Advanced Nuclear power

Iniciative. USA, 1999.

[4] EPRI – Eletric power Research Institute: Steam

Generator Project. Statistical Analysis of Steam

Generator Tube Degradation: Additional Topics.

USA, 2000.

[5] SANTOS, J.N. Materiais Metálicos não

Ferrosos. Itajubá: Escola Federal de Engenharia

de Itajubá, 1991, 13p. (Notas de Aula).

[6] ELETRONUCLEAR S.A, Sistema de

Refrigeração do Reator (JE) – SBOUN-UNA II/III

No 0415.1. Angra dos Reis: Centro de

Treinamento e Simulador (CTAS), 1998, 34 p.

[7] FRANCO, C.V.R. Análise Térmica e

Econômica de Turbina a Gás de Ciclo Úmido.

Itajubá: EFEI, 1998, 137 p. (Dissertação de

Mestrado em Engenharia Mecânica).


Instalações de Recreação e Lazer

RESUMO

O presente texto procura definir sucintamente a

estrutura das Instalações de Recreação e Lazer

de uma central geradora, bem como, sua

manutenção e perspectiva de vida útil. Deve-se

ressaltar ainda sua contínua atualização e

modernização de acordo com novos regulamentos

e práticas esportivas, novos esportes e

novaslocações de suas modalidades. As

Instalações de Recreação e Lazer podem ser

definidas como edificações e arranjos

paisagísticos que procuram promover a

socialização do indivíduo no meio da comunidade

e com seu aspecto lúdico, distencionar este

indivíduo de sua rotina de trabalho. As instalações

devem primordialmente também promover a

integração do indivíduo com o meio ambiente

tanto para um contato propriamente físico como

potencializar suas informações e sensações

emocionais com a natureza. A importância do

lazer na vida moderna está em parceria com a

produtividade e com o bom gerenciamento

pessoal versus empresa, visando humanizar o

relacionamento social, minimizando e

harmonizando estes relacionamentos, evitando

embates, discórdias e busca de um objetivo

comum. A saúde física também é de capital

importância e o esporte e o lazer contribuem para

esta meta. A vida útil destas instalações

destinadas à recreação e lazer é estimada, nos

casos de edificações, em 30 anos, tempo

compatível ao de edificações residenciais. Quanto

a piscinas, quadras descobertas e campos de

futebol sua duração dependerá mais de sua

manutenção do que o próprio passar dos anos.

I. INTRODUÇÃO

A construção mais usual para recreação e esporte

é em geral um ginásio coberto. Ele facilita a

prática de diferentes esportes e recreações

diversas, tais como, festas, bailes, reuniões, entre

outras, como também os esportes tradicionais.

O ginásio é constituído de uma construção tipo

galpão, geralmente em estrutura metálica,

inclusive sua cobertura, com fechamento lateral.

Suas dimensões devem ser compatíveis com os

esportes de salão.

O ginásio pode ser ainda dotado de um palco para

apresentações e simpósios, localizado

preferencialmente, em uma de suas extremidades,

em piso mais elevado. A capacidade física para

acomodamento de público assistente deverá ser

compatível com a comunidade a que servirá.

As especificações do acabamento do ginásio

poderão variar de acordo com a região brasileira

em estiver sendo edificado, atendo-se às

disponibilidades financeiras do empreendedor.

Além disso, o ginásio deverá ser estudado quanto

a sua ventilação e isolamento térmico, na


dependência da região em for construído. As

coberturas metálicas proporcionam grande troca

de calor entre o exterior e o interior, podendo caso

não estudado, inviabilizar do ponto de vista de

conforto, as práticas pelas quais ele foi destinado.

A iluminação artificial do ginásio deverá ser

projetada para aproveitar o mais possível a luz

solar com seu eixo longitudinal locado na direção

norte/sul, devendo ser projetada com cuidado

especial para as práticas esportivas, não se

descuidando da locação dos refletores com

finalidade de se evitar reflexos inconvenientes.

Seus vestiários deverão ser arejados e com boa

iluminação, dispondo-se de roupeiros com

armários individualizados e chuveiros, em número

suficiente para os atletas.

Os equipamentos esportivos, tais como, traves,

suportes, mastros, etc. devem ter suas bases

devidamente ancoradas e fixadas de acordo com

as especificações dos fabricantes e as normas

das entidades reguladoras de esportes. Também

as marcações da quadra devem ser

rigorosamente observadas para se adequar as

competições das diversas modalidades

esportivas.

O local destinado a platéia poderá possuir

arquibancada com capacidade suficiente para os

assistentes esperados e condições estruturais

seguras. Deverá também ter instalações sanitárias

compatíveis com o número desses assistentes.

O acesso do público deverá ser particularmente

estudado para casos de emergência visando a

rápida saída do público em segurança.

A acústica será projetada com finalidade de se

evitar ecos e reverberações.

A prática de esporte e recreação aquática é de

grande importância tanto para o cultual físico

quanto para o mental. A primeira instalação que é

lembrada é uma piscina, sendo facilitada pela

variedade de materiais de construção disponíveis.

As piscinas podem ser olímpicas ou semi

olímpicas. Em qualquer caso devem atender tanto

as práticas de uso geral, como de competições.

Uma piscina olímpica deverá ter a dimensão de 50

x 25 metros e a semi olímpica 25 x 12 metros. Sua

profundidade em ambos os casos deverá ser 1,2

metros. É importante observar esta profundidade

pelo motivo de segurança, pois estas piscinas

serão também utilizadas para o aprendizado e

para provas contra o cronômetro.

Os mais diversos tipos de materiais de construção

das piscinas atualmente empregados oferecem

eficiência e segurança, mas, dependendo da

região um estudo mais apurado deverá ser feito,

visando tanto seu custo inicial quanto sua

manutenção.

O equipamento de tratamento da água é

importantíssimo. Deverá ser compatível com a

capacidade volumétrica da piscina e com a

qualidade da água disponível para sua utilização.


A manutenção da qualidade da água deverá ser

feita por pessoal treinado, tendo em vista a

eventual transmissão de doenças diversas.

O local de construção da piscina deverá ser

especialmente escolhido afim de se obter um

perfeito insolamento, devendo distanciar-se de

árvores para que suas folhas não caiam na

piscina, dificultando com isso sua manutenção.

Em torno de perímetro deverá ser providenciado

piso anti-derrapante e impermeável, devendo

ainda ser isolada contra a entrada de animais

domésticos e crianças pequenas.

Dependendo da região, o aquecimento poderá ser

estudado para sua utilização durante todas as

estações do ano. Atualmente, o aquecimento é

feito através do uso de energia solar, tendo-se

observado uma economia substancial de gastos,

utilizando-se para isso uma bomba de calor. Seu

funcionamento é idêntico a de um refrigerador

doméstico, tendo seu fluxo de trabalho invertido.

Para a prática de saltos ornamentais utilizam-se

piscinas especialmente dimensionadas para esta

modalidade, com profundidade maior.

O revestimento da piscina varia conforme sua

tipologia de construção. A piscina de concreto

utiliza-se de cerâmica esmaltada tipo azulejo. A de

rezina estrutural utiliza o próprio material como

acabamento. A bolsa contenedora da piscina de

vinil é o seu próprio acabamento.

Podem ser utilizados também diversos acessórios

complementares tanto para uma simples atividade

lúdica, quanto para outros esportes de competição

(pólo aquático, volei aquático e outros).

Ao lado da piscina deverá ser construída uma

ducha com chuveiro de alta pressão para que os

banhistas possam retirar o excesso de suor,

evitando ainda choque térmico quando entrar na

água.

A iluminação artificial da piscina, tanto dentro,

como em volta, é desejável, mas não

indispensável.

Outra instalação muito difundida é a sauna.

Existem diversos equipamentos disponíveis no

mercado e sua escolha deverá ser a critério do

planejador das instalações.

Outra atividade muito interessante para ser

proporcionada a uma comunidade é uma área de

pesca, vulgarmente conhecida como “pesqueiro”.

Dependendo da região um simples pier de

madeira, com uma simples cobertura e uma ceva

adequada podem oferecer horas de descontração

e deleite tanto para adultos quanto para crianças.

Não se dispondo de rios, represas ou lagoas nas

proximidades das instalações, pode-se construir

ainda pequenos açudes, de custos reduzidos. O

retorno poderá ser altamente compensador aos

usuários.

Caso seja disponibilizado alguma mata ou capão,

é recomendável a prática de atividades tanto

esportivas quanto voltada para estudos de


observação e instrução a respeito do meio

ambiente.

Um varandão com churrasqueira é altamente

desejável. O congraçamento de seres humanos é

intrínseco a sua natureza biológica. O estilo desta

instalação deve-se procurar um bom arejamento e

praticidade de sua arquitetura, e seguir o modelo

regional. Deve ter uma churrasqueira, é claro, mas

também ter disponibilidade de copa e

armazenamento de alimentos.

Uma área de recreação e lazer um campo de

futebol é de desejo de todos. O campo de futebol

é de fácil construção, sendo o mais custoso em

quase todos os casos a sua terraplanagem. É de

bom critério escolher um local que facilite esta

obra e também tenha boa drenagem. Se for

desejado o plantio de grama poderá ser feito

utilizando-se a grama natural da região que já está

aclimatada ao meio ambiente. O sentido da

orientação deverá ser longitudinalmente norte/sul

para evitar reflexo da luz do sol no sentido

ataque/defesa. Para o futebol dito “society” as

especificações são as mesmas mas variando-se

as dimensões do campo.

Esportes tais como voley, peteca, basquete,

futebol de salão, podem ser disputados em

quadras ao tempo, mas neste caso, outros

procedimentos devem ser observados, tais como

o piso da quadra ter revestimento impermeável e

ante-derrapante, alambrado e a orientação

sempre no rumo norte/sul. A construção destas

quadras devem ser realizada sobre terraplanagem

bem estabilizada e drenada, com o adensamento

em camadas e niveladas. As lajes do piso deverão

possuir uma ferragem mínima, resguardando de

fissuramento, em quadros suficientes e

revestimento posterior.

II. MANUTENÇÃO

A manutenção das instalações de recreação e

lazer é primordial tanto para sua utilização normal

quanto a sua duração.

As piscinas devem ser anualmente testadas

quanto a sua impermeabilidade, eventuais fissuras

e queda ou defeitos de seu revestimento. O

equipamento de tratamento da água deve ter

manutenção preventiva e o filtro renovado o

material filtrante.

No campo de futebol geralmente exige mais

cuidado é a grama que deverá ser aparada nas

devidas ocasiões. Esta poda é de vital para as

gramíneas, porque reforça seu ciclo vital. A rega

deverá ser na estação seca com uma quantidade

de água equivalente a uma altura hipotética de

30mm por dia. Na estação chuvosa somente se as

chuvas se espaçarem em demasia será

necessária alguma rega, e esta em volume bem

reduzido.

Nas quadras a descoberto a manutenção é bem

simplificada. Resume-se a eventuais lavagem do

piso, renovação das marcações e pintura de

mastros, traves, suportes metálicos e alambrado,

se houver. Se houver iluminação artificial, os

reflectores devem ser examinados em relação a

seus focos e fixações.

Os varandões das churrasqueiras devem ser

realizadas manutenções equivalentes as

realizadas em galpões abertos, como revisão


anual da cobertura e sua estrutura, verificação das

redes hidráulica e elétrica e na churrasqueira a

limpeza dos braseiros e chaminés.

Nas matas ou capões, deve-se anualmente

desmatar os aceiros de proteção contra incêndios

e as trilhas renovadas suas marcações.

As áreas de pesca em suas instalações, apesar

de serem simples, devem ser inspecionadas mais

em relação a sua segurança, evitando-se

acidentes com seus usuários. A ceva deverá ser

em quantidade compatível com a sua fauna e

sempre sub-aquática para não tornar-se

chamarisco de espécies terrestres. A pesca

deverá ser dimensionada em uma quantidade que

permita a renovação das espécies naturais ou

adicionadas, se possível com orientação de

técnicos. Durante a desova (piracema) a pesca

deve ser totalmente interrompida, este

procedimento é de importância para a renovação

dos peixes.

Nos ginásios cobertos a manutenção das

instalações elétricas e hidráulica é de segurança,

pois trata-se de local confinado e eventualmente

com grande afluência de público. Sua cobertura,

devido ao seu pé direito bastante elevado, torna-

se custosa e portanto deverá ser feita de uma só

vez, procurando-se não adiar troca e conserto dos

materiais e peças.


A vida útil destas instalações destinadas à

recreação e lazer é estimada, nos casos de

edificações, em mais de trinta anos, tempo

compatível ao de edificações residenciais. Quanto

a piscinas, quadras descobertas e campos de

futebol sua duração dependerá mais de sua

manutenção do que o próprio passar dos anos.

REFERÊNCIAS





1987.


Luminária

RESUMO

A luminária é todo aparelho capaz de distribuir,

filtrar e controlar a luz gerada por uma ou mais

fonte de luz artificial (lâmpadas) e que contenha

todos os equipamentos e acessórios necessários

para fixação e proteção destas lâmpadas. Estas

luminárias deverão possuir os seguintes requisitos

básicos: proporcionar suporte e conexão elétrica à

lâmpada ou às lâmpadas; orientação adequada do

fluxo luminoso sobre o plano de trabalho; alto

rendimento, passando ao ambiente o máximo do

fluxo luminoso que a lâmpada emite; facilidade de

manutenção; boa conservação do fluxo luminoso

no decorrer da utilização; manter a temperatura de

operação da lâmpada dentro dos limites

estabelecidos; possuir uma aparência agradável.

As luminárias podem ser classificados segundo os

mais diversos critérios: distribuição do fluxo

luminoso (luminárias diretas, indiretas, semi-

diretas), grau de proteção contra poeira e umidade

(luminária sem proteção, proteção contra gotas de

água, etc.), tipo de lâmpada a ser empregada

(incandescente, fluorescente, etc), finalidade da

sua utilização (comercial, industrial, residencial,

iluminação pública) e método de fixação

(embutida, semi-embutida, suspensa). A redução

na expectativa de vida da luminária se dará devido

à deterioração da pintura em função do tempo de

utilização. A expectativa de vida útil das luminárias

é de 15 anos.

I. INTRODUÇÃO

As luminárias são equipamentos que recebem a

fonte de luz artificial proveniente das lâmpadas e

modificam a distribuição espacial do fluxo

luminoso produzido pela mesma.

O tipo e potência da lâmpada a ser utilizada no

sistema de iluminação será dependente do

rendimento de uma luminária, que é definido como

a razão entre o fluxo luminoso (direto e indireto)

fornecido pela luminária e o fluxo luminoso total

emitido pelas lâmpadas contidas na mesma.


As partes principais da luminária são descritos

com maior detalhamento no próximo item:

• Receptáculo para a fonte luminosa;

• Dispositivos para modificar a distribuição

espacial do fluxo luminoso emitido pela

fonte luminosa (refletores, refratores,

difusores, colméias, etc.);

• A carcaça, órgãos acessórios e de

complementação.

Para cada ambiente de utilização deve-se adotar

diferentes tipos de luminárias.



III.1. RECEPTÁCULO PARA A FONTE LUMINOSA

Trata-se do elemento de fixação, que funciona

como contato elétrico entre o circuito de

alimentação externo e a lâmpada. Os mais

comuns são os soquetes tipo rosca. Pode-se

também encontrar soquetes tipo baioneta, de

pinos, etc. A forma do dispositivo de fixação

dependerá, exclusivamente, do tipo de lâmpada a

ser utilizada na luminária.

Geralmente as partes isolantes são feitas de

porcelana vitrificada, e as partes condutoras

deverão ser de latão, e as que possuem efeito de

mola, de bronze fosforoso. No caso da utilização

de lâmpadas de descarga, cujo processo de

partida é realizado por sobretensões elevadas,

deve-se tomar um cuidado especial no isolamento

elétrico do receptáculo.

Além da resistência à temperatura de

funcionamento, deve-se verificar a estabilidade da

fixação do sistema lâmpada/receptáculo quando a

luminária estiver sujeita a intensas vibrações

mecânicas, o que obrigará a utilização de soquete

do tipo antivibratório.

III.2. DISPOSITIVOS PARA MODIFICAÇÃO

ESPACIAL DO FLUXO LUMINOSO EMITIDO PELA

FONTE

São os equipamentos que se destinam a orientar

o fluxo luminoso da lâmpada na direção desejada.

Poderão ser utilizados refletores, refratores,

difusores, prismas, lentes e colméias.

Refletor, é o dispositivo que serve para modificar a

distribuição espacial do fluxo luminoso de uma

fonte, utilizando essencialmente o fenômeno da

reflexão especular Os perfis de refletores mais

utilizados são os circulares, os parabólicos, os

elípticos e os de formas especiais normalmente

assimétricos. Cada um deles possui sua aplicação

específica, conforme apresentado na Figura 1.

Figura 1 – Aplicação dos perfis básicos dos refletores.

Os refletores podem ser fabricados com vidro ou

plásticos espelhados, alumínio polido, chapa de

aço esmaltada ou pintada de branco. O vidro

espelhado, apesar da alta refletância, é pouco

utilizado devido à sua fragilidade, ao peso elevado

e ao custo. O alumínio polido é uma boa opção

pois possuem alta refletância e uma razoável

resistência mecânica, peso reduzido e custo

relativamente baixo.

O polimento da chapa de alumínio poderá ser por

processo mecânico (escova rotativa), químico ou

eletroquímico. Esses dois últimos processos,

apesar de exigirem maior tecnologia na produção,

são os mais indicados, pois proporcionam

superfícies de maior refletância. Depois de polido,

o refletor de alumínio deve ser anodizado, em sua

cor natural, o que provocará a formação sobre o

mesmo de uma camada protetora transparente

bastante dura. Entretanto a anodização do

alumínio provoca dois inconvenientes: baixa sua

refletância e diminui sua resistência ao calor


Quanto maior a espessura da camada de

anodização, maior a perda de refletância e menor

a sua resistência à temperatura.

Muitos dos refletores atuais de elevado

rendimento são construídos usando chapas pré-

fabricadas de alumínio de alto brilho, fornecidas

por firmas especializadas.

Outro processo de acabamento e proteção dos

refletores é a cobertura vitrificada, isto é,

recobrimento superficial, através de uma película

de sílica transparente, flexível, bastante lisa, dos

refletores de alumínio utilizados em sistemas de

iluminação, tendo em vista sua proteção contra

agentes agressivos ambientais, além de possuir

uma maior facilidade de limpeza das peças e

menor adesão de contaminantes.

Os refletores de chapa esmaltada são indicados

para luminárias de facho aberto, com distribuição

ampla do fluxo Luminoso e montadas em locais

onde existam agentes agressivos. São

extremamente resistentes à maioria dos agentes

químicos, sendo sua pintura extremamente frágil

ao impacto.

Os refletores de chapa pintada são os mais

baratos. Possuem uma refletância difusa e são

utilizados especialmente na iluminação com

lâmpadas tubulares fluorescente instalados em

locais onde não existam agentes agressivos.

O projeto inicial do perfil dos refletores baseia-se

nos princípios e leis da ótica, devendo levar em

conta, as dimensões da fonte luminosa, e verificar

se a área externa da luminária é suficiente para

dissipar a potência elétrica transformada em calor

na lâmpada e nos equipamentos auxiliares anexos

à luminária. O perfil do refletor deve ser estudado

de tal forma que o fluxo luminoso e o calor

refletidos evitem a lâmpada, para não serem

reabsorvidos pelo bulbo. Isso é especialmente

importante nas lâmpadas de vapor de sódio, que

poderiam ter aumento excessivo na sua tensão

elétrica de arco com a conseqüente diminuição de

sua vida útil

Os refratores e lentes são dispositivos que

modificam a distribuição do fluxo luminoso de uma

fonte utilizando o fenômeno da transmitância. Em

muitas luminárias esses dispositivos têm como

finalidade principal a vedação da luminária,

protegendo os órgãos internos contra poeira,

chuva, poluição e impactos, como no caso das

luminárias que utilizam vidro plano frontal

temperado à prova de choques térmicos e

mecânicos.

Os refratores e lentes são feitos em vidro duro

temperado, tipo borossilicato ou plásticos

especiais, para suportarem os impactos

mecânicos e esforços térmicos a que estarão

submetidos. Deve-se verificar sua resistência às

radiações ultravioletas, que provocam

amarelamento e trinca. Os refratores e lentes de

vidro funcionam também como eficientes filtros

protegendo o ambiente das radiações ultravioletas

emitidas por alguns modelos de lâmpadas

halógenas e de iodeto metálico.

Os difusores são elementos translúcidos, foscos

ou leitosos, colocados em frente à lâmpada com a

finalidade de diminuir sua luminância, reduzindo

as possibilidades de ofuscamento.


As colméias funcionam como refletores

especulares, como difusores, como defletores ou

como absorvedores de fluxo luminoso disperso,

quando se desejam luminárias com maior controle

do facho luminoso ou em locais onde existam

problemas de ofuscamento.

III.3. CARCAÇA, PEÇAS DE FIXAÇÃO E DE

COMPLEMENTAÇÃO

As estruturas básicas das luminárias podem ser

fabricadas de diversos materiais. Nas luminárias

para lâmpadas fluorescentes, de projeto

simplificado, a carcaça é o próprio refletor, de

chapa de aço, com acabamento em tinta

esmaltada.

Nas luminárias para uso ao tempo ou para

funcionar em ambientes úmidos, dá-se preferência

às carcaças de alumínio sob a forma de chapas e

fundição ou plásticos de engenharia (cloreto

polivinílico, acrílico-metacrilato de metila,

policarbonato) devidamente estabilizados contra

as radiações.

Existem fortes restrições ecológicas à construção

de estruturas de luminárias com poliéster

reforçado com fibra de vidro devido à dificuldade

de sua futura reciclagem e sua baixa durabilidade

quando expostas diretamente a radiações

externas.

No caso de luminárias herméticas, à prova d’água

e vapores, deve se ter cuidado com relação às

juntas e gaxetas de vedação, no que tange à

resistência às intempéries, a temperatura e ao

envelhecimento. No caso das gaxetas dos

sistemas de acesso às lâmpadas, é recomendado

a utilização de borracha de silicone.

As peças acessórias, parafusos, suportes, etc.,

poderão ser de alumínio, aço (protegido por

galvanização eletrolítica seguida de

bicromatização), aço inox ou latão estanhado (em

produtos a serem utilizados sob a ação da brisa

próxima às praias marítimas).

Deve-se evitar numa mesma luminária a utilização

de materiais metálicos diferentes em contato

intimo, visto haver a possibilidade de corrosão

eletroquímica quando a mesma é utilizada em

ambientes úmidos, agressivos.

III.4. MANUTENÇÃO DO FLUXO LUMINOSO

A iluminância obtida sobre o plano de trabalho vai

normalmente sendo diminuída com o tempo de

utilização do sistema de iluminação. Essa

depreciação do fluxo luminoso emitido pela

luminária é devido a:

• Depreciação da reflectância e

transmitãncia da luminária;

• Penetração de poeira e outros agentes

contaminantes no sistema ótico;

• Diminuição do fluxo luminoso das

lâmpadas durante sua vida;

• Acúmulo de contaminantes sobre a parte

externa da lente.

Para se obter uma melhor manutenção do fluxo

luminoso das luminárias deve-se realizar os

seguintes procedimentos:

• Nas luminárias abertas permitir uma

aeração suficiente para que as correntes

de convecção do ar arrastem consigo as


partículas de poeira, mantendo o refletor

mais limpo.

• Nas luminárias fechadas utilizar filtros nos

pontos de aeração que permitam a entrada

de ar da luminária sem a entrada de

contaminantes no sistema ótico. Para tal

finalidade são recomendados os filtros de

carvão ativado, bem mais eficientes que os

de feltro ou de metal sinterizado.

III.5. GRAU DE PROTEÇÃO CONTRA AGENTES

EXTERIORES

As luminárias, devem ser construídas para

suportar determinadas condições de trabalho em

termos de penetração de corpos estranhos,

vedação a insetos, poeiras, água e resistência a

determinados impactos e danos mecânicos. Essas

características, que dependem da utilização das

luminárias, são definidas pelo seu Grau de

proteção IP (ingress protection). É dado por 3

numerais, que definem em ordem consecutiva os

graus de proteção das diversas partes do

equipamento em relação à penetração de corpos

à líquidos e sua resistência ao impacto.

Deve se ter um cuidado especial na especificação

de luminárias para trabalho em ambientes

contaminados com gases, vapores, pós, poeiras e

grãos explosivos.


Os custos da manutenção das luminárias

corresponde numa importante parcela dos gastos

de um sistema elétrico. Em muitos casos, além

dos custos diretos de manutenção, tem-se o

indireto causado pela redução do nível de

produção. Na iluminação pública, por exemplo, o

custo da mão-de-obra de troca de uma lâmpada

corresponde ao preço de diversas lâmpadas. Em

muitos galpões industriais o acesso às luminárias

é proporcionado pelas pontes rolantes que,

fazendo parte do processo de produção, não

estão sempre disponíveis. Daí ser recomendada a

troca rápida, total da luminária, sendo sua

manutenção executada na oficina.


A redução na expectativa de vida da luminária se

dará devido à deterioração da pintura em função

do tempo de utilização. Finalmente, pode-se dizer

que a vida útil das luminárias está em torno de 15

anos.

REFERÊNCIAS

[1] ABNT / IEC 598 Parte1 – Luminárias requisitos

gerais e ensaios.

[2] ABNT / IEC 598 Parte2 – Luminárias para

Iluminação pública - requisitos.

[3] Moreira, V. A. Iluminação Elétrica, Editora

Edgard Blucher Ltda, 1999.


Medidor

RESUMO

A medição de energia elétrica é sem dúvida um

dos pontos mais importantes dentro do sistema

elétrico, seja para o controle e operação do

próprio sistema ou particularmente e

principalmente, para o faturamento da energia

consumida. A precisão dos equipamentos usados

para a medição de energia elétrica torna-se

portanto um fator de extrema importância.

Dependendo da aplicação e do custo, as

concessionárias de energia elétrica podem optar

por usar medidores eletromecânicos ou

eletrônicos. Enquanto os medidores eletrônicos

usam o processo de conversão de sinais

analógico/digital, incluindo vários recursos

tecnológicos existentes, os eletromecânicos se

baseiam nos princípios e fenômenos de indução

eletromagnética. Devido a grande diversidade de

recursos integrados em um mesmo equipamento

e principalmente à precisão, os medidores

eletrônicos acabarão por substituir o uso dos

medidores eletromecânicos. O custo, por ora,

ainda é um fator limitante, principalmente para os

numerosos e pequenos consumidores

monofásicos. Apesar das diferenças existentes

entre os medidores eletromecânicos e eletrônicos,

as condições de operação e instalação são

semelhantes. O desgaste resultante que as partes

componentes dos mesmos sofrem representa um

fator determinante na vida útil desses

equipamentos. A manutenção, particularmente,

restringe-se basicamente à manutenção corretiva.

Baseando-se em índices de concessionárias e

fabricantes, pode-se estimar a vida útil econômica

dos medidores de um modo geral como sendo de

25 anos.

I. INTRODUÇÃO

Os medidores de energia elétrica podem ser

eletromecânicos ou eletrônicos. Os

eletromecânicos se baseiam nos princípios e

fenômenos de indução eletromagnética, enquanto

os eletrônicos usam o processo de conversão de

sinais analógico/digital, incluindo vários recursos

tecnológicos existentes. Os medidores eletrônicos

possuem a grande vantagem de integrarem em

um único equipamento diversas características de

medição, enquanto que os medidores

eletromecânicos possuem diversos modelos para

atender a cada aplicação específica. Além disso,

os medidores eletrônicos oferecem uma classe de

precisão muito superior se comparado com os

medidores eletromecânicos. Contudo, o custo dos

medidores eletrônicos não justifica, por ora, sua

aplicação em pequenos consumidores, sendo

empregado principalmente em consumidores de

grande porte, como indústrias ou pontos de

medição de grandes blocos de energia, como

subestações.

II. MEDIDOR ELETRO-MECÂNICO



O medidor tipo indução é empregado em corrente

alternada para medir a energia elétrica absorvida

por uma carga. A figura 1, a seguir, apresenta o

circuito básico de um medidor eletromecânico com

suas partes componentes.

Bp

Bc Bc

Imã

Disco

Núcleo Figura 1 – Circuito básico de um medidor

eletromecânico

As partes componentes básicas de um medidor

eletromecânico são:

• Bobina de Potencial: bobina de alta

indutância ligada em paralelo com a carga,

sendo formada por várias espiras de fio

fino de cobre.

• Bobina de Corrente: possui poucas espiras

de fio grosso de cobre, sendo ligada em

série com a carga.

• Núcleo: formado por lâminas justapostas,

isoladas uma das outras, de material

magnético – geralmente ferro-silício, de

modo a reduzir as perdas por correntes de

Foucalt.

• Rotor (Disco): construído com alumínio de

alta condutividade, com grau de liberdade

para girar em torno de um eixo de

suspensão. Neste mesmo eixo existe um

parafuso ou rosca sem-fim que aciona um

sistema mecânico de engrenagens que

registra a energia elétrica consumida em

um mostrador.

• Imã Permanente: usado para produzir um

conjugado frenador ou de amortecimento

sobre o disco.

Devido aos fenômenos eletromagnéticos, um

conjugado motor originado no disco fará com que

o mesmo gire. Este conjugado é dado por:

θ⋅⋅⋅= cosIVkCm

sendo:

k – constante

V – tensão eficaz proporcional ao fluxo ϕv

I – corrente eficaz proporcional ao fluxo ϕ i

θ - ângulo entre a tensão e a corrente

ϕv e ϕ i – fluxos de tensão e corrente

II.2. INFLUÊNCIAS EXTERNAS

Dentre as principais caracteristicas externas que

podem influir no funcionamento e precisão de um

medidor eletromecânico pode-se destacar:

• Variações de temperatura ambiente

• Variações da tensão da rede

• Variações da freqüência da rede

• Campos magnéticos externos

• Distorções na forma de onda

Estas características devem ser levadas em conta

nos resultados obtidos da calibração de

medidores eletromecânicos.

II.3. CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS

Um medidor eletromecânico possui diversas

partes componentes, a saber:


• Armação: estrutura fabricada em liga de

alumínio-silício destinada a fixar as demais

partes do medidor.

• Base: recebe a fixação da armação e do

bloco de terminais.

• Bloco de terminais: possui os terminais

usados para a conexão dos fios de entrada

da rede e de saída para a instalação.

• Núcleos de Tensão e Corrente: formam,

juntamente com as bobinas de tensão (Bp)

e corrente (Bc), os eletroímãs de tensão e

corrente, respectivamente, conforme

Figura 1.

• Elemento Móvel: é o rotor ou dico. Possui

algumas marcas usadas para leitura do

número de rotações. O número de

rotações dado pelo disco é proporcional ao

consumo.

• Freio Magnético: formado por dois imãs

permanentes que atuam magneticamente

sobre o disco de modo a manter a

velocidade do mesmo rigorosamente

proporcional à potência solicitada pela

carga.

• Mancais: conjunto de peças destinadas a

manter o elemento móvel em posição ideal

entre os eletroímãs de corrente e tensão,

permitindo a sua rotação.

• Registrador: constituído por um conjunto

de engrenagens acopladas ao eixo do

disco, que aciona cilindros, indicando o

consumo de energia solicitado pela carga.

• Tampa Principal: tem a finalidade de cobrir

e proteger a estrutura de todas as peças

nela montada.

• Tampa do Bloco de Terminais: destinada a

cobrir e proteger o bloco de terminais.

Dependendo da aplicação e das necessidades,

pode ser necessário o uso de alguns acessórios

adicionais, como:

• Catraca Mecânica: impede o movimento

inverso do elemento móvel, originado por

inversões do fluxo de energia. Usado em

medidores de energia reativa.

• Sensor Óptico: converte o movimento de

rotação do disco em um trem de pulsos

cuja freqüência é proporcional à

velocidade angular de rotação do mesmo.

• Emissor de Pulsos: envia pulsos a uma

taxa proporcional à velocidade de rotação

do disco que são lidos para contabilizar o

número de rotações do disco.

• Indicador de Falha de Fase: LEDs que

detectam a ausência de fluxo em cada

bobina de tensão.

II.4. CLASSIFICAÇÃO

Um medidor eletromecânico de energia pode ser

classificado de acordo com suas características

que serão abordadas a seguir.

II.4.1. Tipo de Energia a ser Medida

Divide-se em dois tipos principais:

• Medidor de Energia Ativa (kWh)

• Medidor de Energia Reativa (kWh)

II.4.2. Número de Elementos / Fios

Divide-se em:

• Medidores Monofásicos: possuem apenas

um elemento motor, ou disco. Usados em

consumidores de baixo consumo.

• Medidores Polifásicos: possuem 2 ou 3

elementos motores. Utilizados em grandes

consumidores, tais como lojas, indústrias...


Podem ainda ser subdivididos de acordo com a

entrada da rede.

II.4.3. Tipo de Ligação à Carga

São de dois tipos principais:

• Medidores Diretos: ligados diretamente à

carga, medindo toda a energia consumida.

• Medidores Indiretos: ligados através de

TP´s – Transformadores de Potencial, e

TC´s – Transformadores de Corrente.

II.4.4. Medidores Especiais

Nesta categoria, estão incluídos os medidores de

dupla tarifa, medidores classe 1, medidores de

painel, medidores com acessórios, dentre outros.

III. MEDIDOR ELETRÔNICO

III.1. CARACTERÍSTICAS

Na especificação de um medidor eletrônico devem

ser consideradas basicamente as seguintes

características:

• Formato

• Dimensões

• Medição – Direta ou Indireta

• Ligação – Y ou ∆

• Valores de entrada – Tensão, Corrente

nominal (máxima), Frequência

• Precisão – classe de precisão X%

• Burdens – carga por elemento

• Faixa de operação – temperatura,

umidade, tensão, corrente e frequência.

Outras características dependem das

necessidades específicas de cada aplicação.

III.2. APLICAÇÕES

Os medidores eletrônicos destinam-se

basicamente a duas aplicações principais:

• Fronteira: medidores de grande precisão –

classe 0.2S ou menor, instalados em

pontos de intercâmbio de grandes blocos

de energia, como subestações.

• Industrial: normalmente medidores de

precisão menor – classe 0.5S, com

recursos mais limitados, devido ao custo.

III.3. PRINCÍPIO DE MEDIÇÃO

A medição eletrônica é feita em duas etapas:

III.3.1. Amostragem

Cada entrada de tensão e corrente é amostrada

em pares, ou seja, simultaneamente.

O processo de conversão é mostrado no diagrama

em blocos da figura 2 abaixo.

MUX 1

SAMPLEAND

HOLD

SAMPLEAND

HOLD

MUX 2 CONVERSORA/D

V1, V2, V3

I1, I2, I3

Figura 2 – Diagrama em Blocos do ADC

Cada bloco tem a seguinte função:

• Mux 1: faz a seleção dos pares tensão e

corrente a serem convertidas.

• Sample and Hold: armazena a amostra de

tensão ou corrente.

• Mux 2: leva as amostras ora de tensão e

ora de corrente para o ADC.


• ADC: digitaliza os valores analógicos

amostrados, transformando-os em valores

binários – seqüência de bits.

III.3.2. Cálculo

O cálculo pode ser executado pelo próprio

microprocessador do medidor ou por um

processador de sinais digitais – DSP.

Para o cálculo faz-se uso da aproximação integral.

Assim, são utilizadas as seguintes aproximações:

• Valor Médio

∑=

⋅=n

1jjm v

n1

V

• Valor Eficaz

∑=

⋅=n

1j

2jef v

n1

V

• Potência Ativa

∑=

⋅⋅=n

1jjjA ie

n1

P

• Potência Aparente

∑∑==

⋅⋅⋅=⋅=n

1j

2j

n

1j

2jefefT i

n1

en1

IES

• Potência Reativa

2A

2TT PSQ −=

• Fator de Potência

T

A

SP

FP =

III.4. RECURSOS E FUNÇÕES

Através da parametrização do medidor, definem-

se os recursos a serem utilizados e as

características de operação desejadas para o

funcionamento do mesmo.

A parametrização depende muito do modelo do

medidor e do fabricante, mas basicamente pode

ser dividida em:

• Display: é a interface visual do medidor.

Através dele podem ser obtidas as leituras

de grandezas como energia, demanda, FP

dentre outras informações, sendo tudo

programável.

• Memória de Massa: tem a função de

armazenar os dados de energia medidos

para posterior leitura. É formatada de

acordo com o número de canais e o

intervalo de gravação programados, o que

irá determinar o tempo total de leitura

possível até encher a memória.

• Módulos de I/O: composta por chaves

eletrônicas que podem ser programadas,

por exemplo, para atuarem por um certo

período de tempo a partir de determinada

hora. Com isso, pode-se chavear bancos

de capacitores nos horários de pico, dentre

outras aplicações.

• Comunicação: define o tipo de interface

que será utilizada para a comunicação

remota com o medidor. Pode-se, assim,

obter dados e informações através de uma

interface serial padrão RS-232 e/ou

através de um modem. A própria

parametrização pode ser realizada

remotamente.

• Software: o próprio sistema de supervisão

e controle define bancos de dados e

configurações default que devem ser

parametrizadas de acordo com as

necessidades de cada aplicação.

Vários outros recursos existem em um medidor de

acordo com o modelo e fabricante, conforme já


frisados. Um recurso interessante que alguns

medidores têm é a Compensação das Perdas do

Sistema. Este recurso permite ao medidor,

mediante a entrada de alguns parâmetros do

sistema, adicionar ou subtrair as perdas do

sistema à medição de energia. Este recurso é útil

quando é mais econômico instalar o medidor num

ponto tal do sistema que é diferente do ponto de

faturamento contratual.

IV. AFERIÇÃO

A aferição de medidores tanto eletrônicos quanto

eletromecânicos é realizada da mesma forma.

Uma carga fantasma trifásica ou monofásica –

dependendo do tipo do medidor, é usada para

gerar sinais senoidais de corrente e tensão que

são injetados no medidor e em um padrão. O

padrão, através da sua leitura e da leitura do

medidor, calcula o erro percentual do medidor.

O erro é determinado para diversas condições de

carga, de modo a traçar um perfil fiel da precisão

do medidor, verificando se o mesmo está dentro

da sua classe de precisão específica.

V. MANUTENÇÃO PREDITIVA

Particularmente para os medidores eletrônicos,

existe um recurso de auto-teste que permite ao

mesmo realizar um auto-diagnóstico, avisando

localmente em um display ou remotamente

através de um modem, por exemplo, de condições

adversas de operação que podem resultar em

falhas ou imprecisão de leitura.

VI. MANUTENÇÃO PREVENTIVA

Devido às suas próprias características de

operação, os medidores são equipamentos que

devem operar continuamente. Somente no caso

de mau funcionamento, suspeita de fraude ou

reclamação dos consumidores, é que se justifica

normalmente realizar uma manutenção para

verificação da unidade.

No caso dos medidores eletromecânicos

instalados nos pontos de consumo, a NBR 8380

define algumas inspeções de caráter geral que

podem ser feitas:

• Inspeção visual do medidor e de suas

ligações, para verificar irregularidades que

impeçam o seu correto desempenho.

• Verificação de ocorrência de fraude, como

selos violados, alterações das ligações,

etc.

• Verificação da tensão de alimentação de

cada bobina de potencial do medidor. A

tensão de alimentação não deve diferir em

mais de 10% do valor da tensão de

calibração indicada pela empresa

concessionária.

• Verificação do comportamento do medidor

sem carga, isto é, apenas com as bobinas

de potencial ligadas. Nestas condições, o

elemento móvel do medidor não deve dar

uma rotação completa em quinze minutos.

• Verificação da existência de fuga de

corrente na instalação, ou outro defeito

que faça o elemento móvel girar sem

carga. Deve ser constatada a não

existência de fuga de corrente, isto é, o

elemento móvel do medidor não deve girar

continuamente.


A aferição pode ser feita com carga artificial

(fantasma) ou com a própria carga do consumidor.

Para as unidades instaladas nos pontos de

interligação entre empresas concessionárias de

energia elétrica, a política de manutenção

preventiva adotada depende de cada

concessionária.

No caso dos medidores eletrônicos, uma

verificação visual do equipamento e de suas

ligações é suficiente. Particularmente para a maior

parte dos modelos, existe um recurso de teste que

permite realizar uma aferição em campo dos

mesmos sem a necessidade de extração.

VII. MANUTENÇÃO CORRETIVA

A manutenção corretiva consiste em reparar as

unidades defeituosas ou simplesmente calibrá-las,

caso seja constatado um erro superior à classe do

medidor. Para medidores eletromecânicos, os

defeitos podem ocorrer em uma ou mais das

diversas partes componentes. No caso de mau

funcionamento, apenas alguns ajustes mecânicos,

como o aperto de alguns parafusos ou uma

simples limpeza da unidade, podem ser

suficientes para a correção do problema. De

acordo com a NBR 8380, se o erro do medidor de

energia ativa em serviço for superior a ±3,5%, já

incluída a tolerância admissível na apreciação dos

erros, o mesmo deve ser substituído.

No caso dos medidores eletrônicos, a própria

sofisticação tecnológica mostrada anteriormente,

permite aos mesmos um autodiagnóstico que

indique ao operador de um defeito em

determinado módulo do equipamento. Constatado

o defeito, basta trocar o módulo defeituoso por um

novo, em perfeito funcionamento.

VIII. VIDA ÚTIL ECONÔMICA

As características elétricas e construtivas de

medidores eletromecânicos e eletrônicos são bem

distintas, conforme visto. Enquanto os medidores

eletromecânicos empregam bobinas de potencial

e de corrente para a criação do conjugado motor

no disco, os medidores eletrônicos por sua vez

necessitam de um módulo com transformadores

de medida que compatibilizam níveis do sinal

analógico para a conversão A/D.

Contudo, as condições operativas são bem

semelhantes, pois a ligação de um medidor à rede

é a mesma, independentemente do mesmo ser

eletromecânico ou eletrônico. Como são

equipamentos que devem operar continuamente

uma vez instalados, as práticas de manutenção

consistem basicamente na manutenção corretiva,

bastando em grande parte dos casos uma simples

aferição e calibração, caso seja necessário.

O desgaste das partes componentes frente às

condições de operação e instalação é o principal

fator de influência na vida útil de medidores.

Considerando-se os índices de fabricantes e

concessionárias, pode-se estimar a vida útil

econômica dos medidores de um modo geral

como sendo de 25 anos.

REFERÊNCIAS

[1] Catálogos e documentos técnicos de

Fabricantes.


[2] Normas ABNT.

Motor de Combustão Interna

RESUMO

Os motores de combustão interna são usualmente

divididos em função do tipo de ignição em motores

de ciclo Otto ou de ciclo Diesel. Nos motores de

ciclo Otto, também chamados de motores de

explosão ou de ignição por centelha, a mescla

carburada do ar com o combustível é feita fora do

cilindro. Já nos de ciclo Diesel, também chamados

de motores de ignição por compressão, a mescla

se forma no interior do cilindro, ou seja, o ar puro

é aspirado e comprimido no cilindro até o tempo

final de compressão sendo, então, o combustível

injetado e, como a temperatura do ar neste

instante é maior do que a temperatura de ignição

do combustível, ocorre o fenômeno da

autoinflamação. As principais vantagens do ciclo

Otto com relação ao ciclo Diesel são: o custo de

fabricação é menor, não utilizam de bombas

injetoras de combustível, apresentam menor

relação peso/potência e também menores

vibrações, emitem na descarga um menor índice

de NOX e de fuligem (particulados). As principais

vantagens do ciclo Diesel com relação ao ciclo

Otto são: maior rendimento térmico por causa das

altas taxas de compressão, baixo consumo

específico de combustível, permitem o uso de

combustíveis de baixa volatibilidade (menor

custo), menor sensibilidade às variações

atmosféricas (temperatura, pressão e umidade do

ar), maior segurança de funcionamento pois não

dependem do sistema elétrico para o

funcionamento, não necessitando de baterias,

velas, platinados, etc, e menor emissão de

monóxido de carbono (CO). Para obter do motor

toda a vida útil de operação possível, as

atividades de manutenção são essenciais,

especialmente através de atividades como a

análise de vibrações (manutenção preditiva) e

pela correta observância dos procedimentos

relacionados com a manutenção preventiva, como

a correta lubrificação do motor. Considerando a

expectativa do número médio de horas de

operação dos motores de combustão interna e

considerando valores típicos de utilização, sugere-

se para estes equipamentos uma vida útil


I. INTRODUÇÃO

Os motores de combustão interna são usualmente

divididos em função do tipo de ignição:

• Motores de ciclo Otto, de explosão ou de

ignição por centelha: Neste tipo de motor a

mescla carburada do ar com o combustível

é feita fora do cilindro. Essa mescla ao ser

introduzida no cilindro, através da válvula

de sucção, é comprimida e, mediante uma

centelha elétrica ocorre a combustão a

volume constante, pois neste instante a

válvula de descarga está fechada. Logo

após a explosão a válvula de descarga se


abre liberando os gases de exaustão a

uma temperatura em torno de 800 °C. O

teor de mistura ar/combustível deste ciclo

situa-se entre 11/1 e 17/1 e a taxa de

compressão entre 6/1 e 12/1.

• Motores de ciclo Diesel ou de ignição por

compressão: Neste tipo de motor, a

mescla se forma no interior do cilindro, ou

seja, o ar puro é aspirado e comprimido no

cilindro até o tempo final de compressão

sendo, então, o combustível injetado e,

como a temperatura do ar neste instante é

maior do que a temperatura de ignição do

combustível, ocorre o fenômeno da

autoinflamação. Uma vez iniciada a

combustão, o combustível injetado

posteriormente vai queimando de acordo

com a própria lei de injeção e esta queima

ocorre à pressão constante já que o

aumento da pressão pela adição de calor é

praticamente compensada pela expansão

dos gases. O teor de mistura

ar/combustível para este ciclo situa-se

entre 20/1 e 50/1 e a taxa de compressão

entre 18/1 e 23/1.

As principais vantagens do ciclo Otto com relação

ao ciclo Diesel são: por serem motores menos

robustos, o custo de fabricação é menor; não

utilizam de bombas injetoras de combustível;

apresentam menor relação peso/potência e

também menores vibrações; emitem na descarga

um menor índice de NO X e de fuligem

(particulados).

As principais vantagens do ciclo Diesel com

relação ao ciclo Otto são: maior rendimento

térmico por causa das altas taxas de compressão;

baixo consumo específico de combustível;

permitem o uso de combustíveis de baixa

volatibilidade (menor custo); menor sensibilidade

às variações atmosféricas (temperatura, pressão e

umidade do ar); maior segurança de

funcionamento pois não dependem do sistema

elétrico para o funcionamento não necessitando

de baterias, velas, platinados, etc.; menor emissão

de monóxido de carbono (CO).


Os motores podem ainda ser classificados de

outras formas, como as apresentadas a seguir,

onde são apresentadas algumas de suas

principais características.

Segundo o ciclo de combustão:

• Motores de quatro tempos: são aqueles

em que o ciclo completo é realizado por

dois movimentos de ida e dois de volta do

pistão. Os quatro tempos são: admissão,

compressão (combustão), expansão e

escape (exaustão).

• Motores de dois tempos: nestes motores o

ciclo completo é realizado em um

deslocamento de ida e outra de volta do

pistão. A renovação da carga ocorre por

lavagem dos gases de combustão com o

ar fresco nas proximidades do ponto morto

inferior. Nos motores de dois tempos é

necessário uma fonte de pressão para

impulsionar o ar para dentro do cilindro,

sendo que as características construtivas

dos cilindros são mais complexas que nos

motores de quatro tempos. Em teoria, um

motor de dois tempos deveria ter o dobro


da potência de um motor de quatro tempos

de mesma cilindrada, com igual velocidade

de rotação, porém deve-se ter em conta a

potência consumida na lavagem e que

uma parte do deslocamento se perde na

renovação da carga. Portanto, a potência

de um motor de dois tempos sobre o de

quatro tempos de mesma cilindrada com

igual velocidade de rotação será no

máximo 60% maior dependendo do tipo de

motor. Por último, deve-se ter em conta

que o motor de dois tempos é mais

sensível a variação da carga que o motor

de quatro tempos.

Segundo a pressão de admissão do fluido ao

motor:

• Podem ser sobrealimentados (turbinados)

ou não, em função da pressão na qual

entrará a mistura carburada (ciclo Otto)

e/ou o ar (ciclo Diesel). O objetivo da

sobrealimentação é basicamente

incrementar a potência dos motores. Nos

motores sobrealimentados costuma-se

refrigerar o ar (intercooler) com objetivo de

possibilitar uma maior elevação da

potência do motor sem elevar as cargas

térmicas.

Segundo o número de rotações do motor:

• O número de rotações, em relação inversa

ao diâmetro do êmbolo, deverá estar

ligado ao número de horas que deverá

trabalhar ao ano. Instalações com poucas

horas de funcionamento ao ano requerem

motores em torno a 1500-3000 rpm. Estes

motores são sensivelmente mais baratos

que os de baixa rotação e ocupam pouco

espaço, porém sua vida é mais curta. Em

instalações que funcionem um grande

número de horas se recomenda para

grandes potenciais entre 400 e 750 rpm e

entre 750 e 1500 rpm para potências

médias. Neste último caso, os custos são,

entretanto mais elevados e sua vida mais

longa.


A principal ferramenta utilizada para a

manutenção preditiva de motores é a análise de

vibrações. Através dela podem ser antecipados

maiores problemas relacionados com elementos

como engrenagens e rolamentos.


Cada motor possui suas próprias características e,

desta forma, planos próprios de manutenção

preventiva. Entre as atividades mais comumente

realizadas estão a verificação do nível e das

características dos óleos lubrificantes, do nível e

da temperatura da água de refrigeração, a limpeza

periódica dos elementos filtrantes e a parada para

manutenção em intervalos determinados de

tempo.


A seguir apresenta-se alguns dos problemas mais

comuns encontrados na operação de motores de

combustão interna e que requerem alguma

medida de manutenção corretiva. Para cada

problema são citadas as possíveis causas e, para

algumas causas, são relacionados os pontos a

serem verificados para a possível correção do

problema.


V.1. AQUECIMENTO ANORMAL

V.1.1. Refrigeração Incorreta

• Circuito de refrigeração a água defeituoso:

verificar a quantidade de água no motor e

se existem fugas; verificar a presença de

tártaro ou outras impurezas nas paredes

das câmaras de água; verificar se a bomba

de água está defeituosa; verificar se a

válvula termostática estádefeituosa.

• Refrigeração a ar defeituosa ou

insuficiente (refrigeração do radiador) ou

Refrigeração do cárter impedida por

depósitos nas paredes exteriores: verificar

se a correia do ventilador está distendida

ou usada; verificar se as passagens de ar

no radiador estão obstruídas; verificar se o

radiador está demasiado protegido

(persiana, ou grade).

V.1.2. Motor Sobrecarregado

V.1.3. Má Combustão

• Avanço excessivo na injeção;

• Injetores defeituosos;

• Escapamento obstruído ou cano de

escapamento amassado;

• Filtro de ar entupido ou defeituoso.

V.1.4. Lubrificação Defeituosa

• Alimentação de óleo incorreta: verificar

bomba de óleo defeituosa; verificar se

existem canalizações obstruídas; verificar

se a válvula de descarga está engripada

aberta.

• Óleo lubrificante de viscosidade

exagerada.

• Circuito de lubrificação obstruído: verificar

se o filtro de óleo está obstruído ou

defeituoso; verificar se os intervalos entre

as trocas de óleo estãodemasiado longos.

V.2. PERDA DE POTÊNCIA

V.2.1. Alimentação de Combustível Defeituosa

• Combustível de qualidade incorreta;

• Má alimentação da bomba de injeção:

verificar a presença de ar no circuito de

combustível; verificar se a bomba de

combustível está defeituosa; verificar se

existem obstruções de canalizações de

combustível; verificar se o filtro de

combustível está parcialmente obstruído

por água ou impurezas; verificar se o

reservatório de combustível está entupido.

• Funcionamento anormal da bomba de

injeção ou dos injetores: verificar se há

presença de ar no circuito de combustível;

verificar se a bomba de injeção está

defeituosa; verificar a calagem correta da

injeção; verificar a existência de um ou

mais injetores defeituosos: orifícios

obstruídos, agulha gomada, pressão mal

regulada, fugas, mola do injetor quebrada.

V.2.2. Regulador Defeituoso

V.2.3. Entrada de Ar Obstruída ou Escapamento

Obstruído

V.2.4. Compressão Insuficiente causada por:

• Válvulas com folga ou com jogo incorreto;

• Mola da válvula quebrada;


• Junta defeituosa (fuga de um cilindro para

outro, por exemplo);

• Anéis de pistão gomados ou usados;

• Mecanismo de descompressão mal

regulado;

• Depósitos excessivos nas câmaras de

combustão e nas válvulas.

V.3. PRESSÃO DE ÓLEO ANORMAL

V.3.1. Pressão do Óleo Demasiado Forte

• Válvula de descarga defeituosa: verificar

se a válvula não se abre corretamente ou

se engripou fechada; verificar se a válvula

está mal regulada; verificar se a válvula

está obstruída.

• Obstrução na canalização de impulsão da

bomba;

• Filtro obstruído;

• Óleo de lubrificação demasiado viscoso:

verificar se o óleo utilizado é demasiado

viscoso; verificar se o óleo está muito sujo.

V.3.2. Pressão Muito Fraca

• Filtro obstruído;

• Aspirador da bomba de óleo entupido;

• Fuga na impulsão da bomba de óleo;

• Nível de óleo muito baixo;

• Válvula de descarga defeituosa: verificar

se o assento da válvula está sujo; verificar

se a válvula está engripada aberta;

verificar se a válvula está desregulada.

• Bomba de óleo usada ou defeituosa;

• Desgaste excessivo dos coxins;

• Óleo de lubrificação demasiado fluido.


Considerando a expectativa do número médio de

horas de operação dos motores de combustão

interna e considerando valores típicos de

utilização, sugere-se para estes equipamentos

uma vida útil econômica de 15 anos.

REFERÊNCIAS

[1] Behar, M., Motores Diesel, Hemus Livraria

Editora, 1978


Painel, Mesa de Comando e Cubículo

RESUMO

Conjuntos de manobra e controle de baixa tensão

são combinações de dispositivos e equipamentos

de manobra, controle, medição, proteção e

regulação de baixa tensão, completamente

montados, com todas as interligações elétricas e

mecânicas internas e partes estruturais. O alvo de

interesse deste estudo está justamente no projeto

do invólucro e nas partes estruturais deste

conjunto. Por invólucro de um conjunto de

manobra e controle, entende-se as partes

envolventes do conjunto usadas para evitar o

contato acidental com as partes móveis ou

energizadas contidas internamente e para

proteger os componentes dos agentes externos.

Desta forma, é possível caracterizar cubículos,

painéis e mesas de comando baseado nas

definições anteriores. Por cubículo entende-se um

conjunto fechado, comumente do tipo auto-

sustentável que pode compreender várias seções,

subseções ou compartimentos. Mesa de comando

é um conjunto de manobra e controle fechado,

com painel de controle horizontal ou inclinado, ou

uma combinação de ambos, que incorpora

aparelhos de controle, medição, sinalização, etc.

Já painel pode ser entendido como uma estrutura

projetada para suportar vários componentes e

apropriada para instalação em um conjunto de

manobra e controle, constituindo, eventualmente,

o próprio conjunto. Quanto à vida útil destes

equipamentos, algumas anormalidades podem

causar danos a vida útil dos conjuntos de

manobra e controle. Dentre elas destacam-se a

elevação de temperatura e correntes de curto-

circuito. Assim, considerando as características

construtivas, os critérios de manutenção e as

anormalidades que podem causar danos aos

equipamentos, conseqüentemente reduzindo a

vida útil dos mesmos, pode-se estimar uma vida

útil econômica de 30 anos para painéis, mesas de

comando e cubículos.

I. INTRODUÇÃO

Define-se como conjunto de manobra e controle

de baixa tensão, as combinações de dispositivos e

equipamentos de manobra, controle, medição,

proteção e regulação de baixa tensão

completamente montados, com todas as

interligações elétricas e mecânicas internas e

partes estruturais. O alvo de interesse deste

estudo está justamente no projeto do invólucro e

nas partes estruturais deste conjunto. Por

invólucro de um conjunto de manobra e controle,

entende-se as partes envolventes do conjunto

usadas para evitar o contato acidental com as

partes móveis ou energizadas contidas

internamente e para proteger os componentes dos

agentes externos.

Para o completo entendimento dos itens a serem

descritos, cubículo, mesa de comando e painéis,

torna-se necessário a apresentação de algumas


definições sobre as unidades de construção dos

conjuntos de manobra e controle:

• Seção: unidade de construção de um

conjunto de manobra e controle

compreendida entre duas separações

verticais sucessivas, que poderão ser

físicas ou puramente geométricas.

• Subseção: unidade de construção de um

conjunto de manobra e controle

compreendida entre duas separações

horizontais sucessivas de uma seção, que

poderão ser físicas ou puramente

geométricas.

• Compartimento: seção ou subseção

fechada, exceto pelas aberturas

necessárias para interligação, controle ou

ventilação.

II. DESCRIÇÃO DOS EQUIPAMENTOS

II.1. CUBÍCULO

Um conjunto de manobra e controle tipo cubículo

caracteriza-se por ser um conjunto fechado, ou

seja, inacessível por todos os lados, com exceção

da parte frontal, com grau de proteção mínimo

IP20. Além disso, é comumente do tipo auto-

sustentável que pode compreender várias seções,

subseções ou compartimentos. Um exemplo típico

está apresentado na figura seguinte:

Figura 1: Cubículo

Pode-se ainda encontrar um conjunto de manobra

e controle tipo multicubículo, ou seja, uma

combinação de cubículos mecanicamente ligados.

Este tipo de conjunto é apresentado pela figura

seguinte:

Figura 2: Multicubículo


II.2. MESA DE COMANDO

É um conjunto de manobra e controle fechado,

com painel de controle horizontal ou inclinado, ou

uma combinação de ambos, que incorpora

aparelhos de controle, medição, sinalização, etc.

A figura abaixo representa um conjunto de

manobra e controle tipo mesa de comando:

Figura 3: Mesa de comando

II.3. PAINEL

É a estrutura projetada para suportar vários

componentes e apropriada para instalação em um

conjunto de manobra e controle, constituindo,

eventualmente, o próprio conjunto. A figura

seguinte apresenta um tipo de painel denominado

painel de montagem:

Figura 4: Estrutura tipo painel de montagem

III. CARACTERÍSTICAS

III.1. CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS

Os conjuntos de manobra e controle devem ser

construídos com materiais capazes de suportar

esforços mecânicos, elétricos e térmicos, bem

como, os efeitos de umidade, possíveis de ocorrer

em serviço normal. Quanto à disposição dos

componentes dentro do conjunto, os

espaçamentos devem ser especificados, levando-

se em conta as condições de serviço aplicáveis.

Além disso, esforços provocados por condições

anormais, tais como curto-circuito, não devem

reduzir os espaçamentos entre os barramentos

e/ou conexões abaixo dos valores especificados.

Os componentes de um conjunto de manobra e

controle devem ser apropriados para a aplicação a

que se destinam, tendo em vista suas

características, tais como tensão nominal,

corrente nominal, vida útil de serviço, capacidade

de curto-circuito, etc. Os equipamentos, as

unidades funcionais montadas no mesmo painel

de montagem, estrutura de montagem, e os

terminais para condutores externos devem ser

dispostos de forma a serem acessíveis para

montagem, fiação, manutenção e reposição. Os

equipamentos devem ser instalados e suas

fiações executadas de forma que não sejam

influenciados por interação, tais como calor, arcos,

vibrações, campos energéticos, que sejam

provenientes da operação normal.

III.2. CONDIÇÕES NORMAIS DE SERVIÇO

Os conjuntos de manobra e controle são projetos

para trabalharem em condições normais de

serviço definidas por norma (NBR 6808). Esta


norma estabelece as condições de temperatura,

condições atmosféricas e de altitude. Quando o

conjunto tiver que operar em condições diferentes

das especificadas ou em condições adversas tais

como vibrações, exposição a campos elétricos e

magnéticos relevantes, freqüência acima de 1000

Hz, etc, alguns requisitos particulares de projeto

devem ser considerados com o propósito de se

evitar danos ao equipamento.

III.3. CARACTERÍSTICAS NOMINAIS

As características nominais de um conjunto de

manobra e controle são: tensão nominal, corrente

nominal, corrente suportável nominal de curta

duração, valor suportável de curto-circuito, valor

suportável nominal de crista de corrente,

freqüência nominal, nível de isolamento nominal.

IV. MANUTENÇÃO

Certas operações de manutenção podem ser

realizadas com o conjunto de manobra e controle

em serviço. Estas operações podem ser de:

inspeção visual de dispositivos de manobra, relés,

conexões de condutores e identificações, outros

componentes; ajuste e rearme de relés e outros

dispositivos; substituição de fusíveis; substituição

de lâmpadas indicadoras; certas operações de

localização de falta; etc.

Outras operações de manutenção podem ser

realizadas estando uma parte do conjunto

desenergizado e as outras partes adjacentes

sobre tensão. Evidentemente, o conjunto deve ser

projetado para este propósito.

Os componentes e circuitos de um conjunto de

manobra e controle devem ser dispostos de forma

a facilitar a operação e manutenção e ao mesmo

tempo assegurar o grau necessário de proteção.


Algumas anormalidades podem causar danos a

vida útil dos conjuntos de manobra e controle.

Dentre elas destacam-se a elevação de

temperatura e correntes de curto-circuito.

V.1. ELEVAÇÃO DE TEMPERATURA

A elevação de temperatura das partes de um

conjunto de manobra e controle não deve exceder

valores estabelecidos por normas, quando

percorrido por corrente nominal nas condições de

ensaio também prescritas por norma. A elevação

da temperatura de qualquer componente não deve

causar danos a outros componentes,

principalmente aos materiais isolantes.

V.2. CURTO-CIRCUITO

Os conjuntos de manobra e controle devem ser

construídos de forma a suportar os efeitos

térmicos e dinâmicos resultantes da corrente de

curto-circuito presumida para qual o conjunto foi

projetado. Os esforços de curto circuito podem ser

reduzidos através de dispositivos limitadores de

corrente. Além disso, os conjuntos devem ser

protegidos contra curto-circuito por meio de

dispositivos incorporados ao conjunto ou fora dele.

Os circuitos dentro do conjunto devem ser

dimensionados da seguinte forma: os barramentos

principais devem ser dimensionados de acordo

com a capacidade de curto circuito e projetados

para suportar pelo menos os esforços de curto-

circuito limitados pelos dispositivos de proteção no

lado de entrada dos barramentos principais. Os


condutores entre os barramentos principais e a

alimentação de uma unidade funcional, podem ser

dimensionados com base nos esforços de curto-

circuito reduzidos que ocorram no lado de carga

do dispositivo de proteção contra curto-circuito

nesta unidade, considerando um curto-circuito

interno uma possibilidade remota. Já os circuitos

auxiliares devem ser protegidos contra os efeitos

dos curtos-circuitos. Contudo, um dispositivo de

proteção só deve ser colocado se sua operação

não puder causar perigo.

Considerando as características construtivas, os

critérios de manutenção e as anormalidades que

podem causar danos aos equipamentos,

conseqüentemente reduzindo a vida útil dos

mesmos, pode-se estimar uma vida útil econômica

de 30 anos para painéis, mesas de comando e

cubículos.

REFERÊNCIAS

[1] Júdez, G. Z., Estaciones Transformadoras Y

De Distribución. Editorial Gustavo Gili, S. A., 3rd

edição 1966.

[2] NBR 6808, Conjuntos de manobra e controle

de baixa tensão. AGO/1981.

[3] informações e catálogos de empresas do setor

elétrico.


Pára-Raios

RESUMO

Os pára-raios para sistemas de potência são

equipamentos de proteção conectados geralmente

entre fase e terra de um sistema elétrico de modo

a prover sua proteção contra surtos de tensão,

contribuindo para dar confiabilidade, economia e

continuidade de operação dos equipamentos

elétricos. Estes surtos podem ser de origem

externa, atmosféricos, ou de origem interna ao

sistema, manobras. Via de regra os pára-raios não

são projetados para trabalhar frente a solicitações

de surtos em freqüência industrial de longa

duração, ou seja, sobretensões sustentadas em

regime. Construtivamente, os pára-raios podem

ser divididos em dois grandes grupos construtivos,

devidamente subdivididos em classes de

aplicação, que são os que possuem centelhadores

e os que não são projetados com centelhadores.

Em termos genéricos os pára-raios podem ser

considerados como válvulas que aliviam as

sobretensões impostas aos sistemas. A vida útil

de um pára-raios para sistemas de potência se

encontra relacionada com a sua vedação. A

qualidade desta vedação é um problema

tecnológico e de custo do produto e do preço final

de venda do equipamento. Com relação aos pára-

raios para tensões mais elevadas, como por

exemplo, linhas de transmissão e subestação, a

expectativa de vida é de aproximadamente 20

anos.

I. INTRODUÇÃO

O raio é um fenômeno atmosférico de

consequências danosas, resultante do acúmulo da

cargas elétricas em uma nuvem e a descarga

sobre o solo ou qualquer estrutura que ofereça

condições à descarga. Estas nuvens são

carregadas por cargas predominantemente

negativas na parte inferior e positivas na sua parte

superior.

Observações e medições das descargas que

atingem as linhas de transmissão provam que são

resultantes de nuvens carregadas com cargas

elétricas negativas. Estas descargas são

caracterizadas por correntes da ordem de 10 a

200 kA, que ao atingir, por exemplo, uma os

condutores da linha de transmissão que possuem

um certo valor de impedância, irá resultar na

sobretensão.

Deste modo, os pára-raios são dimensionados e

instalados para proteger os equipamentos contra

os surtos de tensão provocados pelas descargas

atmosféricas, e também os surtos provocados por

chaveamento ou manobras de equipamentos nas

subestações do sistema elétrico.


Os pára-raios para sistemas de potência são

equipamentos de proteção conectados geralmente

entre fase e terra de um sistema elétrico de modo

a prover sua proteção contra surtos de tensão. Em


operação normal, o pára-raio é semelhante a um

circuito aberto, quando ocorrer uma sobretensão,

haverá uma circulação de corrente no resistor não

linear do pára-raio impedindo que esta tensão nos

seus terminais ultrapasse um determinado valor

de segurança.

Estes surtos podem ser de origem externa,

atmosféricos, ou de origem interna ao sistema

proveniente de manobras. Via de regra os pára-

raios não são projetados para trabalhar frente a

solicitações de surtos em freqüência industrial de

longa duração.

A seleção de um pára-raio para a correta proteção

de um equipamento, ou de um grupo de

equipamentos, deve-se levar em consideração

uma série de fatores, tais como: tensão máxima

na freqüência industrial, sobretensões

temporárias, sobretensões atmosféricas e de

manobra, efeito distância, características de

proteção, isolamento dos equipamentos e

margens de proteção.


Construtivamente, os pára-raios podem ser

divididos em dois grandes grupos construtivos,

devidamente subdivididos em classes de

aplicação. Deste modo existem pára-raios,

conhecidos como convencionais ou com

centelhadores, que são espaçamentos

intencionais em ar, e pára-raios a óxido metálico

sem centelhadores. As classes de aplicação

básicas são: secundária, distribuição, subestação

e linhas de transmissão.

Os pára-raios com centelhadores são construídos

normalmente com resistores a carboneto de

silício, se bem que a normalização nacional prevê

a construção de pára-raios com centelhadores a

óxido metálico. Os centelhadores são

eletricamente o elo fraco deste tipo de projeto pois

limitam suas características de absorção de

surtos, principalmente de manobra. Os

centelhadores podem ser construídos de várias

maneiras, incorporando ou não dispositivos de

equalização de potencial e nos pára-raios classe

estação são considerados como ativos ou

limitadores de corrente pela implementação de

dispositivos que provêem o sopro do arco. Os

pára-raios sem centelhadores são construídos

somente com resistores a óxido metálico.

Em termos genéricos os pára-raios podem ser

considerados como válvulas que aliviam as

sobretensões impostas aos sistemas. Estas

válvulas são constituídas de elementos ativos

internos resistores e centelhadores, dependendo

do caso, instaladas no interior de um invólucro

que pode ser em porcelana ou em material

polimérico.

A Figura 1 apresenta uma vista em corte de um

pára-raio convencional, e a quantidade de seções

de porcelana depende da tensão nominal do pára-

raio.


Figura 1 – Seção transversal de um pára-raio

Onde:

1. Porcelana;

2. Flange terminal e dispositivo de alívio de

pressão;

3. Centelhadores e câmara de extinção;

4. Resistor não linear;

5. Resistor equalizador;

6. Anel equalizador de potencial;

7. Terminal de alta tensão;

8. Terminal de aterramento.

As funções básicas do centelhador são: suportar a

tensão normal do sistema, disparar para um nível

de tensão bem definido e recuperar a sua

característica isolante após a dissipação do surto

que provocou o disparo. Os resistores não

lineares tem a função básica de absorver a

energia e limitar a corrente do surto.

Quanto à forma, quando se tem buchas quer em

material cerâmico ou polimérico, o principal ponto

que se deve observar no projeto mecânico do

pára-raios é a vedação do seus flanges superior e

ou inferior.

A vedação de um pára-raios é quem virtualmente

determina sua vida útil pois na maioria das falhas

com os mesmos é detectada a presença de água

em seu interior. A perda de vedação resulta na

presença de água no interior do invólucro dos

pára-raios por meio de um efeito conhecido por

bombeamento. A qualidade dos sistemas de

vedação dos pára-raios é determinada pelo

acabamento superficial das partes a serem

vedadas, invólucro e flanges, pela qualidade do

material da gaxeta e pela aplicação da correta

tensão de serviço à gaxeta que tem ser inferior,

durante qualquer etapa do processo de

manufatura ao valor de esmagamento.

Os sistemas de vedação podem apresentar vários

graus de sofisticação desde uma simples barreira

fornecida por uma única gaxeta a um conjunto de

três barreiras contra umidade, uma principal

interna uma secundária externa e um meio

impermeável entre elas, usualmente em parafina.

A diferença básica é o custo e sua vida útil.

Sistemas poliméricos que trabalham com

estruturas em epoxi reforçada com fibra de vidro

para sustentação mecânica e material polimérico

injetado diretamente sobre os resistores a óxido

metálico tem como principal fonte de problema a

interface entre as partes metálicas de contato e o

polímero e ainda são objeto de algum estudo por

parte dos fabricantes.


Como um sistema que trabalha sobre surtos de

tensão o que implica na necessidade de

descarregar amplitudes elevadas de corrente e

energia, os pára-raios estão sujeitos a

envelhecimento frente a estas solicitações.

Nos pára-raios com centelhadores estas

solicitações impactam fortemente os

centelhadores e o limite de 1 Coulomb para a

carga escoada deve ser respeitado. Ou seja, uma

descarga de corrente com amplitude superior a

este limite usualmente impõe danos de tal monta

aos centelhadores que os pára-raios falham.

Descargas sucessivas conduzem a erosão dos

eletrodos dos centelhadores e deste modo

determinam o fim da vida útil do pára-raios. A

técnica de etchings pode prover uma idéia geral

sobre este problema. No entanto é conveniente

ressaltar que excetuando quando de surtos de

manobra as solicitações por descargas neste tipo

de pára-raios são raras e portanto não devem ser

determinísticas na definição de sua vida útil.

Nos pára-raios sem centelhadores, por estarem

submetidos diretamente a tensão fase-terra, que

no caso convencional fica aplicada aos

centelhadores que limitam o fluxo de corrente pelo

pára-raios, o envelhecimento de origem elétrica é

mais preponderante. No entanto o registro,

reduzido, de problemas de degradação devido a

presença de surtos não é preocupante. Existem

evidências de envelhecimento precoce frente a

condições de poluição atmosférica que

determinaram inclusive uma mudança no projeto

interno dos pára-raios de alta e extra alta tensão,

fato aparentemente controlado pelos fabricantes

de porte tecnológico elevado.


Dentro do contexto acima é possível sem muito

erro afirmar que a vida útil de um pára-raios para

sistemas de potência se encontra relacionada com

a sua vedação. A qualidade desta vedação é um

problema tecnológico e de custo do produto e do

preço final de venda do equipamento. Logo, com

respeito aos sistemas tradicionais de montagem

vem:

No que tange aos pára-raios para tensões

elevadas, tais como, proteção de linhas de

transmissão e subestação os custos parecem

resultar em um sistema que tem pelo menos uma

expectativa de vida não inferior a 15 anos. Se bem

que existem sistemas propensos a falha

intermitente e sistemas com vida útil, levantada

em campo, superior a 20 anos, dotados de

mesmo projeto físico e manufatura distinta. Este

fato pode ser atribuído à qualidade dos processos

e dos materiais utilizados em ambos os casos.

É recomendado recorrer aos registros mais

detalhados das empresas, caso eles existam ou

realizar uma pesquisa que envolva a remoção de

campo de um universo razoável de amostras e

realizar ensaios em laboratório e inspeções

internas. Alega-se contra isto os custos

envolvidos. É claro que os custos devem ser

verificados o problema fica neste caso por conta

do balanço custo da energia não suprida versus

custo dos ensaios e substituições.

Para um pára-raios utilizado em sistemas de alta

tensão estes serviços possuem um custo da

ordem de US$30,000.00, em média, para

sistemas de 500 kV, podendo impor restrições na


realização dos ensaios. Uma política de

substituição obrigatória também não parece ser

adequada pois existem sistemas projetados e

construídos com tecnologia e cuidados suficientes

para ter uma vida útil superior a 20 anos. O

adequado é verificar em campo na forma de um

projeto de âmbito nacional o índice de

desempenho atual e depois tomar decisões deste

porte.

REFERÊNCIAS

[1] Creder, H. Instalações Elétricas, LTC - Livros

Técnicos e Científicos Editora S.A., 13a edição,

1999.

[2] Normas ABNT: NBR 5419 e NBR 5410.

[3] Catálogos e informações de fabricantes.

[4] Furnas Centrais Elétricas S. A. Equipamentos

Elétricos – Especificação e aplicação em

subestações de alta tensão, 1985.


Ponte Rolante, Guindaste ou Pórtico

RESUMO

As pontes rolantes, guindastes ou pórticos

utilizados nas usinas hidrelétricas desempenham

um papel secundário, quando analisa-se a

produção de energia elétrica, em que a turbina e o

gerador são indiscutivelmente os equipamentos

principais. Estes equipamentos são, porém,

indispensáveis e sua utilização se faz necessária

na construção, montagem, operação e

manutenção da usina hidrelétrica. É na fase de

construção e montagem dos equipamentos

eletromecânicos que as pontes rolantes, pórticos

e guindastes mais trabalham. Os guindastes

estacionários ou móveis são utilizados na

construção das diversas obras civis, na colocação

das comportas de fechamento do desvio, na

montagem do conduto forçado, nas montagens

das comportas e dos equipamentos

eletromecânicos em geral. Alguns equipamentos

são montados por guindastes temporários, ou

seja, aqueles que permanecerão na usina

somente na fase da construção, e outros pelos

seus equipamentos de manobra permanentes.

Uma vez pronta e comissionada a usina, as

pontes rolantes. pórticos e guindastes trabalham

com menor freqüência nas operações de

colocação, retirada e armazenamento de

comportas e grades, desmontagem das turbinas e

geradores para manutenção e deslocamento de

peças para áreas de oficinas. Devido à

confiabilidade que estes equipamentos devem

apresentar e ao risco que podem oferecer, os

mesmos devem ser tratados com um cuidado todo

especial, uma vez que falhas em sua concepção,

projeto, fabricação, montagem, comissionamento,

operação e manutenção podem pôr em risco a

segurança dos operadores do equipamento e da

usina, além de que eles devem estar sempre

prontos para operarem quando solicitados. As

pontes rolantes, guindastes ou pórticos são

equipamentos normalmente adquiridos de

fabricantes tradicionais, em que o cliente, sozinho

ou com o auxílio de uma firma projetista, define a

estrutura onde serão instaladas os mesmos, os

tipos de equipamento a empregar, suas

dimensões, capacidades, alcances e quantidades,

os critérios de dimensionamento e concepção

mecânica e elétrica, as normas de projeto, os

materiais, as características do acionamento, o

esquema de pintura e as pré-montagens a serem

executadas em fábrica. Ao fabricante cabe o

cálculo (baseado nas premissas do cliente), o

projeto, e a fabricação, mesclando sua

experiência com os requisitos do cliente, para

oferecer um equipamento robusto, seguro e

eficiente a custo competitivo. Devido a esta

modalidade de aquisição das pontes rolantes,

guindastes ou pórticos, a responsabilidade por ter

na usina equipamentos robustos, duráveis, bem

concebidos, seguros e eficientes é compartilhada

por cliente e fabricante. Mesmo recebendo o

equipamento adequado às suas necessidades,

cabe ao cliente o estabelecimento de um

programa adequado e abrangente de


manutenções preditivas e corretivas, além da

operação correta do equipamento. Considerando

o acima exposto, recomenda-se uma vida útil

econômica para as pontes rolantes, os guindastes

ou pórticos de 30 anos.

I. INTRODUÇÃO

Os equipamentos de levantamento e translação

de cargas surgiram e evoluíram com o

desenvolvimento da indústria para atender a uma

quantidade de aplicações muito variada e com

capacidades que, a cada dia, se superavam.

Praticamente todos os tipos de indústria requerem

a utilização de equipamentos de levantamento e

translação de cargas, dentre as quais citamos

algumas, como as usinas siderúrgicas, as

fundições, as forjarias, as indústrias de alimentos,

as indústrias de papel e celulose, as mineradoras,

as indústrias automobilísticas, as indústrias de

vidro, as metalúrgicas, as usinas hidrelétricas,

centrais a vapor e nucleares, entre outros. Nestas

aplicações, as capacidades podem ir desde uma

centenas de quilos até a milhares de toneladas.

Os equipamentos mais antigos eram maiores e

mais pesados devido a menor tecnologia

disponível na época. Com a evolução tecnológica,

caracterizada pelo desenvolvimento de novos

materiais metálicos, melhoria dos processos de

cálculo, experiência acumulada, os componentes

se tornaram mais compactos e tiveram sua

capacidade de carga aumentada, resultando em

equipamentos cada vez mais compactos, simples

e eficazes.

Para exemplificar esta afirmação, podemos citar o

caso do motor elétrico que, em 1891, pesava em

média 88 kg/kw , em 1930, pesava 12 kg/kw e, em

1984, apenas 6,8 kg/kw.

Os primeiros equipamentos de levantamento e

translação de carga eram rebitados, de estrutura

treliçada. Com a evolução dos materiais e da

tecnologia de soldagem, a estrutura destes

equipamentos evoluiu e os rebites foram

abandonados.

As normas usuais para dimensionamento dos

equipamentos são:

• Associação Brasileira de Normas Técnicas

- ABNT NBR 8400;

• Crane Manufacturers Association of

America - CMAA 70;

• Association of Iron and Steel Engineers -

AISE nº 6;

• National Electrical Manufacturers

Association – NEMA;

• International Electrical Commission – IEC.

Os equipamentos apresentados neste texto são

os de maior utilização nas hidrelétricas. No

entanto, existe uma grande quantidade de outros

tipos de equipamentos de levantamento e

translação de carga com usos nos mais diversos

ramos industriais.

No Brasil, destacam-se como fabricantes de

pontes rolantes, pórticos e guindastes Alstom (ex-

Mecânica Pesada), Bardella, Ishibrás, Inepar–

Fem. Villares, Torque, para equipamentos de

maior porte, e Bauma, Koch, Feba, Duraferro e

Mausa para equipamentos menores.



Os equipamentos de levantamento e translação

de cargas utilizados de forma permanente nas

usinas hidrelétricas são basicamente a ponte

rolante ou pórtico da casa de força, os pórticos ou

monovias da tomada d’água, vertedouro e tubo de

sucção.

A ponte rolante da casa de força tem a finalidade

de permitir a montagem na fase de construção e a

desmontagem e montagem nas operações de

manutenção das turbinas e geradores. Além de

içar estas peças, a ponte deve transladá-las da

área de montagem para o poço e vice-versa.

O Pórtico rolante de tomada d’água possui a

função de auxiliar na montagem e desmontagem

da comporta vagão, da comporta ensecadeira e,

em alguns casos, da grade. Dependendo das

capacidades, é possível encontrar pórticos onde

cada um destes equipamentos é manobrado por

um guincho específico. As grades podem, em

alguns casos, serem manuseadas por um

equipamento independente ou, até mesmo, pela

máquina limpa grades.

Cabe destacar que as comportas vagão de

tomada d’água, normalmente, são operadas por

cilindro hidráulico, ficando o pórtico restrito a

montá-la e desmontá-la nas operações de

manutenção, o que ocorre poucas vezes durante

a vida útil destes equipamentos. Já as comportas

ensecadeiras e grades são operadas pelo pórtico

nas operações de colocação e retirada da ranhura

numa operação também de baixa freqüência de

ocorrência.

Alguns casos de comportas ou grades, em que a

capacidade, a disposição a quantidade e a forma

de operação permitam, é possível içá-las com

talhas fixas elétricas ou manuais ou móveis

dotadas de monovia.

Os pórticos rolantes do tubo de sucção e do

vertedouro têm como funções principais o

manuseio das comportas das respectivas

estruturas nas operações de colocação e retirada

dos painéis nas ranhuras e funções secundárias,

como a manobra de tampas e outros acessórios.

II.1. PONTE ROLANTE

Pontes rolantes são equipamentos que

normalmente são montados em ambiente fechado

como, por exemplo, galpões e Casa de Força de

Usina Hidrelétrica.

Dependendo da massa da carga a ser levantada,

poderá se optar por até duas pontes rolantes

trabalhando em conjunto, sendo que o comando é

feito por uma das pontes, que é chamada de

ponte piloto e a outra de asservida.

Estes equipamentos compõem-se basicamente de

carro guincho e a ponte rolante propriamente dita.

Os mecanismos de acionamento da elevação da

carga, direção do carro guincho e translação da

ponte rolante são, na maioria das vezes,

acionados por motor elétrico.

A alimentação elétrica da ponte é feita através de

barramento, que é fixado na estrutura da usina ou

galpão.


A alimentação elétrica do carro é feita usualmente

por cortina de cabos (Festoon), composta por

cabos elétricos flexíveis montados em carrinhos

porta cabos, que correm em um trilho. Esta

alimentação também pode ser feita com esteira

porta cabos (lagarta).

O carro guincho é composto por:

• Mecanismo de elevação, composto

basicamente por: motor elétrico; freio;

redutor de velocidades; tambor; cabo de

aço; roldanas superiores; moitão.

• Mecanismo de direção do carro: motor

elétrico; freio; redutor de velocidades;

rodas; pára choque.

• Chassis do carro, fabricado com chapas e

perfis de aço soldados.

A ponte rolante é composta por:

• Estrutura composta por: duas vigas

principais fabricadas com chapa de aço

estrutural soldadas; duas vigas cabeceiras

também em chapa de aço soldada;

passadiços.

• Mecanismo de translação da ponte

composta por: motor elétrico; freio; redutor

de velocidades; rodas; pára choque.

Diversos sistemas de segurança na elevação e

translações são previstos para garantir a

segurança no manuseio da carga. Usualmente,

são previstos os seguintes dispositivos:

• Para elevação: fim de curso de ponto alto

do moitão ou de contra peso; fim de curso

de ponto alto e baixo do moitão; fim de

curso de excesso de carga; fim de curso

de cabo frouxo.

• Para translação da ponte: fim de curso de

extremo de percurso; fim de curso de anti-

colisão (opcional).

• Para direção do carro: fim de curso de

extremo de percurso.

Estes equipamentos movimentam-se sobre trilhos,

tipo ferroviário, fixados em concreto.

Estes equipamentos são utilizados para

movimentação de materiais para a construção da

usina e na montagem e manutenção das turbinas,

geradores e outros componentes da Casa de

Força.

II.2. PÓRTICO ROLANTE

Pórticos rolantes são equipamentos que

normalmente são montados em ambiente externo

como, por exemplo, pátios, Vertedouro, Tomada

D’Água e Tubo de Sucção e, às vezes, na Casa

de Força de Usina Hidrelétrica.

Estes equipamentos compõem-se basicamente de

carro guincho e o pórtico rolante propriamente dito

ou, então, de guincho fixado na estrutura do

pórtico.

Os mecanismos de acionamento, a exemplo das

pontes rolantes, são feitos, na maioria das vezes,

por motor elétrico.

A alimentação elétrica, na maioria das vezes, é

feita por enrolador de cabos elétricos, que poderá

ser motorizado ou não.


O carro guincho é constituído da mesma forma

que o da ponte rolante, que poderá ter ou não

cobertura.

O pórtico rolante é composto pela estrutura, que

são duas vigas principais, quatro pernas, vigas de

fechamento superior, duas vigas cabeceiras,

passadiços e o mecanismo de translação do

pórtico.

Diversos sistemas de segurança na elevação e

translações são previstos para garantir a

segurança no manuseio da carga. Usualmente,

são previstos os seguintes dispositivos:

• Para elevação: fim de curso de ponto alto

do moitão ou de contra peso; fim de curso

de ponto alto e baixo do moitão; fim de

curso de excesso de carga; fim de curso

de cabo frouxo; dispositivo indicador de

profundidade.

• Para translação do pórtico: fim de curso de

extremo de percurso; fim de curso de

descarrilamento (opcional); fim de curso de

tombamento (opcional); fim de curso de

anti-colisão (opcional); fim de curso de

posicionamento (opcional).

• Para direção do carro: fim de curso de

extremo de percurso.

Estes equipamentos também se movimentam

sobre trilhos, que são fixados em concreto.

Estes equipamentos são utilizados para

movimentação de materiais para a construção da

usina e para manuseio de comportas vagão,

comporta ensecadeira, grades, entre outros.

Os Semi pórticos rolantes são variantes de projeto

tal qual os pórticos rolantes são equipamentos

que, normalmente, são montados em ambiente

externo como, por exemplo, no Tubo de Sucção

de Usina Hidrelétrica.

A construção destes equipamentos é, em sua

totalidade, similar a dos pórticos rolantes, a menos

da estrutura que tem apenas duas pernas ao

invés de quatro pernas do pórtico, pois um dos

lados é apoiado na estrutura do prédio da usina.

II.3. TALHAS COM MONOVIA

A talha é um equipamento de levantamento de

construção compacta e possui grande gama de

aplicação.

A talha pode até substituir o carro guincho na

fabricação de ponte rolante de Casa de Força em

pórticos, em máquina limpa grades.

As talhas são muito utilizadas quando os locais

têm dimensões restritas.

Sua constituição é similar ao de um carro guincho,

porém de construção compacta.

Poderá ser com acionamento elétrico ou

acionamento manual por corrente de elos.

Dependendo de sua capacidade, a talha poderá

movimentar-se por uma monovia ou dupla viga.

A monovia poderá, dependendo da capacidade

e/ou da utilização, ser construída em perfil de aço

laminado (com uma alma) ou em chapa de aço

estrutural soldada com duas almas.


II.4. GUINDASTE DERRICK

Guindaste Derrick é um equipamento de

levantamento de construção bastante particular,

pois o guincho é montado no piso ou em local

abaixo do piso, e o guiamento do cabo de aço é

feito através de roldanas, podendo ser usado em

tomadas d’água, onde pode atender a mais de um

equipamento, com a finalidade de retirar e colocar

as comportas das ranhuras.

O guindaste derrick possui um guincho de

construção similar ao de um carro guincho, uma

coluna de sustentação e a lança.

O movimento de giro da lança pode ser feito

através de volante manual ou por sistema com

redutor de velocidade e motor elétrico ou por

cilindro de acionamento hidráulico.

II.5. CONTROLES ELÉT RICOS E ACIONAMENTOS

ELÉTRICOS

A evolução tecnológica e a maior exigência do

mercado consumidor fizeram com que a indústria

desenvolvesse acionamentos mais precisos, com

maior confiabilidade e menores custos. Um

exemplo típico do acima exposto é o inversor de

freqüência, que passou a ser parte integrante dos

novos acionamentos.

Os acionamentos para os movimentos de pontes

e/ou pórticos rolantes são feitos através de

motores de indução trifásico, rotor de gaiola

acionado por inversores de freqüência e

comandado por Controladores Lógicos

Programáveis (PLC) ou lógica à relés.

Os inversores de freqüência têm por finalidade

controlar a velocidade dos motores elétricos,

variando-se a tensão e freqüência dos mesmos.

Normalmente, as velocidade variam entre uma

faixa de 10% a 100% da nominal de projeto. Esta

variação de velocidade é de forma Stepless

(contínua) ou em pontos pré-determinados.


III.1. PONTE ROLANTE E PÓRTICOS

Programas de manutenção preditiva reduzem os

custos gerais de manutenção e evitam paradas do

equipamento pela observação antecipada de

problemas sérios. Pequenas regulagens, limpeza

e substituição de partes não somente mantêm a

alta eficiência de operação da Ponte Rolante e do

Pórtico, mas também eliminam reclamações de

operadores e pequenas paradas.

Determinar um programa de manutenção preditiva

para satisfazer os requisitos de uma ponte rolante

ou pórtico em particular é virtualmente impossível,

devido aos numerosos fatores variáveis, tais como

natureza de carga, aplicação, condições

atmosféricas locais, maneira de operar carga,

entre outros. Entretanto, baseado na experiência,

podemos estabelecer um programa médio.

Este programa é baseado em 40 horas de

operação por semana (8 horas por dia, 5 dias por

semana). O cliente pode aplicar este programa

proporcionalmente ao número de horas que o

equipamento trabalhar por semana.

Este programa é de inspeções periódicas e

determinação das medidas corretivas exigidas

pela verificação de relatório preenchido na

inspeção. Como medida de economia e rapidez, o


pessoal de manutenção que esteja inspecionando

a ponte ou o pórtico pode também cuidar de

pequenas regulagens, limpeza e reparos, onde

necessários.

A revisão periódica de antigos relatórios de

inspeção indicará a vida dos componentes da

ponte. Isto indicará com antecipação a

necessidade de regulagem, reparo ou substituição

de componentes. A encomenda e substituição de

partes podem ser planejadas em avanço,

minimizando, assim, o tempo e despesa

envolvidos.

III.1.1. Inspeções Diárias pelo Operador

Verificar a operação de todos os dispositivos de

segurança e aviso, tais como chaves-limite,

sirenes, lâmpadas, buzinas, botoeiras e outros

dispositivos de segurança.

Verificar o funcionamento de todos os freios. Ao

levantar a carga, assegurar-se de que os freios

reterão a carga. Fazer esta verificação levantando

a carga, aproximadamente, a uns 300 mm acima

do piso.

II.1.2. Procedimentos para Inspeção da Ponte

Rolante ou Pórtico (geral):

Inspeção Diária:

• Dispositivos de segurança do freio e

aparatos de alarme: Chave-limite (fim-de-

curso); Pára-choque; Outros Dispositivos

de Segurança; Freios Eletrohidráulicos e

Embreagens; Percurso da Ponte ou do

Pórtico (Caminho de rolamento);

Redutores e Engrenagens Externas (pares

externos); Cabo de Aço.

A inspeção somente deve ser realizada após a

colocação da Ponte ou do pórtico em posição

própria, do desligamento da chave geral e

colocação de aviso de advertência, que só deverá

ser removido, após terminado o serviço, pela

mesma pessoa que o colocou.

Inspeção Semanal:

• Cabo de Aço; Gancho; Roldanas;

Redutores e Engrenagens Externas;

Motores; Freios e Embreagens; Painéis

elétricos; Chaves Mestras; Alimentação

Elétrica do Carro.

Inspeção Mensal:

• Cabo de Aço; Gancho do moitão;

Roldanas; Motor; Freios; Controles;

Painéis elétricos; Translação da Ponte ou

do Pórtico; Transmissão; Roda; Mancais;

Indicação da Capacidade; Estrutura e

Pintura; Inspeção de Operação;

Levantamento e Arriamento Som e

Geração de Calor; Freios Eletrohidráulicos;

Chave-limite (fim-de-curso); Translação da

Ponte; Trilho; Barramento de Alimentação

da Ponte.

Inspeção Periódica:

• Inspeção Geral da Ponte: Viga e Trilho;

Tambor de Enrolamento; Fixação do Cabo;

Mancal; Motor; Pára-choques; Concreto do

caminho de rolamento



IV.1. PONTE ROLANTE E PÓRTICO

A seguir, são detalhados procedimentos de

substituição de peças nas manutenções

corretivas:

IV.1.1. Retentor de Óleo

Os cantos chanfrados são recomendados para

instalação suave e sem danos ao retentor. Cantos

vivos ou com rebarbas podem arranhar o retentor

e provocar vazamento.

A correta instalação do retentor assegura a boa

vedação. Por esse motivo, o fabricante

recomenda o uso de ferramentas de instalação. O

esquadrejamento será obtido pressionando o

retentor paralelamente à face frontal do furo ou

encostado no fundo contra o ressalto do mesmo.

Qualquer superfície, sobre a qual o lábio do

retentor tenha de escorregar durante a instalação,

deve ser lisa e livre de pontos ásperos.

É importante lubrificar previamente, passando um

pincel ou mergulhando em óleo (ou passando

graxa), desde que o retentor seja de borracha

nitrílica (o mais usado), para evitar que o lábio

seja danificado e tenha mal desempenho.

Recomenda-se o uso de ferramentas especiais de

instalação para evitar danos ao lábio do retentor,

decorrentes do escorregamento sobre chavetas,

rasgos de chavetas, furos, entre outros.

IV.1.2. Rolamentos

O eixo, o alojamento e os demais elementos do

mecanismo a ser montado devem ser

cuidadosamente limpos e inspecionados. No caso

de rolamentos que podem ser separados, tal

como rolamentos de rolos cilíndricos, rolamentos

de rolos cônicos e rolamentos de agulhas, as

pistas interna e externa podem ser montadas

individualmente, simplificando, desta forma, o

processo de montagem.

Um método melhor para montar o anel interno no

eixo é usar uma prensa, pneumática ou hidráulica,

de forma que a força real de montagem possa ser

observada, e as montagens excessivamente

apertadas ou excessivamente folgadas possam

ser detectadas.

Para grandes rolamentos e ajustes de

sobrepressão, a montagem do anel interno no

eixo pode, freqüentemente, ser facilitada pelo

aquecimento do anel interno do rolamento a uma

temperatura maior do que a do eixo, utilizando,

assim, a expansão térmica.

Quando o anel é montado no eixo, é necessário

que seja mantido encostado ao ressalto do eixo

até que se resfrie o suficiente para manter por si

mesmo a posição.

Em alguns casos, pode ser mais conveniente

resfriar o eixo ou o anel externo do rolamento com

o uso de gelo seco para facilitar a montagem.

Quando se usa este processo, deve-se tomar

extremo cuidado para evitar a corrosão devido à

condensação da umidade atmosférica nas partes

frias e sua subsequente liquefação, contaminando

o rolamento. Estas partes devem ser, portanto,

enxutas e revestidas com um óleo antiferruginoso

adequado após a montagem.


IV.1.3. Cabos de Aço

Antes de substituir o cabo de aço:

• Verifique a superfície;

• Prepare os cabos de aço conforme

especificado, corte-os no comprimento

previsto e estenda-os no solo em linha

reta;

• Baixe o moitão até o nível do chão para

aliviar qualquer tensão no cabo de aço

existente devido ao peso morto das peças

de elevação;

• Inspecionar o cabo e substituir, se

necessário, conforme instrução do

fabricante.

IV.1.4. Roldana Superior

• Baixe o moitão no solo;

• Posicione-se a fim de ter acesso à roldana

superior;

• Desaperte o parafuso de fixação do pino

da roldana;

• Se necessário, solde um suporte de

reforço para evitar que as roldanas caiam;

• Coloque um parafuso de olhal no pino da

roldana e puxe-o com um guincho ou com

um macaco de rosca;

• Remova a roldana avariada ou quebrada

por meio de uma linga de arame e instale

uma nova;

• Ao instalar a nova roldana, acomode o

cabo na sua ranhura;

• Introduza o pino da roldana por meio de

um martelo de madeira (ou plástico);

• Fixe a placa de fechamento colando os

parafusos;

• Levante e abaixe o moitão, sem carga, e

verifique se há algum problema.

IV.1.5. Tambor

Para desmontagem, manutenção e montagem,

siga as instruções do manual do fabricante.

IV.1.6. Redutor

Desmontagem:

• Nunca execute qualquer trabalho na

engrenagem ou acoplamento, sem antes

estar absolutamente certo de que o motor

não poderá ser ligado a distância ou

automaticamente;

• Antes de desmontar a unidade, limpe a

área ao redor para poder conservar as

peças limpas e em ordem correta para

remontagem. Lembre-se de que as peças

usualmente são montadas na ordem

inversa da desmontagem. Atente também

para as marcas de casamento de peças

que, similarmente, afetam a remontagem;

• Providencie blocos de madeira ou calços

para apoiar as peças usinadas de forma a

evitar que as superfícies sejam

danificadas;

• Antes de iniciar a desmontagem, reveja

cuidadosamente a lista de peças de

componentes ou o desenho de montagem

da unidade;

• Desligue a unidade completamente dos

mecanismos acionados ou acionadores

para evitar qualquer possibilidade de

rotação acidental;

• Drene o óleo da caixa do redutor mediante

remoção do bujão;

• Remova todos os tubos exteriores e

instrumentos para evitar que sejam

danificados;


• Remova as capas de retentores, tomando

cuidado para não danificar a gaxeta. Ao

remover capas que têm de passar por

eixos, envolva com uma fita as extensões

de eixos, rasgos de chavetas e outras

bordas afiadas para evitar danos aos

retentores;

• Anote a disposição das engrenagens para

posterior remontagem.

Montagem:

• Limpe cuidadosamente todas as peças

antes de montar. Examine atentamente os

componentes no que se refere a defeitos e

sinais de desgaste. Substitua, se

necessário;

• Certifique-se de que as engrenagens

sejam montadas na mesma posição

anterior à desmontagem;

• Se a engrenagem tiver um chanfro

somente em uma das extremidades do

furo, esta extremidade deve ser

posicionada contra o ressalto do eixo.

IV.1.7. Rodas

É recomendado, sempre que possível, estocar

conjuntos de roda ao invés de rodas, mancais e

eixos separados, para maior facilidade de

substituição.

Desmontagem:

• Remova toda a carga do moitão;

• No caso de roda da Ponte, mova o carro

para o lado mais afastado do conjunto de

roda envolvido;

• Certifique-se de que o circuito está

desligado;

• Instale um macaco sob a trave;

• Suspenda a trave da ponte ou o carro até

obter uma folga de 5 a 10 mm entre a roda

e o trilho;

• Solte os parafusos da trava do pino de

articulação (trave e truque) e remova o

pino;

• Remova o conjunto do truque.

Montagem:

• Instale um novo conjunto de rodas no

truque da ponte ou carro;

• Instale o truque com a colocação de

articulação;

• Aperte os parafusos de fixação das traves

e verifique se o conjunto gira livremente;

• Abaixe o macaco da ponte ou carro;

• Retire o macaco da extremidade da trave.


A análise da vida útil econômica de pontes

rolantes e pórticos deve ser feita considerando-se

as três partes principais do equipamento, ou seja,

estrutura, caminho de rolamento e mecanismos de

elevação e translação.

A estrutura apresenta grande robustez e, desde

que se tomem os cuidados mínimos de

manutenção para se evitar a corrosão da

estrutura, terá vida útil assegurada em mais de 50

anos. Os pórticos rolantes, por estarem

normalmente instalados ao tempo, requerem mais

inspeções e manutenções na estrutura que as

pontes, pois estas, normalmente, estão instaladas

em local abrigado dentro da casa de força.


Os caminhos de rolamento, compostos de trilhos

laminados de alta dureza, terão vida superior aos

50 anos, a menos que ocorra um desgaste

prematuro devido a falhas no projeto, na fundação

ou na operação do equipamento

Os mecanismos de translação e elevação são as

partes que maior manutenção exigirão por

possuírem uma maior quantidade de

componentes móveis normalmente sujeitos a

desgastes e falhas. Pesa, no entanto, a favor dos

mecanismos o fato de os mesmos apresentarem

boas condições de acesso para manutenção, e

como estes equipamentos operam com pouca

freqüência, é possível programar com

tranqüilidade as manutenções. O que ocorrerá

com o acionamento, diferentemente da estrutura e

dos caminhos de rolamento, é que, dentro da vida

útil do equipamento, é bem provável que sejam

feitas atualizações do equipamento, incorporando

certas melhorias que venham a ser desenvolvidas,

com o passar dos anos. Considerando a

realização das intervenções citadas acima,

consideraremos a vida útil econômica dos

mecanismos das pontes rolantes e pórticos em 30

anos.

Considerando o conjunto das pontes e pórticos

rolantes, vimos prudente considerar a vida útil

econômica destes equipamentos como sendo 30

anos.

REFERÊNCIAS

[1] Schreiber, Gerhard P. Usinas Hidrelétricas.

Editora Edgard Blücher Ltda. – 1980.

[2] Asme Hydropower Mechanical design – The

guide to Hydropower Mechanical design. HCI

pubications. 1996


Precipitador de Resíduos

RESUMO

Os precipitadores de resíduos são equipamentos

utilizados para retenção de partículas de um gás

ou uma mistura de gases com objetivo de atingir

níveis preestabelecidos aceitáveis antes de serem

exauridos para a atmosfera. Há uma diversidade

grande nas configurações deste equipamento por

tipo. Por exemplo, os precipitadores centrífugos:

existem deste tipo pelo menos dez configurações

distintas em que são escolhidas, dentre outras

características: o tamanho das partículas, forma,

densidade do material a ser coletado, assim

como o regime de operação do sistema como um

todo. Para cada combustível utilizado em um ciclo

de geração a vapor, deve-se utilizar a

configuração mais conveniente. Dentre os tipos

existentes, destacam-se os coletores

gravitacionais, centrífugos, inerciais, úmidos e os

precipitadores eletrostáticos. A durabilidade

destes equipamentos está relacionada às

condições de operação dos mesmos, pois estes

equipamentos operam sob diferentes condições

que incluem características de ambos, ou seja,

tanto do gás quanto das partículas. Dentre as

características do gás, incluem-se a temperatura,

a pressão e a composição. Sabe-se que o

controle da temperatura em determinada faixa é

fundamental na vida útil do coletor de resíduo,

enquanto que as partículas possuem forma,

densidade e concentração. Estas características

são fundamentais, pois podem interferir nas

condições de operação preestabelecidas para

estes equipamentos operarem, e o monitoramento

inadequado na operação destes equipamentos

compromete em muito a vida útil. Portanto, para

cada aplicação, deve-se escolher criteriosamente

o equipamento que é mais adequado para

operação e aplicação de manutenções efetivas

nos mesmos. Estes equipamentos por

trabalharem em diferentes regimes de operação,

por exemplo, gases com diferente composição e

química e material particulado das mais variadas

densidades e tamanho e, principalmente, os que

trabalham com via úmida e ficam mais

susceptíveis à corrosão podem ter sua vida útil

diminuída. De forma geral, estes equipamentos,

normalmente, possuem uma vida útil por volta de

15 anos.

I. INTRODUÇÃO

Os sistemas de precipitadores de resíduos

constituem-se, basicamente, dos coletores

gravitacionais, centrífugos, inerciais, úmidos e os

precipitadores eletrostáticos.

Os coletores foram estudados com mais detalhe já

neste século, principalmente após os anos 50,

tendo em vista maior preocupação com os

impactos ambientais onde alguns paises iniciaram

ações com intuito de diminuir a emissão de gases

poluentes para a atmosfera. Os coletores tipo

centrífugos são os mais utilizados numa

diversidade enorme de processos industriais, além

das plantas de geração de energia por serem


eficientes e simples. Estes coletores foram

estudados com mais detalhe por vários

pesquisadores a partir do ano de 1938 até 1949.

Estes têm como característica importante o fato

de quase não requererem manutenção. No

entanto, esse item está relacionado às condições

de operação, pois estes equipamentos operam

sob diferentes condições que incluem

características de ambos, ou seja, tanto do gás

quanto das partículas. Dentre as características

do gás se incluem a temperatura, a pressão e a

composição. Enquanto que as partículas possuem

forma, densidade e concentração, que podem

mudar dependendo da aplicação.

Em se tratando de partículas, o equipamento mais

adequado para este fim é o precipitador

eletrostático.

O Fenômeno da precipitação eletrostática é

conhecido a mais de 200 anos. Mas, ao contrario

dos demais equipamentos para este fim, somente

neste século é que este foi desenvolvido para

aplicações industriais.

Os coletores eletrostáticos tiveram um grande

impulso a partir de 1960, principalmente devido à

necessidade de se resolverem problemas de

emissão de partículas reforçado pelo movimento

Clean Air Acts de 1970, de 1977 e, ultimamente,

de 1990.

Apesar do conhecimento do fenômeno, pode-se

dizer que a primeira aplicação com sucesso foi

obtida para limpeza de gases industriais em 1907,

resultado este de algumas descobertas feitas por

F.G. Cottrell, professor de química da

Universidade da Califórnia.

Os precipitadores foram inicialmente testados em

diversas industrias até envolver as centrais de

geração de energia elétrica. O primeiro a ser

instalado nos Estados Unidos obedeceu à

seguinte seqüência: nas indústrias de cobre e

zinco, em 1910; em seguida, na de cimento, em

1912; na de papel, em 1916 e, finalmente, nas

plantas de geração de energia, em 1923.

Quanto às aplicações, os coletores são

extremamente utilizados e são diversos os setores

industriais que utilizam estes equipamentos além

das centrais de geração de energia.

Quanto aos coletores, cita-se como fabricante a

Capmetal que atua no mercado desde 1968.

Dentre os fabricantes de precipitadores

eletrostáticos, destacam-se Logdge Sturtevant,

United Mcgill e General Eletric.


Dentre os coletores, os mais utilizados são os do

tipo centrífugos. Também é comum encontrar com

freqüência uma combinação entre eles. Estes

equipamentos são robustos e praticamente sem

partes móveis. No caso dos coletores centrífugos

(ciclones), dependendo da configuração, podem-

se encontrar algumas paletas diretoras para

orientarem o escoamento, além dos

turbilhonadores e a válvula rotativa e, em alguns

casos, o motor variador. O acúmulo de material

em determinados pontos do equipamento pode

dar início ao processo de corrosão. Outro fator


que compromete bastante a vida útil é a entrada

de umidade nos equipamentos herméticos.

Os precipitadores eletrostáticos, que vem sendo

utilizados ultimamente, podem ser constituídos de

placas planas, arame e os úmidos. Os

precipitadores de placas planas possuem um

sistema de limpeza normalmente feito com o

sacudimento mecânico das placas ou por

acionamento pneumático. Ë importante ressaltar

que estes equipamentos trabalham com gases

com temperatura acima da temperatura

atmosférica e que, muitas vezes, é comum a

presença de enxofre no combustível, sendo as

superfícies metálicas bastante susceptíveis à

corrosão. Outro fator que influencia muito a vida

útil do precipitador é a estanqueidade do mesmo,

ou seja, a entrada de umidade propicia o processo

mais acelerado de corrosão.

Os precipitadores mais comumente utilizados são

do tipo gravitacionais, inércias e os mais eficientes

para captura de material particulado: os

precipitadores eletrostáticos.

II.1. COLETORES GRAVITACIONAIS

Este tipo de coletor utiliza a deposição

gravitacional das partículas pelo fluxo gasoso.

Portanto, é necessário que a velocidade do gás

seja substancialmente reduzida para possibilitar a

deposição das partículas dentro da câmara.

Existem inúmeras maneiras de se classificarem as

câmeras de sedimentação de acordo com a

forma, complexidade, tipo de partícula a coletar,

entre outros.

As câmeras de sedimentação são equipamentos

de controle para coleta de material particulado

com dimensões razoavelmente grandes,

conseguindo-se boas eficiências.

A perda de carga através de uma câmera

gravitacional é baixa e, em geral, não representa

um acréscimo considerável a perda total do

sistema devido ao seu aspecto construtivo que se

resume em contrações e expansões e quase não

existem partes móveis. No entanto, necessitam

periodicamente de inspeções para verificação de

suas estruturas, assim como a vedação e os

níveis de vibração.

II.1.1. Vantagens e Desvantagens

Os usos mais comuns de câmeras gravitacionais

são como um pré-coletor em operações de refino

de metais (para as partículas grossas). Além das

plantas de geração de energia, podem ser

encontrados em indústrias alimentícias (cascas e

películas), em caldeiras de alimentação de carvão

(cinzas carreadas), entre outros. As maiores

vantagens estão relacionadas ao baixo custo,

pequeno desgaste, baixa potência consumida,

simplicidade de projeto, construção e instalação.

Além disso, pode ser utilizada com efluentes

gasosos em baixa temperatura. Dentre as

desvantagens, podem-se citar a baixa eficiência

para partículas menores e o grande espaço

requerido para instalação.

II.2. COLETORES INERCIAIS

Existem vários tipos, um dos mais utilizados é a

chamada câmara de impactação. Ela faz com que

o fluido que carreia as partículas se choque com

os obstáculos com mudanças bruscas de direção,

após aumentar-se sua velocidade. Isso faz com


que as partículas com inércia sejam impactadas e,

em sua maioria, coletadas.

Quanto à perda de carga, pode-se dizer que ela

varia com o número de obstáculos e com o

número de mudanças de direção, da densidade

da partícula, da velocidade do gás, do material de

construção e acabamento das superfícies.


Também os coletores inerciais são utilizados

como pré-coletores para diminuir a carga de

poeira de maior tamanho para posterior coleta no

coletor principal. Como as câmeras gravitacionais,

as câmeras inerciais são de baixo custo, pequeno

desgaste, baixa potência consumida e podem ser

utilizadas para limpeza de efluentes em altas

temperaturas. Dentre as desvantagens, podem-se

citar a baixa eficiência para partículas menores e

o grande espaço requerido para instalação.

II.3. COLETORES CENTRÍFUGOS

Nos coletores centrífugos, pretende-se fazer agir

sobre as partículas as forças centrífugas para

possibilitar a coleta. A força centrífuga é aplicada

sobre as partículas e, várias vezes, mais intensas

que a força da gravidade empurrando as

partículas em direção às paredes do ciclone,

retirando-a do fluxo gasoso.

O gás, entrando tangencialmente no topo do

ciclone, cria um fluxo espiral descendente entre a

parede e o duto de saída. Esta chamada espiral

principal estende-se até a base do cone e retorna

ao movimento espiral ascendente interno a

chamada espiral interna, que se estende até o

duto de saída, dando descarga ao gás limpo.

Existe uma diversidade enorme de ciclones:

• Ciclone simples de entrada tangencial;

• Ciclone simples de entrada envolvente;

• Ciclone simples de entrada curva;

• Ciclone simples de entrada axial;

• Ciclone simples de corpo cilíndrico;

• Ciclone simples de corpo cilíndrico/cônico;

• Ciclone simples de corpo curvo;

• Ciclones múltiplos;

• Coletores scroll;

• Ventilador reduzido;

• Coletor tipo turbo compressor.


Coletores centrífugos têm enorme aplicação na

indústria para coleta de material particulado. As

maiores vantagens estão relacionadas ao baixo

custo, pouca necessidade de manutenção e

simplicidade de construção.

Suas principais desvantagens estão ligadas à

baixa eficiência para partículas inferiores a 5 µm.

A abrasão excessiva e a possibilidade de

entupimento pela presença de altas

concentrações de poeiras, principalmente, as de

menor diâmetro, mais molas, mais higroscópicas,

mais pegajosas podem dar início a um processo

de corrosão.

II.4. COLETORES ÚMIDOS

O gás, carreando material particulado, é forçado

através de uma aspersão de gotas, com as quais

as partículas se chocam, se depositam por

difusão, e também agem como núcleo de

condensação de água, conseqüentemente,

aumentando de tamanho o que torna sua coleta


mais fácil. Portanto, podemos dizer que os quatro

mecanismos de coleta mais importantes nos

coletores úmidos são a impactação, a

interceptação, a difusão e a condensação. Esse

tipo de coleta fica muito susceptível ao processo

de corrosão.


Dentre as vantagens podem-se citar:

• Pode coletar partículas e gases ao mesmo

tempo;

• Dissolve partículas solúveis;

• Executa a função secundária de

resfriamento;

• Gases e névoas corrosivas podem ser

coletados e neutralizados;

• Evita riscos de poeira e explosão pela

presença de gases e poeiras combustíveis;

• Seu tamanho geral é pequeno;

• Seu custo inicial é baixo.

Desvantagens:

• Recristaliza matérias solúveis;

• Necessita de leito de sedimentação para

partículas;

• Alta taxa de corrosão;

• Consumo de água.

II.5. PRECIPITADORES ELETROSTÁTICOS:

Atualmente, com a maior exigência dos órgãos

ambientais, estão sendo introduzidos os

precipitadores eletrostáticos cuja principal

finalidade é a captura de material particulado.

Estes funcionam da seguinte forma: em contato

com uma alta diferença de potencial, o ar se

ioniza. Se o fluxo de ar que carrega as partículas

passa por uma alta diferença de potencial, o gás

se ioniza, e os íons chocam-se ou depositam-se

nas partículas, carrega-as eletricamente e faz com

elas migrem em direção ao pólo de carga

contrária.

Este é o princípio básico da precipitação

eletrostática de partículas, que permite a posterior

coleta das mesmas e a sua adequada disposição

final.

Os precipitadores eletrostáticos constituem-se,

basicamente, das placas, eletrodos e sistema de

exaustão. Ultimamente, com o desenvolvimento

dos novos materiais, têm-se substituído algumas

partes metálicas constituintes dos mesmos.


Dentre as vantagens podem-se citar:

• Pode tratar grandes vazões de gases a

altas temperaturas;

• Perda de carga é muito pequena;

• Apresenta alta eficiência de coleta numa

faixa de tamanho de partículas;

• Os custos de operação e manutenção são

baixos.

Desvantagens:

• Alto custo inicial;

• Requer grande espaço;

• Apresenta perigos causados pela alta

tensão;

• Só serve para material particulado;

Quanto à obsolescência tecnológica destes

equipamentos, vale ressaltar a utilização de novos

materiais mais resistentes à corrosão e a

possibilidade de um monitoramento de parâmetros


de operação, como a temperatura, a partir de

sistema de aquisição de dados.


Este tipo de manutenção está direcionada

principalmente para os sistemas de exaustão

onde faz monitoramento dos rolamentos e

verificação de desbalanceamento.


Basicamente, as manutenções preventivas

consistem na verificação do sistema de limpeza e

descarga destes equipamentos e inspeções

visuais para verificação das condições estruturais.

Deve ser realizada uma inspeção para verificação

de vazamentos.

Nos precipitadores eletrostáticos, verificam-se,

ainda, os pontos de aquecimento dos contatos de

eletrodos utilizando aparelhos com princípio de

termovisão. Verificam-se ainda os níveis de

vibração.


Nos coletores, é comum a desobstrução em

determinados pontos dos equipamentos,

principalmente nos estrangulamentos. Reparos no

sistema de vedação. Troca de componentes

desgastados pela erosão.

Os precipitadores eletrostáticos passam por

manutenções corretivas devido ao estágio

avançado de corrosão onde se trocam placas e

eletrodos, sendo estes danificados principalmente

nos pontos de fixação. São comuns estas

manutenções corretivas ocorrerem de três em três

anos e uma série de placas e eletrodos serem

trocados.


Conforme mencionado anteriormente, existe uma

diversidade enorme destes equipamentos com

aplicações as mais diversificadas, tendo em vista

as mais variadas condições do meio. Portanto,

chega-se à conclusão que pode ser vista na

tabela a seguir.

Vida útil dos equipamentos para efeito

de depreciação

Coletores gravitacionais 15

Coletores Centrífugos 15

Coletores Inerciais 15

Coletores úmidos 15

Precipitadores eletrostáticos 10

REFERÊNCIAS

[1] Mesquita, A.L.S., et al. Engenharia de

Ventilação Industrial. São Paulo 1985.

[2] Dorman R.G. Dust Control and Air Cleaner.

Oxford, 1974.

[3] Mycock, J.C., et al. Handbook of Air Pollution

Control Engineering and Technology, 1995.


Protetor de Rede

RESUMO

Para garantir a proteção e a confiabilidade dos

sistemas de distribuição é imprescindível um

projeto bem elaborado de proteção que abrange

desde a especificação dos dispositivos de

proteção até a determinação do local de

instalação e conexões utilizadas. Como o

transformador de distribuição, que representa o

principal equipamento do sistema de distribuição,

é pequeno e de custo reduzido, e usualmente

montado em poste e em localizações de difícil

acesso, os dispositivos de proteção devem ser

baratos, pequenos, leves, simples e confiáveis.

Para assegurar a proteção dos transformadores,

existem alguns métodos usados que empregam

diferentes dispositivos de proteção e diferentes

configurações de conexão. Contudo, para garantir

uma proteção completa, deve-se utilizar o método

de proteção três pontos. Dentre os dispositivos de

proteção, os pára-raios tipo válvula convencionais

são os mais indicados para transformadores que

exigem dispositivos de proteção montados

separadamente. O pára-raio de distribuição, pela

própria característica de operação, acaba sendo

um ponto mais propenso a falhas. Como a

manutenção restringe-se a uma simples inspeção

visual, limpeza e a pequenos ajustes mecânicos, a

qualidade dos processos e dos materiais

utilizados na fabricação do pára-raio é que

determinarão a vida útil do mesmo. A vida útil

econômica dos protetores de redes,

considerando-se estes aspectos, pode ser

estimada em 20 anos.

I. INTRODUÇÃO

O transformador de distribuição juntamente com

seus dispositivos de proteção é como uma

subestação em miniatura que constitui a

transformação final de tensão entre a estação

geradora e o consumidor final. Como o

transformador de distribuição é pequeno e de

custo reduzido, sendo usualmente montado em

poste e em localizações de difícil acesso, os

dispositivos de proteção devem ser baratos,

pequenos, leves, simples e confiáveis. Além disso,

os dispositivos de proteção devem ter também a

capacidade de suportar severas descargas

atmosféricas.

Além da proteção contra impulsos atmosféricos, o

transformador de distribuição normalmente inclui

proteção contra curto-circuito interno e curto-

circuito secundário ou sobrecargas. Esta proteção

consiste tanto de fusíveis de alta tensão montados

externamente ao transformador, quanto de elos-

fusíveis de alta tensão e um disjuntor secundário

montado internamente e incluído como parte do

transformador.

II. CONSIDERAÇÕES INICIAIS

O transformador de distribuição, do mesmo modo

que os grandes transformadores de potência,

contem três grupos de isolação sujeitos a


solicitações de tensão, que devem ser

consideradas no projeto de proteção, a saber:

• A isolação entre o enrolamento de alta

tensão e o núcleo ou carcaça;

• A isolação entre o enrolamento de baixa

tensão e o núcleo ou carcaça;

• A isolação entre os enrolamentos de alta e

baixa tensão.

Existem, contudo, duas condições que fazem a

proteção dos transformadores de distribuição

diferirem dos transformadores de potência de alta

tensão:

• A diferença da relação entre a intensidade

do impulso e a tensão de operação;

• Os efeitos da localização e conexão dos

dispositivos de proteção.

O transformador de distribuição tem uma relação

muito maior, o que permite aos dispositivos de

proteção da baixa tensão terem uma relação de

proteção maior do que a exigida para tensões

maiores.

O efeito da localização e conexão dos dispositivos

de proteção é mais acentuado nos

transformadores de distribuição. Como as

descargas atmosféricas nos circuitos de

distribuição e nos circuitos de transmissão de alta

tensão são próximas em magnitude, as quedas

efetivas das tensões de impulso nos cabos

condutores para os dispositivos de proteção e

através das conexões de terra dos dois circuitos

são próximas. Enquanto estas quedas de tensão

podem ser somente uma parcela da tensão de

disparo do dispositivo de proteção para as

tensões maiores, elas podem ser várias vezes a

tensão de disparo dos dispositivos de proteção de

baixa tensão. Portanto, é extremamente

importante que os dispositivos de proteção dos

circuitos de distribuição sejam colocados e

conectados devidamente de acordo com os

aparelhos que eles estejam protegendo.

III. MÉTODOS DE CONEXÃO DOS

DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO

Existem três esquemas de conexão de

dispositivos de proteção para proteger

transformadores de distribuição contra impulsos

atmosféricos comumente conhecidos:

• Método de conexão separada;

• Método de interconexão;

• Método de proteção três pontos.

III.1. MÉTODO DE CONEXÃO SEPARADA

Este método de proteção está ilustrado na figura

1. Os dispositivos de proteção são conectados

entre os condutores do primário próximos ao

transformador e o terra do poste. O neutro do

secundário é normalmente aterrado

separadamente.

AT

Protetores

BT

Figura 1 – Método de Conexão Separada

III.2. MÉTODO DE INTERCONEXÃO

A interconexão direta consiste na conexão dos

dispositivos de proteção a partir das linhas do


primário diretamente ao neutro do secundário,

conforme figura 2.

AT

Protetores

BT

Figura 2 – Método de Interconexão

A tensão de impulso que pode existir entre o

enrolamento primário e o secundário é

definitivamente limitada à tensão de disparo dos

dispositivos de proteção. O potencial do núcleo e

da carcaça, devido ao acoplamento eletrostático

com o enrolamento secundário, normalmente

cresce junto com os enrolamentos primário e

secundário durante uma descarga, limitando a

tensão entre os enrolamentos e o núcleo. Esta

conexão é um melhoramento sobre a conexão

convencional, pois elimina o fator de queda de

tensão no condutor de terra do pára-raio.

III.3. MÉTODO DE PROTEÇÃO TRÊS PONTOS

Este esquema, ilustrado na figura 3,

definitivamente limita a tensão através dos três

grupos de isolação do transformador

independentemente das conexões e resistências

do terra.

Os dispositivos de proteção conectados entre as

linhas de alta tensão e a carcaça definitivamente

limitam a tensão entre estas partes e a tensão de

disparo do dispositivo de proteção.

AT

Protetores

BT

Gaps Figura 3 – Método de Proteção Três Pontos

Da mesma forma, o dispositivo de proteção entre

o secundário e a carcaça (geralmente um gap)

limita a tensão entre estas partes e a tensão de

ruptura do dispositivo. Com a tensão entre o

enrolamento de alta tensão e o núcleo ou carcaça

e a tensão entre o enrolamento de baixa tensão e

o núcleo ou carcaça definitivamente limitadas, a

tensão entre os enrolamentos também é limitada.

III.4. PROTEÇÃO DE BANCOS TRIFÁSICOS DE

TRANSFORMADORES

As falhas do método de conexão separada de

proteção se aplicam igualmente bem para a

proteção de transformadores trifásicos ou bancos

trifásicos de transformadores nos circuitos de

distribuição. O método de interconexão

geralmente não é aplicável porque não existe um

neutro no secundário a menos que o secundário

esteja conectado em estrela. Ás vezes uma fase

do secundário ou o ponto médio de uma das fases

é aterrado conforme mostrado pelas linhas

tracejadas da figura 4.

O esquema de proteção três pontos, conforme

figura 4, é aplicável a qualquer conexão dos

enrolamentos. Um dispositivo de proteção é

conectado entre cada enrolamento de fase


primário e a carcaça diretamente ou através de

um gap de isolação.

Gap

Figura 4 – Proteção Três Pontos Aplicada a

Transformadores de Distribuição Trifásicos

Da mesma forma, um dispositivo de proteção é

conectado entre cada condutor de fase secundário

e a carcaça. As carcaças de todos os

transformadores de um banco são ligadas juntas.

Com esta conexão, os enrolamentos de todos os

transformadores são protegidos indiferentemente

das condições de aterramento ou se o impulso

origina no circuito primário ou secundário.

IV. DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO PARA

TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO

Existem três classes gerais de dispositivos usados

para a proteção de transformadores de

distribuição assim como para a proteção de

subestações de alta tensão:

• Gap plano a ar;

• Tubo protetor;

• Pára-raio tipo Válvula Convencionais.

IV.1. GAP PLANO A AR

São algumas vezes usados para proteger

transformadores de distribuição. A relativamente

alta robustez elétrica do isolante do transformador

torna possível oferecer um satisfatório grau de

proteção para o transformador contra impulsos

atmosféricos sem a necessidade de diminuir o

espaçamento do gap para um valor no qual vários

arcos possam ocorrer devido a impulsos menores.

Contudo, o dispositivo não irá restabelecer a

tensão após uma descarga sem

momentaneamente desenergizar o circuito, o que

usualmente resulta na queima de um fusível do

transformador ou de um ponto de seccionalização

da linha.

Os espaçamentos do gap associados com as

baixas tensões de operação são necessariamente

baixos de tal forma que a não ser que o gap esteja

fechado ou protegido, vários arcos podem ocorrer

devido a passarinhos ou objetos estranhos que

passem pelo gap. Gaps duplo de diferentes

construções são ás vezes usados para minimizar

este problema. Como os transformadores de

distribuição são freqüentemente colocados em

locais remotos, é importante evitar ao máximo a

troca de fusíveis. Por esta razão e de certa forma

devido à questionável proteção obtida para

impulsos com frente de onda íngreme, os gaps

planos a ar não são extensamente usados para

proteger transformadores de distribuição.

IV.2. TUBOS PROTETORES

O tubo protetor do tipo distribuição consiste

essencialmente de um pequeno gap a ar, um tubo

difusor, e ás vezes um resistor, todos conectados

em série. O gap série é só suficiente para isolar o


tubo da tensão normal, eliminando assim uma

solicitação contínua de tensão pelo tubo difusor. O

propósito do resistor série quando usado é para

limitar a corrente subseqüente, fazendo com que a

aplicação do tubo independa da corrente de curto-

circuito do sistema.

Depois que o gap atua, a tensão de disparo é

igual à queda do arco no tubo mais a queda

através de resistor, se um for usado. O resistor

série é geralmente montado com um gap em

paralelo que limita a tensão através do resistor. Se

o impulso atmosférico tiver corrente com

magnitude suficiente para atuar o gap, o gap tira o

resistor fora do circuito de descarga. Neste caso a

tensão de disparo é a queda através do tubo.

Elevadas correntes de descarga suficientes para

atuar o gap paralelo, produzem uma ação de

desionização no tubo suficiente para extinguir a

corrente depois da descarga, eliminando com isso

a corrente subseqüente.

Embora a tensão de atuação do gap do tubo

protetor seja maior do que a de um pára-raio do

tipo válvula, particularmente para atrasos de

tempo curto, o tubo protege adequadamente os

modernos transformadores de distribuição para

13,8 kV ou menores se devidamente conectados.

Testes em laboratório e dados práticos têm

demonstrado a habilidade de um tubo para

descarregar severas quedas de raios. Esta

característica juntamente com a habilidade de

suportar tensões momentâneas altas do sistema

torna o tubo protetor especialmente apropriado

para aplicações em circuitos rurais.

IV.3. PÁRA-RAIOS TIPO VÁLVULA

CONVENCIONAIS

O pára-raio tipo válvula é o dispositivo

freqüentemente mais empregado para a proteção

de transformadores de distribuição convencionais,

ou seja, transformadores que exigem dispositivos

de proteção montados separadamente.

Dados práticos demonstram a habilidade que os

pára-raios tipo válvula convencionais têm para

fornecer um alto grau de proteção para

transformadores de distribuição. Projetos

modernos eliminaram as dificuldades mecânicas

experimentadas nos projetos anteriores que

resultavam em uma taxa relativamente alta de

falhas e reclamações freqüentes de rádio-

interferência. Medições em campo das

magnitudes da crista de impulsos juntamente com

testes em laboratório levaram a projetos

posteriores com capacidade de descarregar

correntes de descarga com crista de elevada

magnitude. Dados mais recentes mostram que o

pára-raio para distribuição deve ser capaz

também de descarregar correntes de descarga de

longa duração.

Atualmente existem disponíveis pára-raios tipo

válvula capazes de operarem com impulsos de

crista elevada ou impulsos de longa duração.

IV.4. TRANSFORMADORES À PROVA DE IMPULSO

E TIPO CSP

Os transformadores de distribuição à prova de

impulso contêm juntamente com as partes do

transformador os dispositivos para a completa

proteção de impulsos. Um pára-raio tipo expulsão,

conhecido como pára-raio De-ion é conectado

entre cada terminal primário e a carcaça. Estes


pára-raios juntamente com buchas de baixa

tensão garantem a proteção de impulso pelo

método três pontos, possibilitando pela primeira

vez proteger completamente todos os três

principais isolamentos.

Estes transformadores à prova de impulso exigem

ainda a instalação de chaves-fusíveis externas

para desconectar o transformador da linha no

caso de sobrecarga no secundário, curto-circuito

ou falhas internas. A queima destes fusíveis e às

vezes a falha de desligamento constituem uma

grande parte dos problemas verificados com os

transformadores de distribuição causados por

impulsos atmosféricos. Uma proteção adequada

contra sobrecarga e curto-circuito não pode

depender sempre da chave-fusível. Além disso, a

montagem da chave-fusível incrementa

necessariamente o custo e a complicação da

instalação do transformador.

Gap

Sinalizaçãode Sobre

Temperatura

GapsDe-ion

Elo-Fusível

DisjuntorSecundário

Gap

Figura 5 – Diagrama do Transformador CSP

O transformador de distribuição completamente

auto protegido (CSP) supera estas dificuldades.

Como seu antecessor, ele contem proteção

completa contra raios, garantida pelos pára-raios

de alta tensão De-ion e pelas buchas de baixa

tensão, sendo montados de modo a oferecer

proteção três pontos, conforme mostrado na figura

5. Além disso, um disjuntor interno conectado

entre os enrolamentos de baixa tensão e os

terminais de baixa tensão protegem o

transformador contra sobrecargas ou curtos-

circuitos secundários. Finalmente, a proteção dos

alimentadores de alta tensão contra falhas

internas do transformador é feita através de elos-

fusíveis internos que desempenham todas as

funções da chave-fusível, de modo que nestes

transformadores nenhum dispositivo de proteção

externa é necessário. Por isso, estes

transformadores substituíram quase que

completamente os transformadores à prova de

impulso.

O elemento bimetálico de trip do disjuntor que é

acionado tanto por sobrecorrente como pela

temperatura do óleo, é calibrado para seguir de

perto as características térmicas de carga-tempo

permitidas para os enrolamentos do transformador

e fornecer carga de acordo com a temperatura do

cobre.

V. MANUTENÇÃO PREVENTIVA

A manutenção preventiva de protetores de rede

restringe-se basicamente a uma inspeção visual

envolvendo principalmente os pára-raios. A

inspeção deverá ser dirigida para os seguintes

detalhes:

• Em primeiro lugar, deve-se anotar as

posições onde faltam pára-raios, sendo


recomendável a sua instalação, em função

das normas técnicas.

• Verificação da posição na cruzeta, quanto

a afastamentos.

• Verificação das condições da ferragem de

sustentação e do aperto das porcas.

• Verificação das condições da porcelana,

da acumulação de pó, do indicador de

defeito acionado e da continuidade da

terra.

Nas proximidades de fábricas ou de estradas de

terra, a acumulação de pó (químico ou poeira)

afeta a operação dos gaps internos, pela alteração

do campo eletrostático. Os gaps podem centelhar

a uma tensão indesejável ou podem falhar ao

interromper o arco iniciado por um surto de

tensão. Esta falha geralmente causa a destruição

do pára-raio. No caso dos descarregadores, deve-

se verificar as condições físicas dos gaps,

ferragens e isoladores.

Outra inspeção importante é a de

radiointerferência que objetiva captar sinais

indesejáveis de radiointerferência, emitidos por

componentes das redes e linhas de distribuição.

As radiointerferências devidas à distribuição

resultam de porcelanas quebradas ou rachadas,

vazamentos, partes muito próximas ou mau

contato que podem ocorrer para os pára-raios,

buchas de transformador e chaves-fusíveis que

compõem os protetores de rede.

VI. MANUTENÇÃO CORRETIVA

A manutenção corretiva resume-se à troca de

elementos defeituosos, como fusíveis queimados,

buchas de transformador, ou mesmo simples

ajustes necessários após a verificação de

problemas na manutenção preventiva.

VII. VIDA ÚTIL ECONÔMICA

Os protetores de rede compreendem alguns

dispositivos de proteção que exigem

especificações especiais para o correto

funcionamento a que se destinam. Um mau

dimensionamento da proteção, além de acarretar

problemas ao sistema de distribuição como um

todo, ocasiona um desgaste mais rápido dos

dispositivos de proteção influenciando diretamente

na vida útil dos mesmos, e por vezes até mesmo a

destruição do dispositivo. Um gap mau ajustado,

por exemplo, pode constantemente fechar arcos

devido a simples sobretensões ou em alguns

casos nem mesmo atuar na ocorrência de surtos

de tensão. O local de instalação e a conexão

usada são outros pontos importantes para garantir

a operação adequada e segura dos dispositivos

de proteção, aumentando a confiabilidade do

sistema. O pára-raio de distribuição, pela própria

característica de operação, acaba sendo um ponto

mais propenso a falhas. Como a manutenção

restringe-se a uma simples inspeção visual,

limpeza e a pequenos ajustes mecânicos, a

qualidade dos processos e dos materiais

utilizados na fabricação do pára-raio é que

determinarão a vida útil do mesmo.

Portanto, considerando-se estes aspectos, pode-

se considerar a vida útil econômica dos protetores

de rede como sendo de 20 anos.

REFERÊNCIAS

[1] Electrical Transmission and Distribution

Reference Book, by Central Station Engineers of


the Westinghouse Electric Corporation. East

Pittsburgh, Pennsyvania. 4a edição, 1950.

[2] CODI. Manutenção e operação de sistemas de

distribuição. Centrais Elétricas Brasileiras.

Eletrobrás. Rio de Janeiro.Editora Campus-

Eletrobrás, 1982.

[3] Catálogos e manuais de Fabricantes.

[4] Relatórios de Concessionárias.


Reator (ou Resistor)

RESUMO

Os reatores para sistemas de potência são

equipamentos elétricos que, são destinados a

introduzir impedância num sistema de potência,

sendo a sua principal componente a reatância

indutiva. O reator de potência pode ser

classificado ou denominado de acordo com o tipo

de utilização, isto é, reator de derivação, série,

aterramento de neutro, supressão de arco,

alisamento, filtro de harmônicos e trifásico de

aterramento. Para cada uma destas utilizações do

reator de potência, deve-se fazer um projeto

técnico de fabricação, visando atender às suas

necessidades de operação. Os reatores são

dimensionados para funcionarem sob

determinadas condições de carga, temperatura do

meio da resfriamento e altitude de 1000 metros.

Os reatores podem ser do tipo imersos em óleo

com resfriamento natural a ar, secos com

resfriamento natural, imersos em óleo com

ventilação forçada a ar ou secos com ventilação

forçada a ar. A redução na expectativa de vida do

reator de potência se dará devido, principalmente,

à deterioração da isolação em função do tempo e

da temperatura. Para o bom funcionamento dos

reatores de potência deve-se utilizar dentro dos

limites recomendados pelos fabricantes e também

realizar as manutenções previstas ao longo de

sua vida útil. Com isso a expectativa de vida útil

destes reatores de potência é de 20 anos.

I. INTRODUÇÃO

Os reatores de potência é um equipamento

elétrico destinado a introduzir no sistema elétrico

de potência uma impedância com características

de reatância indutiva.

Estes reatores possuem as seguintes definições e

aplicações:

• Reator de derivação, destinado a ser

ligado entre fases, ou entre fase e neutro

ou entre fase e terra, num sistema de

potência, normalmente para compensação

da corrente capacitiva do sistema;

• Reator série, destinado a ser ligado em

série num sistema de potência, seja para

limitação de corrente nos casos de falta no

sistema ou para distribuição de carga em

circuitos paralelos, quando ligados em

série com bancos de capacitores, o reator

irá limitar a corrente inrush, quando este

reator for conectado em série com bancos

de capacitores de uma linha de

transmissão, este irá melhorar a regulação

da tensão, reduzir o nível de flicker e

também aumentar a capacidade de

transmissão da linha;

• Reator monofásico de aterramento de

neutro, destinado a ser ligado entre o

neutro de um equipamento elétrico e a

terra, com o objetivo de limitar as correntes

da falta para a terra;


• Reator de supressão de arco, é um reator

de aterramento de neutro dimensionado

para compensação da corrente capacitiva

durante uma falta para a terra, este reator

é utilizado em aterramento ressonante ou

de alta impedância, conhecido também

como “Bobina de Petersen”;

• Reator trifásico de aterramento, é um

reator de características adequadas para

constituir um neutro artificial num sistema

trifásico sem neutro, podendo ser

denominado de transformadores de

aterramento

• Reator de alisamento, utilizados em

sistemas de corrente contínua visando

reduzir as tensões harmônicas e também

reduzir o nível da corrente no caso de

ocorrência de uma falta;

• Reator shunt, destinado para compensar

as características capacitivas de linhas de

transmissão longas, neste caso, são

conectados no enrolamento terciário do

transformador de alta tensão;

• Reator para filtro de harmônicos,

destinadas a reduzir, bloquear ou prover

um caminho de baixa impedância para as

correntes harmônicas produzidas pelas

cargas não lineares existentes no sistema

elétrico. Estas correntes harmônicas

causam uma série de problemas, tais

como, aumento das perdas, mau

funcionamento dos sistemas de controle,

elevado nível de corrente de neutro. Para a

construção destes filtros, os reatores são

associados a capacitores e,

ocasionalmente, a resistores.


Os reatores de potência são dimensionados para

funcionar sob as seguintes condições normais:

• Altitude de até 1000 metros;

• Temperatura máxima do meio de

resfriamento; de 40ºC e média diária não

superior a 30ºC para o resfriamento a ar;

• Temperatura máxima do meio de

resfriamento; de 30ºC e média diária não

superior a 25ºC para o resfriamento a

água.

Para as condições especiais de funcionamento,

estes transformadores exigem uma construção

especial e/ou revisão de alguns valores nominais,

instalação e deverão ser levadas ao conhecimento

do fabricante. A seguir são listados alguns

exemplos de condições especiais:

• Instalação em altitude superior a 1000

metros;

• Exposição a umidade excessiva, atmosfera

salina, gases ou fumaças prejudiciais;

• Sujeitas a vibrações excessivas;

• Funcionamento em regime ou frequências

não usuais ou com forma de onda

distorcidas ou asimétricas.

Os reatores projetados para altitudes de até 1000

metros poderão ser instalados em instalações

com altitudes superiores, desde que a isolação

seja coerente com o nível de isolamento do reator

pois com o aumento da altitude há um

abaixamento da rigidez dielétrica do ar.



Um reator com núcleo de ar poderá ter duas

tecnologia de construção: encapsulado ou aberto,

conforme descrito a seguir:

• Aberto, o enrolamento do reator consiste

em um ou mais perfis extrudados de

alumínio de seção retangular. Cada espira

é separada por espaçadores de fibra de

vidro e o enrolamento completo é fixo por

meio de tirantes conforme apresentado na

Figura 1.

Figura 1 – Reator com núcleo de ar aberto

• Encapsulado, o enrolamento do reaator

consiste em vários condutores de alumínio

ou cobre conectados em paralelo, onde

cada condutor possui um isolamento de

filme de poliéster e imobilizados

mecanicamente por encapsulamentos de

fibra de vidro, conforme a Figura 2.

Figura 2 – Reator com núcleo de ar encapsulado

Existem também os reatores com núcleo imersos

em óleo isolante, descrito a seguir, sendo que

estes reatores deverão possuir um regime de

inspeção periódico devido à presença do óleo

isolante. O óleo a ser utilizado deverá ser do tipo

A para tensão nominal superior a 34,5 kV e do tipo

B para tensão inferior a 34,5 kV.

A tanque e a tampa do reator devem ser de

chapas de aço, não poderá apresentar

imperfeições superficiais, a superfície interna deve

receber um tratamento contra corrosão e o

material não deve afetar o óleo, nem por ele ser

afetado.

Os radiadores deverão utilizar chapas com no

mínimo 1,2 mm de espessura e tubos com no

mínimo 1,6 mm de espessura.

As juntas de vedação devem ser feitas de

elastômero resistente à ação do óleo aquecido à

temperatura de 105ºC, à ação da umidade e dos

raios solares.

As buchas deverão possuir um nível de

isolamento de valor igual ou superior ao nível de

isolamento dos enrolamentos a que estão ligadas,


deverão suportar os ensaios dielétricos a que são

submetidos os reatores.

Deverão possuir no mínimo os seguintes

acessórios para reatores com potência nominal

superior a 5 MVA:

• Provisão para instalação de termômetro

para óleo;

• Respirador com secador de ar (quando

houver conservador);

• Dispositivo para alívio de pressão;

• Meios para locomoção;

• Conservador de óleo;

• Provisão para colocação de relé detector

de gás tipo Buchholz ou equivalente;

• Caixa com blocos determinais para ligação

de cabos de controle;

• Relé detector de gás tipo Buchholz ou

equivalente;

• Indicador de temperatura do enrolamento;

• Válvulas de retenção do óleo;

• Meios de ligação para filtro.

O óleo mineral é utilizado nos equipamentos

elétricos que necessitem de um meio com elevada

resistência de isolamento, como é o caso dos

reatores. A fonte primária de produção do óleo

mineral é o petróleo. O óleo mineral isolante para

que seja utilizado para este fim tem de ser

observado algumas características físicas como:

ponto de fulgor, ponto de fluidez, densidade,

viscosidade, ponto de anilina tensão interfacial, e

principalmente a sua solubilidade em água.

As características elétricas que devem ser

observadas no óleo isolante são:

• Rigidez dielétrica: É medida pelo valor da

tensão alternada para qual ocorre a

descarga disruptiva na camada de óleo

que está entre dois eletrodos em forma de

disco, conforme recomendado pela ASTM,

método D877.

• Fator de potência: É medido como sendo o

cosseno do ângulo de fase ou seno do

ângulo de perdas do mesmo. Este valor

aumenta na medida em que ocorre a

deterioração do óleo isolante. Esta

mediada revela a intensidade da corrente

que flui através do óleo à medida em que

aumenta a sua contaminação.

IV. MANUTENÇÃO PREDITIVA E

PREVENTIVA

Conceituando a manutenção como sendo toda

ação realizada em um equipamento, estrutura ou

sistema que se esteja controlando, conservando

ou restaurando, a fim de que o mesmo permaneça

em funcionamento ou retorne a suas funções

primitivas. Estas atividades de manutenção em

equipamentos elétricos são classificados

conforme a natureza dos trabalhos a serem

executados e os objetivos a serem alcançados,

que são: manutenção corretiva, preventiva e

preditiva.

A manutenção preventiva é caracterizada pela

intervenção no equipamento prevendo a falha ou

defeito, podendo ser realizada de forma rotineira,

com tempos de intervalo de execução conforme a

característica e o comportamento do equipamento

a sofrer a manutenção, e atividades previamente

conhecidas, com o intuito de detectar prováveis

falhas ou defeitos, ainda que incipientes.


A manutenção preditiva, é toda ação periódica de

controle realizada em um equipamento visando as

condições para determinação do melhor momento

de intervir, a fim de que o mesmo continue

cumprindo com suas funções, minimizando as

intervenções corretivas, de preferência com o

equipamento em condições normais de operação,

minimizando também os custos da manutenção.

A manutenção preditiva permite reajustar as

previsões de manutenção corretiva a efetuar,

acompanhando-se a tendência evolutiva do

funcionamento e estimar o tempo pelo qual é

possível utilizá-lo antes da possível avaria.

Portanto, para esse tipo de manutenção é

necessária a monitoração dos estados da

condição de um equipamento.

Para os reatores de potência com núcleo imerso

em óleo isolante deve-se realizar os seguintes

itens durante a inspeção periódica:

• Verificação da inexistência de fissuras,

lascas ou sujeiras nas buchas e danos

externos no tanque ou acessórios;

• Estado dos terminais e ligações;

• Possíveis vazamentos;

• Indícios de corrosão;

• Verificação de ruidos anormais de origem

mecânica ou elétrica;

• Verificação do aterramento e sistema de

proteção;

• Verificação do nível de óleo isolante;

• Realizar o ensaio de resistência de

isolamento e também retirar uma amostra

do líquido isolante para análise em

laboratório;

• Verificação dos sistema de resfriamento e

proteção.


A manutenção corretiva caracteriza-se pela

intervenção no equipamento após ser constatado

o defeito ou falha, conforme o nome indica,

procedendo ao reparo ou correção do defeito,

normalmente realizada com o equipamento

desligado.


Finalmente, pode-se afirmar que a vida útil dos

reatores de potência instalados no sistema elétrico

é da ordem de 30 anos, sendo que este valor

poderá ser modificado segundo as condições de

manutenção e de operação que ele estiver

submetido durante sua vida útil.

REFERÊNCIAS

[1] NBR 5119, Reatores para Sistemas de

Potência, Especificação.

[2] NBR 7569, Reatores para Sistemas de

Potência, Método de Ensaio.

[3] Catálogos de fabricantes.

estudo de vida útil econômica e taxa de depreciação · pdf...

Documents