estudo de vida Útil econômica e taxa de depreciação

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VOLUME 2 / 2

Escola Federal de Engenharia de Itajubá

CERNE - Centro de Estudos em Recursos Naturais e Energia

Novembro 2000

ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 361 Estudo de Vida Útil Econômica e Taxa de Depreciação

Reator Nuclear

RESUMO

O Reator Nuclear é o equipamento responsável

pela geração da potência térmica numa usina

nuclear. A partir de 1942, quando o primeiro

Reator Nuclear foi criticalizado (com a reação

nuclear auto-sustentada e controlada), uma

variedade de reatores têm sido projetados e

colocados em operação para diferentes

propósitos, como: conversão de U238 em Pu239,

produção de vapor, irradiação médica, pesquisas,

entre outros. Os principais reatores usados na

produção de vapor são: Reator Refrigerado a Gás

(Gas Cooled Reactor), Reator Inglês – Magnox

(Magnox Reactor), Reator Avançado Refrigerado

a Gás (Advanced Gas Cooled Reactor), Reator a

Alta Temperatura (High Temperature Reactor),

Reator Moderado a Água (Water Moderated

Reactor), Reator de Água Pressurizada (PWR –

Pressurized Water Reactor), Reator de Água em

Ebulição (BWR – Boling Water Reactor), Reator

Canadense – CANDU (CANDU Reactor), Reator

de Água Pesada (Steam Generating Heavy Water

Reactor) e Reator Rápido (Fast Reactor). O Brasil

no seu programa nuclear optou pelo Reator de

Água Pressurizada - PWR, usando como

combustível o Urânio enriquecido e como

refrigerante e moderador a água leve. O Reator de

Água Pressurizada, daqui para a frente chamado

de Reator Nuclear é o conjunto formado pelo vaso

do reator, os internos superiores e inferiores, os

mecanismos de acionamento das barras de

controle, a instrumentação interna, o moderador e

o núcleo do reator. O núcleo do reator é o centro

da geração nuclear de calor e ele é composto de

Elementos Combustíveis os quais, podem conter:

barras de controle, elementos absorvedores como

veneno queimável, fontes neutrônicas, restritores

de fluxo e componentes da instrumentação

nuclear interna. Os Reatores Nucleares

produzidos nas últimas décadas possuem em

média as potências térmicas de 1900, 2750 e

3800 MWt correspondentes a plantas de 2, 3 e 4

circuitos de refrigeração. Esta descrição é típica

para Reatores PWR com licença da

Westinghouse, como os das usinas brasileiras,

podendo ter pequenas variações em função da

potência térmica de cada um. Nela estão

colocadas as funções dos principais componentes

do Reator Nuclear e suas descrições. Da

manutenção é feito uma descrição considerando

os principais programas de manutenção para este

equipamento e uma análise sobre a vida útil do

equipamento como um todo. O fabricante utiliza o

valor de 40 anos para a vida útil do Reator

Nuclear. Entretanto, o programa nuclear mundial

ocorreu na décadas de 70 e 80. Assim sendo, não

existe experiência suficiente para este valor de

vida útil estipulado pelo fabricante.

I. FUNÇÕES DO SISTEMA

O núcleo do reator tem a função de gerar energia

térmica, a partir do processo de fissão, sendo esta

energia absorvida pelo refrigerante do reator, que


a conduz aos geradores de vapor, onde é

transferida para o circuito secundário.

O controle da potência do Reator, a compensação

dos efeitos de reatividade e o desligamento rápido

do Reator são feitos através da variação da

concentração de boro no sistema de refrigeração

do reator ou através da inserção/retirada de

barras de controle, obedecendo os critérios a

seguir.

• variações lentas de potência: pela variação

da concentração de boro e pela

inserção/retirada de barras de controle;

• variações rápidas de potência: somente

pela movimentação de barras de controle;

• desligamento rápido do reator: somente

pela inserção das barras de controle.

Assim, a função das barras de controle, é

controlar de forma direta as reações em cadeia,

mediante a absorção de nêutrons térmicos e

epitérmicos, originando mudanças rápidas de

reatividade, quando se movem no interior do

núcleo do reator.

II. DESCRIÇÃO DO SISTEMA

II.1. VASO DE PRESSÃO E SEUS INTERNOS

O Vaso de Pressão tem a função de conter a fonte

geradora de calor nuclear, as estruturas internas e

conduzir adequadamente o fluxo de refrigerante.

É fabricado em aço especial de alta resistência,

pois, tem que suportar elevadas pressões e

temperaturas e o bombardeio contínuo de

nêutrons e outras radiações.

O Vaso possui uma tampa aparafusada que

permite a troca de Elementos Combustíveis, a

remoção e a remontagem dos Internos do Núcleo.

Na tampa estão as penetrações para os

Mecanismos de Acionamento das Barras de

Controle e para a Instrumentação Nuclear Interna.

As Estruturas Internas têm as funções de suportar

o peso dos Elementos Combustíveis e mantê-los

na posição correta; guiar as Barras de Controle

para garantir movimentações suaves;

proporcionar uma distribuição uniforme de

refrigerante entre as varetas dos Elementos

Combustíveis e atuar como blindagem para o

Vaso de Pressão.

II.2. ELEMENTOS COMBUSTÍVEIS

Os Elementos Combustíveis são formados pela

combinação de 236 varetas combustíveis e 20

tubos guias para as varetas das barras de

controle, dispostos todos em uma matriz 16x16.

O Núcleo de um Reator PWR de 1300 MWe,

como Angra 2, contém 193 Elementos

Combustíveis (Angra 1 contém 121), arranjados

da forma mais adequada para um vaso de

pressão cilíndrico.

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.

O esqueleto do elemento combustível consta de 9

grades espaçadoras, 20 tubos guia para as barras

de controle e dois bocais terminais, um superior e

outro inferior.

Os tubos guias se unem às grades espaçadoras

através de pontos de solda. Para conexão destes

tubos aos bocais superior e inferior existem

acoplamentos por roscas especiais.

As varetas de combustível se fixam à grade

espaçadora por meio de duas molas.

Os tubos guias tem a finalidade de orientar as

barras de controle e freiá-las hidraulicamente

durante a queda no núcleo.

O bocal superior e inferior do Elemento

Combustível consiste de um caixilho de quatro

ferros angulares. No superior existem molas que

pressionam a placa superior do núcleo para evitar

sua flutuação e no bocal inferior existem pinos que

se alojam na placa inferior para manter o

Elemento Combustível na posição desejada.

A vareta de combustível consiste de um tubo de

zircaloy, no qual são introduzidas pastilhas

sinterizadas de UO2. O tubo da vareta de

combustível é fechado hermeticamente em seus

dois extremos, por meio de tampões soldados. A

coluna de pastilhas de combustível é prensada

por mola. Isto 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, denominada zircaloy.

II.3. MATERIAIS DE CONTROLE

O Controle da potência do Reator, a

compensação dos efeitos de reatividade e o

desligamento rápido do Reator são feitos através

da variação da concentração de boro no Sistema

de Refrigeração do Reator ou através da

inserção/retirada de Barras de Controle.

A variação da concentração de boro é feita pelo

Sistema de Controle Químico e Volumétrico.

Um reator PWR de 1.300 MWe, possui 61

conjuntos de controle enquanto que um reator de

650 MWe possui cerca de 33.

Cada conjunto de controle, ou barra de controle,

consiste de um elemento de sustentação (aranha)

e 20 varetas de controle que estão presas ao

elemento.

O Elemento Combustível e a Barra de Controle

formam uma unidade. As varetas de controle

estão inseridas nos tubos-guia do Elemento

Combustível. A Barra de Controle é guiada

quando está fora do Elemento Combustível, por

um conjunto guia que está nos internos superiores

do núcleo, garantindo assim seu alinhamento com

os Elementos Combustíveis.

Cada vareta de controle consiste de um

absorvedor de nêutrons encapsulado em um tubo

de aço inox hermeticamente fechado nas

extremidades por tampões soldados. O material


absorvedor consiste de uma liga de prata (80%),

índio (15%) e Cádmio (5%), na forma de vareta.

Utiliza-se esta liga porque absorve nêutrons

térmicos e epitérmicos em uma ampla faixa de

energias e por ser um material altamente

resistente à corrosão. O tubo de revestimento, os

tampões e a aranha são feitos de aço inoxidável.

O Movimento das Barras de Controle é produzido

por mecanismos de acionamento que estão

montados acima da tampa do Vaso de Pressão do

Reator. Os mecanismos podem levantar ou

abaixar as Barras de Controle ao longo de toda a

altura do Núcleo e também mantê-las fixas em

qualquer posição desejada. No caso de um

desligamento rápido do reator, as lingüetas de

acionamento se desengatam e as Barras de

Controle caem por gravidade. O movimento é feito

através da energização e desenergização

seqüencial de três circuitos de bobinas que ficam

instaladas externamente a parede de pressão,

usando a indução magnética.

II.4. INSTRUMENTAÇÃO NUCLEAR

Tanto a instrumentação nuclear interna ao vaso

do pressão do reator, quanto a externa têm a

função de proporcionar uma operação segura e

otimizada do reator. Para isto as variáveis

operacionais são medidas, indicadas, registradas

e processadas em dispositivos apropriados,

visando as ações dos sistemas de controle de

potência, limitação e proteção do Reator.

Internamente ao Vaso do Reator tem-se dois tipos

de instrumentação, sendo termopares que medem

a temperatura da água justamente quando ela

deixa os Elementos Combustíveis e Detetores de

Radiação que penetram pela parte inferior do

Vaso do Reator e percorrem os Elementos

Combustíveis. Este segundo sistema são

detetores de radiação que ficam normalmente

armazenados externamente ao Vaso do Reator e

somente na hora da medida é que o mesmo é

direcionado para alguns Elementos Combustíveis

pré-selecionados. O sistema de instrumentação

nuclear externo tem os detetores arranjados

externamente ao vaso do reator e medem a

potência nuclear através do fluxo de nêutrons que

foge do Vaso do Reator.

II.5. REFRIGERANTE, MODERADOR E REFLETOR

Como já mencionado o refrigerante, o moderador

e o refletor de nêutrons, no reator das Usinas de

Angra dos Reis é a água leve desmineralizada.

A água tem excelentes características de

refrigeração, devido a grande capacidade de

absorver calor, com pouca elevação de

temperatura.

A água é um excelente moderador de nêutrons

rápidos, porque tem em sua molécula dois átomos

de hidrogênio (H2). O núcleo do H2 tem a mesma

massa do nêutron, portanto, um choque entre um

nêutron e um núcleo de H2 transfere praticamente

toda a energia cinética do nêutron incidente para o

núcleo do H2. Como resultado desses choques, o

nêutron passa apresentar a mesma energia

térmica do meio, que é função da temperatura.

A água é também um excelente refletor de

nêutrons, pois bloqueia o movimento deles em

direção à parte externa do Reator.


Além disso, a água não é absorvedora de

nêutrons, provoca pouca corrosão e outras

alterações químicas e sua atividade é constituída

de radiações α e β, que são facilmente blindadas.

II.6. MATERIAIS ESTRUTURAIS

O vaso de pressão do reator, suas estruturas

internas e a estrutura dos Elementos

Combustíveis são feitos de materiais que não

sofrem alterações de suas propriedades, devido à

elevada radiação por nêutrons rápidos. Esses

materiais devem também suportar tensões

elevadas, sem sofrerem corrosão.

Na estrutura dos Elementos Combustíveis e nos

internos do reator, o material não pode ser

absorvedor de nêutrons.

Todas as superfícies ou partes dos componentes

que entram em contato com o refrigerante do

reator são feitas ou são revestidas de aço

austenítico resistente à corrosão.

II.7. PROJETO TERMOHIDRÁULICO

Reatores nucleares PWR têm o seu sistema de

refrigeração baseado na necessidade de existir

uma margem de segurança suficiente, que evite o

aparecimento da ebulição pelicular na superfície

das varetas de combustível. Como o filme de

vapor não remove com eficiência o calor,

apareceriam altas temperaturas que provocariam

danos às varetas.

Por outro lado, a melhor transferência de calor se

dá quando ocorre a ebulição nucleada, que é a

formação de pequenas bolhas de vapor na

superfície das varetas e que se desprendem e se

colapsam logo a seguir no refrigerante, cedendo o

calor no processo de condensação.

Para que não ocorra a formação de filme de vapor

e ocorra a ebulição nucleada, a pressão, a

temperatura do refrigerante na entrada do reator e

o fluxo de refrigerante são parâmetros

importantes, determinados para que seja obtida a

margem de segurança exigida.

II.8. SEGURANÇA DO REATOR

Os riscos associados com a operação de um

reator nuclear estão relacionados com a liberação

não controlada de radionuclídeos e não com a

liberação descontrolada de energia. É fisicamente

impossível um reator a água leve explodir como

uma bomba atômica. Isto se aplica tanto à

operação normal como nas condições de

acidente.

Na prática não existe segurança absoluta no

sentido de que a liberação de radionuclídeos

possa ser completamente evitada. Liberações

durante a operação são mantidas tão baixas

quanto razoavelmente exeqüíveis, bem inferiores

aos limites de referência. No caso de acidentes,

liberações descontroladas podem ser muito

grandes, mas as probabilidades de ocorrer são

muito pequenas.

A estratégia básica da segurança do reator é

impedir o sobreaquecimento do combustível, que

levaria a fusão ou desintegração do núcleo. Isto é

obtido através do projeto e operação do Reator,

de modo que, a potência seja sempre controlada e

o núcleo bem resfriado.


O objetivo da segurança do Reator é assegurar

que a operação de uma usina nuclear não

contribua de modo significativo para riscos a

saúde da população e ao meio ambiente. Para

isso são requeridos grandes esforços durante

todas as etapas do projeto, construção, operação,

inspeção e manutenção do reator.

III. MANUTENÇÃO PREDITIVA

Toda planta nuclear por exigência das

Especificações Técnicas do Relatório Final de

Análise de Segurança - RFAS, possui um

Programa de Testes Periódicos em Serviço. Este

programa prevê testes periódicos em todos os

sistemas e equipamentos relacionados com a

segurança e a confiabilidade da planta.

No caso específico do Reator Nuclear, há um

programa de testes periódicos e inspeções que

são feitas a cada recarga. A cada período de 10

anos testes especiais e não destrutíveis são

realizados para garantir a integridade do Vaso do

Reator e seus internos. São realizados vários

tipos de testes como ECT nos bocais,

penetrações, soldas internas, placas, barril e

outros.

Durante toda recarga todos os Elementos

Combustíveis são inspecionados visualmente e

passam por um teste de Sipping Can, que detecta

se há algum vazamento no Elemento

Combustível.

Um programa de monitoração da integridade dos

Elementos Combustíveis, baseado no uso de

códigos computacionais, análises dos parâmetros

químicos, cuidados no manuseio dos Elementos

Combustíveis e controles de debris, permite

avaliar os prováveis Elementos Combustíveis com

falhas. Combustíveis estes que serão durante a

recarga inspecionados cuidadosamente e se

necessário testes de Eddy Current ou outros

especiais serão programados para estes

elementos.

Acondicionado dentro do vaso do reator existem

corpos de provas, amostras de material do vaso,

que são retirados em intervalos preestabelecidos

para que seja feito uma análise dos esforços

sofridos pelo fluxo de nêutrons.

IV. MANUTENÇÃO CORRETIVA

Manutenções corretivas no Vaso do Reator, a

menos dos Elementos combustíveis, não são

esperadas de ocorrer. Por orientação do

fabricante pode ocorrer de modificações serem

feitas ou por desenvolvimento de novas

tecnologias e projetos ou devido a experiência

mundial. Quando ocorre, são sempre por

orientação do fabricante e normalmente são

executadas pelos mesmos.

Quanto aos Elementos Combustíveis, a

experiência mundial mostra que as manutenções

corretivas são as já esperadas, ocasionadas em

decorrência de falhas durante o manuseio e

“debris” durante as recargas. A experiência

mundial com relação ao uso de Elementos

Combustíveis adaptados por outros fabricantes,

que não o original, é bastante ruim. O Brasil é

bastante rico nesta experiência.


V. VIDA ÚTIL ECONÔMICA

A ductilidade do vaso do reator é a sua

capacidade de poder deformar-se sob carga antes

de atingir a ruptura. A variação da temperatura de

transição de frágil para dúctil chamada de NDTT

está correlacionada com a exposição a nêutrons

rápidos sofridos pelo vaso. Para evitar tensões no

vaso de pressão a pressão do Sistema de

Refrigeração do Reator é limitada até que a

temperatura de vapor esteja suficientemente alta,

da mesma maneira que também é limitada a taxa

de aquecimento e resfriamento do Sistema de

Refrigeração do Reator. As especificações

técnicas da usina definem curvas operacionais

com áreas de atuação, que levam em

consideração exatamente estas relações de

temperatura e de pressão.

O fabricante informa que a vida útil do Vaso do

Reator é de 40 anos. Como as primeiras usinas

nucleares de potência são do final da década de

50 e considerando que o grande impulso do

programa nuclear mundial ocorreu nas década de

70 e 80, ainda não existe uma experiência nuclear

que possa comprovar estas afirmativas.

REFERÊNCIAS

CFOL - Curso de Formação de Operador

Licenciado da Central Nuclear de Angra dos Reis

– Eletronuclear SA


Rede Local de Computadores

RESUMO

A maioria das redes de computadores é de redes

locais, ou seja, redes internas de edificações ou

de uma simples sala de computadores. Uma das

principais utilidades de uma rede local de

computadores é o compartilhamento de recursos.

Por exemplo, uma rede local que conecta vários

computadores e uma única impressora permite

que esses vários computadores tenham acesso à

impressão. O objetivo deste estudo é apresentar

os principais conceitos associados à tecnologia de

redes locais e estimar a vida útil econômica

dessas redes como resultado direto de suas

características construtivas e de operação, e

ainda, como resultado da obsolescência

tecnológica. As três topologias mais comumente

utilizadas para redes locas são: topologia em

estrela, topologia em anel e topologia em

barramento. Na composição dessas redes

encontram-se os seguintes dispositivos:

repetidores, pontes, roteadores, gateways,

transceivers, conversores de meio físico, hubs,

switches, etc. O gerenciamento da rede é um

ponto importante em termos de manutenção da

rede, pois possibilita o constante monitoramento

do sistema. Tal gerenciamento é feito através de

softwares de aplicação usados pelos

administradores de rede. A questão da vida útil

econômica de uma rede local de computadores

está muito mais atrelada ao fato da obsolescência

tecnológica que a fatores de desgaste ou falhas

de seus componentes. Considerando este fato

pode-se estimar uma vida útil econômica de 5

anos para uma rede local de computadores.

I. INTRODUÇÃO

A maioria das redes de computadores é de redes

locais, ou seja, redes internas de edificações ou

de uma simples sala de computadores. Uma das

principais utilidades de uma rede local de

computadores é justamente o compartilhamento

de recursos. Por exemplo, uma rede local que

conecta vários computadores e uma única

impressora permite que esses vários

computadores tenham acesso à impressão.

O objetivo deste estudo é apresentar os principais

conceitos associados a tecnologia de redes locais

e estimar a vida útil econômica dessas redes

como resultado direto de suas características

construtivas e de operação, e ainda, como

resultado da obsolescência tecnológica.

II. CARACTERÍSTICAS

II.1. HISTÓRICO

Os primeiros sistemas de comunicação de

computadores conectavam exatamente dois

computadores e o canal de comunicação que os

conectava estava disponível exclusivamente a

esses dois computadores. Conhecido como rede

ponto-a-ponto, esse esquema apresenta três

importantes propriedades:


• Cada conexão é instalada

independentemente, propiciando que

hardwares apropriados para cada situação

sejam utilizados.

• Por terem acesso exclusivo, os

computadores conectados podem decidir

exatamente como enviar dados através da

conexão.

• Segurança e privacidade, já que apenas

dois computadores têm acesso ao canal

de comunicação.

Evidentemente, esse tipo de conexão apresenta

desvantagens. A principal delas é quando mais de

dois computadores precisam se comunicar com

um outro. O número de conexões cresce

rapidamente, pois se deve estabelecer uma

comunicação ponto-a-ponto para cada par de

computadores. Assim, pode-se perceber que o

custo é bastante alto devido ao grande número de

conexões.

Figura 1: Rede ponto-a-ponto

A história das redes de computadores mudou

radicalmente no final da década de 60 e início da

década de 70 com o desenvolvimento de uma

forma de comunicação de computadores

conhecida como Local Área Networks (LANs).

Essa forma de comunicação veio como uma

alternativa ao alto custo das redes ponto-a ponto.

Cada LAN consiste de um simples meio

compartilhado, usualmente um cabo, ao qual

muitos computadores se conectam. Os

computadores se revezam na utilização do meio

para enviar pacotes de dados.

II.2. TOPOLOGIA DE REDES LOCAIS

As três topologias mais comumente utilizadas

para redes locas são: topologia em estrela,

topologia em anel e topologia em barramento.

II.2.1. Topologia em Estrela

Uma rede apresenta a topologia em estrela se

todos os computadores estão conectados a um

ponto central. A figura seguinte ilustra este

conceito:

Figura 2: Topologia em estrela

Vê-se da figura que o centro da estrela é chamado

hub. Um hub típico consiste de um dispositivo

eletrônico que recebe dados de um computador e

entrega ao destino apropriado. Na prática,

raramente uma rede em estrela apresenta a

simetria apresentada pela figura. Geralmente, os

hubs ficam em uma localização separada dos

computadores a ele conectados.

Um exemplo de uma rede com topologia em

estrela é a rede ATM (Asynchronous Transfer


Mode). O elemento básico desta rede é uma

switch a qual vários computadores podem ser

conectados. A figura seguinte ilustra seis

computadores conectados a uma switch ATM:

Figura 3: Rede ATM

A figura mostra claramente porque a rede ATM é

classificada como uma topologia em estrela. Uma

ou mais switches interconectadas formam um hub

central ao qual todos os computadores se

conectam.

Ao contrário das topologias em anel ou em

barramento, uma rede em estrela não propaga

dados para qualquer outro computador, a não ser

o par envolvido na comunicação. O hub recebe o

dado diretamente do transmissor e envia

diretamente ao receptor.

II.2.2. Topologia em Anel

Uma rede que se utiliza de uma topologia em anel

conecta seus computadores em um circuito

fechado. Assim, um cabo conecta o primeiro

computador ao segundo, outro cabo conecta o

segundo computador a um terceiro, e assim por

diante, até que o último computador seja

conectado ao primeiro, fechando-se o loop. A

figura seguinte ilustra esse tipo de topologia:

Figura 4: Topologia em anel

Um exemplo de rede com topologia em anel é a

rede IBM Token Ring. Uma rede Token Ring

opera com um único meio compartilhado. Quando

um computador necessita transmitir dados, ele

deve aguardar pela permissão para acessar a

rede. Uma vez obtida a permissão, a unidade

transmissora tem controle completo do anel e

nenhuma outra transmissão ocorre

simultaneamente. Os dados transmitidos pelo

computador transmissor vão para o próximo

computador do anel, e depois para o computador

seguinte, e assim por diante até os dados darem

uma volta completa pelo anel e retornar a unidade

transmissora. A figura seguinte ilustra este

conceito:

Figura 5: Funcionamento de uma rede em anel

Para verificar se ocorreu erro na transmissão, o

transmissor compara os dados enviados


inicialmente com os dados recebidos após a volta

completa pelo anel.

A rede Token Ring coordena as unidades

conectadas de modo a garantir que a permissão

seja passada a cada computador de uma vez.

Essa coordenação usa uma mensagem reservada

chamada token. O token é um padrão que difere

dos frames de dados normais. Resumindo, o

token dá ao computador a permissão para enviar

dados. Logo, antes de enviar um dado, o

computador deve esperar pela chegada do token.

Quando o token chega, o computador remove,

temporariamente, o token do anel e usa o anel

para transmitir o dado. Se uma unidade não tem

dados a transmitir, ela simplesmente passa o

token.

II.2.3. Topologia de Barramento

Essa topologia consiste basicamente de um cabo

longo ao qual os computadores são conectados.

Qualquer computador conectado ao barramento

pode enviar sinais e todos os computadores estão

aptos a receber este mesmo sinal. A figura

seguinte ilustra essa topologia:

Figura 6: Topologia em barramento

Evidentemente, esses computadores devem ser

coordenados para se assegurar que apenas uma

unidade estará transmitindo dados, evitando,

desta forma, o caos na comunicação.

Um exemplo de rede em barramento é a rede

Ethernet. Ethernet é um padrão que especifica

todos os detalhes da comunicação, incluindo o

formato dos frames que os computadores enviam

através do meio físico, a tensão a ser usada, e a

técnica de modulação do sinal, etc.

Como esse padrão utiliza uma topologia em

barramento, ele requer que múltiplos

computadores compartilhem o mesmo meio de

comunicação. A unidade transmissora envia um

sinal que se propaga do transmissor em direção

as duas terminações do cabo. A figura seguinte

ilustra como os dados fluem em uma rede

Ethernet.

Figura 7: Rede Ethernet

Outro aspecto importante é o mecanismo utilizado

para se coordenar a transmissão. Como a

Ethernet não possui uma unidade controladora

que informa a cada computador quando usar o

barramento, ela faz uso de um esquema de

coordenação distribuída chamado Carrier Sense

Multiple Acces (CSMA). Este esquema monitora a

atividade elétrica do cabo para determinar o status

do barramento. Quando nenhum computador está

enviando um frame, não há sinal elétrico no

barramento. Durante a transmissão, a unidade

transmissora envia sinais elétricos usados para

codificar bits. Assim, se não há sinal no

barramento, o computador pode transmitir seu


frame. Se há sinal, o computador deve esperar

este envio de dados terminar para iniciar seu

procedimento de transmissão.

II.3. ELEMENTOS DE REDE

II.3.1. Repetidores

Um repetidor é usualmente um dispositivo

eletrônico que continuamente monitora o sinal

elétrico em cada cabo. Quando o repetidor

percebe o sinal em um cabo, ele transmite uma

cópia amplificada no outro cabo. A figura seguinte

ilustra um exemplo da aplicação de repetidores

com o propósito de conectar segmentos Ethernet

em três andares de um edifício. Cada andar tem

dois segmentos, e um segmento é colocado

verticalmente no edifício.

Figura 8: Aplicação de repetidores

Os repetidores operam no nível dos cabos e sinais

elétricos. Geram preâmbulo Ethernet, amplificam

e ressincronizam os sinais. Assim, todo o tráfico

em um segmento de rede é repassado para o

outro. Esses dispositivos conseguem também,

ligar redes com meios de transmissão diferentes,

por exemplo, cabo coaxial com fibra óptica ou com

par trançado.

II.3.2. Bridges

A bridge como o repetidor é um dispositivo

eletrônico que conecta dois segmentos de redes

locais. A diferença entre eles está no fato de que

as pontes examinam os endereços de destino de

todos os frames e tomam decisão quanto a

necessidade de transferir cada frame para os

circuitos que integram as redes, através de uma

lista de endereços associada a cada segmento de

rede, criada dinamicamente. A figura seguinte

ilustra a interligação de dois segmentos de rede

através de uma bridge:

Figura 9: Aplicação das bridges

As pontes são totalmente transparentes para os

outros dispositivos de rede e, por isso diversas

redes locais interligadas por uma ponte formam

uma única rede lógica.

II.3.3. Routers

Os roteadores atuam na camada de rede e são

também chamados de gateways de rede ou

gateways de meio. Não examinam todo o frame

existente na rede como acontece com as pontes.

Como são nós de rede, eles percebem apenas os

frames a eles endereçados. Abrem cada frame e

lêem as informações de endereço nível 3 e,

extraindo as informações sobre a rede para a qual

devem ser endereçado, enviando-o para uma de

suas interfaces de rede. Diferentemente dos

repetidores e pontes, os roteadores exigem

conhecimento técnico para sua instalação e


configuração. A figura seguinte ilustra a conexão

de duas redes físicas por um roteador:

Figura 10: Roteador conectando duas redes físicas

II.3.4. Gateways

Os gateways, também chamados de conversores

de protocolo, são adequados para interligação de

redes distintas. Eles atuam traduzindo mensagens

de uma rede em mensagens da outra rede, com a

mesma semântica de protocolo.

II.3.5. Transceivers

Os transceptores têm a função de retirar da rede

os sinais endereçados ao dispositivo em que está

ligado. É alimentado eletricamente por este

mesmo dispositivo. A figura abaixo apresenta um

exemplo de um transceptor:

Figura 11: Transceptores

II.3.6. Conversores de Meio Físico

São dispositivos de muita utilidade, pois permitem

adaptar as interfaces para outro padrão de

cabeamento.

II.3.7. Hubs

Hub é um equipamento genérico que possibilita

agregar repetidores de diversas tecnologias,

bridges e gerenciadores. Muitas vezes o nome

hub é atribuído indevidamente aos repetidores. Na

realidade, o hub é um equipamento mais versátil

do que o repetidor. É uma caixa onde na parte

traseira, interna, existe um ou mais barramentos.

No hub, podemos inserir vários tipos de

dispositivos de rede como repetidores, bridges,

multitransceivers e especialmente cartões de

gerenciamento. No barramento traseiro,

conhecido como “backplane”, pode-se configurar

até seis redes distintas.

A figura seguinte ilustra a conexão de três

computadores a um hub Ethernet.

Figura 12: Hub Ethernet

II.3.8. Switches

O switch é um equipamento bastante parecido

com o hub. Contudo, a tecnologia switch agrega

avanços tecnológicos capazes de aumentar o

troughput da rede. Ele consegue chavear com

velocidade, disponibilizando uma banda maior

para quem envia ou recebe um pacote de dados.

Além desse fato, é possível definir níveis de

prioridade nas portas. Uma boa aplicação é definir

prioridade nos servidores de bancos de dados. A


figura seguinte ilustra uma switch ATM com seis

computadores conectados:

Figura 13: Computadores conectados a uma switch

II.3.9. Modems

Dispositivos para converter sinais seriais digitais

em sinais analógicos a serem transmitidos na rede

pública e vice-versa. Existem vários tipos de

modems e eles atendem aos mais diversos

padrões e aplicações. A figura seguinte ilustra a

conexão de duas redes locais remotas:

Figura 14: Conexão de duas redes locais remotas

III. GERENCIAMENTO DA REDE

O gerenciamento de redes fornece mecanismos

para monitoração, controle e coordenação da

utilização de recursos em uma rede. O

gerenciamento de redes é feito através de

softwares de aplicação usados pelos

administradores de rede. Chama-se de

administrador, a pessoa responsável por

monitorar e controlar sistemas de hardware e

software que compõem uma rede. Para esta

finalidade, ele estará executando duas ações

principais:

• detecção e correção de problemas que

tornam a comunicação ineficiente ou

impossível;

• Eliminação das condições que produzirão

problemas que por ventura já ocorreram.

A administração da rede não é uma tarefa

simples, pois a rede contém componentes de

hardware e software produzidos por diversos

fabricantes e, além disso, algumas falhas são

difíceis de se corrigir.

Pode-se classificar os tipos de falhas em falhas

graves e falhas parciais ou intermitentes. Um

exemplo de falha grave é o rompimento de um

cabo coaxial numa rede Ethernet. Esta falha afeta

a todos, sendo logo identificada e corrigida. Já um

exemplo de falha parcial é o caso de um

dispositivo de interface de rede que corrompe bits

aleatoriamente ou um roteador que mistura a rota

de alguns pacotes. Esse tipo de falha é difícil de

se solucionar.

Outro ponto importante é a presença de falhas

ocultas. Essas falhas podem afetar a performance

da rede, pois o custo de uma retransmissão é o

não envio de um novo pacote. Outro problema é

que falhas de hardware tornam-se cada vez piores

devido à deterioração do próprio hardware.

O administrador encontra os problemas de uma

rede e isola suas causas através dos softwares de

gerenciamento. Esses softwares permitem ao


administrador interrogar os dispositivos de rede,

determinar o status desses dispositivos, obter

estatística da rede, e controlar dispositivos.

IV. VIDA ÚTIL ECONÔMICA

A questão da vida útil econômica de uma rede

local de computadores está muito mais atrelada

ao fato da obsolescência tecnológica que a fatores

de desgaste ou falhas de seus componentes.

Considerando este fato pode-se estimar uma vida

útil econômica de 5 anos para uma rede local de

computadores.

REFERÊNCIAS

[1] Comer, Douglas, Computer Networks and

Internets. Prentice Hall, 2nd edition, 1999.

[2] Soares, Lemos e Colcher, Redes de

Computadores: das LANs, MANs e WANs às

redes ATM. Editora Campos, 6a edição, 1995.

[3] Centro de Computação (UNICAMP), Redes de

Dados. 1998.


Regulador de Tensão (Sistema de Distribuição)

RESUMO

Os reguladores de tensão para sistemas

distribuição destacam-se como um dos

equipamentos mais úteis para as concessionárias

de energia elétrica que objetivam manter uma boa

qualidade de fornecimento a seus consumidores

na forma de tensão, com razoável estabilidade. As

características construtivas e operativas de um

regulador de tensão para sistemas distribuição

são determinadas pelo projeto de um

autotransformador com taps dotado de um

comutador que seleciona os taps adequados para

o controle da tensão de saída. Sensores

eletrônicos permitem que o comutador opere

automaticamente, mantendo a tensão de saída

regulada de acordo com os ajustes da tensão de

saída e da largura de faixa da tensão ajustada ou

permitida. Os tipos básicos apresentados são os

reguladores auto-booter usados principalmente

em redes de distribuição rural, e os reguladores

de 32 degraus que são instalados em pontos

estratégicos como saídas de alimentadores de

subestações ou determinados pontos da rede de

distribuição. O programa de manutenção adotado

irá variar de acordo com a aplicação e o grau de

importância do equipamento para a rede de

distribuição, visando o melhor custo/benefício, o

que acaba influindo consideravelmente na

durabilidade dos equipamentos. Levando-se em

consideração esses aspectos, pode-se estimar a

vida útil econômica dos reguladores de tensão

para sistemas de distribuição como sendo de 21

anos.

I. INTRODUÇÃO

O regulador de tensão para sistemas de

distribuição é um equipamento destinado a manter

um determinado nível de tensão em uma rede de

distribuição urbana ou rural, quando submetido a

uma variação de tensão fora dos limites

especificados. Na realidade, o regulador de

tensão é um autotransformador dotado de um

certo número de derivações no enrolamento série.

É um dos equipamentos mais úteis para as

concessionárias de energia elétrica que objetivam

manter uma boa qualidade de fornecimento a

seus consumidores na forma de tensão, com

razoável estabilidade. Além disso, um aumento de

1% na tensão de um consumidor resulta em um

acréscimo de faturamento de cerca de 1,5%.

A ANEEL determina que o nível de tensão fique

entre –7,5% a 5% da tensão nominal do sistema

para o consumidor final.

II. TIPOS DE EQUIPAMENTO

A figura 1 mostra o esquema básico de um

regulador de tensão – na verdade um projeto de

um autotransformador.

De acordo com a configuração usada, pode-se ter

um autotransformador que reduza ou aumente a


tensão de entrada, sendo os enrolamentos ligados

com polaridade subtrativa ou aditiva,

respectivamente.

Carga

I1

I3 Vs

Ve

I2

Figura 1 – Esquema básico de um Autotransformador

Existem dois tipos de equipamentos destinados à

correção da tensão nas redes de distribuição:

• Regulador de tensão auto-booster;

• Regulador de tensão de 32 degraus.

III. REGULADOR DE TENSÃO AUTO-

BOOSTER

São reguladores fabricados em unidades

monofásicas muito utilizados em redes de

distribuição rural (RDR), bem como zonas de

baixa densidade.

O regulador auto-booster é um equipamento que

interfere no nível de tensão num só sentido, isto é,

ou se regula para aumentar a tensão, ou se regula

para baixar a tensão. O auto-booster, no entanto,

é muitas vezes utilizado como um equipamento

auxiliar do regulador de tensão de 32 degraus em

grande parte das aplicações.

O circuito elétrico do regulador auto-booster é

composto basicamente de três bobinas:

• Sériel;

• Paralela;

• De controle.

A aplicação do regulador auto-booster para elevar

a tensão se faz sentir em alimentadores longos,

de maneira a compensar a queda de tensão

devido à carga, ou mesmo recuperar a tensão do

alimentador por deficiência da própria tensão de

fornecimento da subestação. Isto pode ocorrer em

cargas rurais de pouca importância, alimentadas

por subestação em fim de linha do sistema de

transmissão.

Construtivamente, o regulador auto-booster

apresenta as seguintes partes:

• Tanque de aço cheio de óleo mineral que

contêm a parte ativa do equipamento;

• Núcleo e enrolamento que constituem a

parte ativa;

• Trocador de posição;

• Tampa de aço, na qual estão fixadas as

buchas de porcelana;

• Pára-raio derivação;

• Pára-raio série.

O trocador de posições é um mecanismo dotado

das seguintes partes:

• Motor de carregamento da mola que

propicia a troca automática de posição dos

contatos estacionários;

• Mola de impulso, responsável pelo

movimento rápido do contato móvel;

• Resistor de ponte, responsável pela

continuidade do circuito durante a troca de

posição dos contatos estacionários;

• Batente que serve para limitar o

movimento do trocador de posição.

O trocador de posições é movido através de um

motor acionado por corrente alternada fornecida


por um transformador de potencial instalado

internamente ao equipamento.

O regulador auto-booster pode subir ou descer o

valor da tensão em quatro degraus, cada um

fazendo a tensão variar de 1,5% para

equipamentos de 6% de regulação ou de 2,5%

para equipamentos com regulação de 10%. Sendo

que não há ajuste na largura de faixa.

O controle eletrônico é fabricado com

componentes de estado sólido, e tem a função

básica de verificar o valor da tensão nos terminais

de saída do equipamento e comparar com a sua

faixa de regulação, providenciando o acionamento

do motor que comanda o trocador de posição.

A bobina de controle é a responsável pela

informação, ao sensor eletrônico, do valor da

tensão de saída do regulador.

Os reguladores auto-booster possuem dois pára-

raios:

• Um pára-raio série de 3kV do tipo a

resistor não linear, instalado entre os

terminais de entrada e saída;

• E um pára-raio de derivação para proteger

a bobina paralela. É instalado no tanque,

conectando o terminal de fase de carga

com o terra.

Os pára-raios têm a finalidade de proteger o

equipamento contra sobretensões produzidas por

descargas atmosféricas ao longo da linha ou por

manobra.

III.1. TIPOS DE LIGAÇÃO

Sendo um equipamento monofásico, o regulador

auto-booster pode ser empregado nas seguintes

condições, dentre outras:

• Uma unidade pode regular um alimentador

trifásico a três fios;

• Duas unidades podem regular um

alimentador trifásico a três fios;

• Três unidades podem regular um

alimentador trifásico a três fios,

configuração estrela ou triângulo se

ligadas em triângulo.

III.2. DIMENSIONAMENTO E AJUSTE

O ajuste da tensão de saída é feito no seletor

instalado na caixa do controle eletrônico, cujos

valores variam de 115V a 140V. Ainda na parte

frontal da unidade de controle se encontra a chave

seletora que ajusta o funcionamento do regulador

auto-booster nas posições de auto (automático),

lower (reduzir a tensão) e raise (subir a tensão).

É importante frisar que a tensão máxima não deve

ser superior a 10% da tensão nominal do

regulador auto-booster.

IV. REGULADOR DE TENSÃO DE 32

DEGRAUS

Ao contrário do regulador auto-booster, este

regulador pode elevar ou reduzir o valor da tensão

dos seus terminais de entrada, garantindo uma

tensão constante e predeterminada em seus

terminais de saída.

Este equipamento é formado basicamente por um

autotransformador dotado de várias derivações no

enrolamento série, uma chave reversora de


polaridade que permite adicionar ou subtrair a

tensão do enrolamento série e um controle de

componentes estáticos que possibilita realizar os

ajustes necessários à regulação da tensão no

nível pretendido.

Os reguladores de tensão de 32 degraus são

particularmente utilizados em redes de distribuição

rural de grande comprimento, que alimentam em

seu percurso comunidades urbanas, normalmente

localizadas no seu início, e depois consumidores

rurais. Podem ser instalados na saída do

alimentador da subestação ou em determinados

pontos da rede. Em vez de somente um

alimentador, os reguladores podem ser usados

para regular toda a barra da subestação.

O ponto de instalação deve ser escolhido de tal

modo que a tensão em carga pesada não alcance

o limite inferior, e para carga leve não ultrapasse o

limite máximo, de acordo com os valores

estabelecidos pela ANEEL.

Para uma queda de tensão muito elevada, pode-

se utilizar, juntamente aos reguladores de tensão

de 32 degraus, os reguladores auto-booster e

banco de capacitores em derivação. Deve-se

limitar o número de reguladores de tensão a ser

aplicado num determinado alimentador em função

da capacidade térmica dos condutores ou com

base nas perdas ôhmicas decorrentes.

1 2 3 4 6 7 851

CONTROLEMUDANÇA de TAP

Font

e

120V

TP

L

SL

Chave de Reversão

A BS

REATOR

Carga

N

F Figura 2 – Regulador de Tensão de 32 Degraus

O funcionamento básico de um regulador de 32

degraus é feito por um controle através de um

sensor de tensão que comanda uma chave de

reversão de modo a elevar ou reduzir a tensão de

saída. A tensão de entrada é levada a um

comutador de tap que pode variar do ponto neutro

N até a derivação 8 ao longo do enrolamento

série. Ver figura 2.

Na instalação de reguladores, são utilizadas

chaves seccionadoras de by-pass destinadas a

isolar o regulador de tensão da rede elétrica para

fins de manutenção e ajuste. Os reguladores de

tensão para instalação em poste de rede de

distribuição são, normalmente, equipamentos

monofásicos, a três buchas, enquanto os

reguladores destinados à instalação em


subestações para regulação de barra são, em

geral, trifásicos.

É importante observar que os reguladores de

tensão têm uma impedância praticamente

desprezível, deixando o equipamento vulnerável

às correntes de curto-circuito do sistema em que

opera.

IV.1. LIGAÇÃO DOS REGULADORES

MONOFÁSICOS

O regulador monofásico é ligado conforme figura 3

abaixo:

CargaN

S

L

SL

F C D

F

ATERRAMENTO

Pára-Raios

Figura 3 – Esquema de Ligação de um Regulador

Monofásico

Nota-se a função das três buchas:

• Bucha S: é aquela que recebe o condutor

ligado à fonte;

• Bucha L: é aquela que alimenta a carga;

• Bucha SL: bucha de fonte-carga.

No caso de circuitos trifásicos, pode-se empregar

configurações com dois ou três reguladores de

tensão monofásicos.

IV.2. DETERMINAÇÃO DAS CARACTERÍSTICAS DE

UM BANCO DE REGULADORES

Os reguladores de tensão de 32 graus devem

exercer duas funções básicas no sistema em que

estão ligados:

• Devem estar ajustados para corrigir as

variações de tensão a partir do ponto de

sua instalação;

• Devem compensar a queda de tensão num

ponto distante e predeterminado do

alimentador.

Os reguladores de tensão monofásicos são

dotados das seguintes faixas de variação: ± 5%; ±

6,25%; ±7,5%; ± 8,75% e ±10%.

Para a determinação da potência de um banco de

reguladores monofásicos, pode-se seguir os

passos abaixo:

• Cálculo da faixa de regulação percentual;

• Cálculo da tensão de regulação;

• Determinação da potência de regulação.

Os ajustes que podem ser realizados são:

• Tensão de saída;

• Largura de faixa da tensão;

• Tempo de retardo de operação do

comutador.

É importante observar que uma redução

demasiada da largura de faixa eleva o número de

operações do regulador, influenciando

diretamente na vida útil do equipamento.

Deve haver um compromisso entre a regulagem

do tempo de retardo para a operação do

comutador de derivação e o ajuste da largura de

faixa de sintonização. À medida que se reduz o

tempo de retardo para uma determinada largura

de faixa, maior é o número de operações do

comutador, provocando, em conseqüência, um

maior desgaste neste dispositivo, mas, em


contrapartida, reduz-se o tempo em que a tensão

fica fora dos valores desejados. Porém,

aumentando-se o tempo de retardo à medida que

se reduz a largura de faixa de ajuste, eleva-se o

tempo em que a tensão fica fora dos valores

desejados, reduzindo, assim, o número de

operações do comutador de derivação.

O tempo de retardo após a primeira operação do

comutador é fixo. O ajuste do tempo de retardo

visa também a outras condições de operação, ou

seja:

• Permitir respostas mais rápidas do

regulador quando a natureza da carga

assim o exigir;

• Permitir a coordenação de dois ou mais

reguladores de tensão em série. Neste

caso, o regulador mais próximo ao ponto

de regulação deve ser ajustado para um

tempo maior.

IV.3. COMPENSADOR DE QUEDA DE TENSÃO

Em muitas aplicações é necessário manter um

determinado nível de tensão num ponto distante

da instalação do regulador de tensão.Para atender

a este requisito, é colocado junto ao regulador de

tensão um dispositivo ajustável que simula a

impedância do alimentador desde o ponto de

instalação do regulador até o ponto em que se

deseja manter constante o valor da tensão. Este

dispositivo é conhecido como Compensador de

Queda de Tensão.

Quando não se utiliza o compensador de queda

de tensão, a tensão de saída do regulador é

constante para qualquer condição de

carregamento do alimentador, sem contar, é claro,

com a largura de faixa.

V. MANUTENÇÃO PREVENTIVA

Os reguladores de tensão para sistemas de

distribuição são equipamentos cuja manutenção,

devido às suas próprias características de

instalação e operação, torna-se um tanto quanto

limitada. Particularmente para os reguladores

auto-booster, que são equipamentos instalados

normalmente em localidades distantes cuja função

não é tão vital para a rede de distribuição como

um todo, a manutenção preventiva muitas vezes

nem justifica o custo. No caso dos reguladores de

32 degraus, o seu papel no sistema de

distribuição é mais importante, uma vez que os

mesmos são instalados em pontos estratégicos

como saídas de alimentadores de subestações ou

determinados pontos da rede de distribuição.

A política de manutenção adotada irá depender,

basicamente, da importância do equipamento no

sistema. De uma forma geral, com o

transformador no sistema, energizado, pode ser

executada uma inspeção visual quanto a

estanqueidade, pintura e conexões. Mais

especificamente pode-se coletar o óleo para

análise cromatográfica e realizar uma inspeção

mais rigorosa do estado das partes componentes

do regulador para verificar a presença de defeitos,

como trincas em buchas, dentre outros. A

manutenção no comutador, por exemplo, pode ser

justificada para reguladores instalados junto a

subestações.


VI. MANUTENÇÃO CORRETIVA

A manutenção corretiva será realizada sempre

com o equipamento desenergizado, salvo

situações específicas que não ofereçam riscos ao

técnico responsável e à operação do sistema.

Os concertos envolvem basicamente a troca de

componentes defeituosos, como buchas, alguns

ajustes, a purificação ou troca de óleo, dentre

outros.

VII. VIDA ÚTIL ECONÔMICA


distribuição são equipamentos que possuem

características de instalação e operação bem

peculiares. Enquanto os reguladores auto-booster

são instalados normalmente em locais de difícil

acesso que dificultam a realização de

manutenções preventivas, os reguladores de 32

degraus possuem uma operação mais complexa

que envolve ajustes como a largura de faixa de

tensão e o tempo de retardo de operação do

comutador, influenciando diretamente na vida útil

do equipamento.

A vida útil econômica dos reguladores de tensão

para sistemas de distribuição, considerando-se

tais fatores, pode ser estimada como sendo de 21

anos.

REFERÊNCIAS

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

Vol. 2, 2a edição. Livros Técnicos e Científicos

Editora.

[2] Catálogos e manuais de Fabricantes.

[3] Relatórios de Concessionárias.


Regulador de Tensão (Sistema de Transmissão)

RESUMO

A regulação de tensão constitui-se em um dos

problemas mais importantes e fundamentais para

os sistemas de transmissão. Os controles da

tensão juntamente com o controle angular

determinam todos os fluxos de potência (ativa e

reativa) que são transmitidos por linhas de

interligação do sistema. Em sistemas malhados, o

problema torna-se ainda maior devido à própria

complexidade do sistema, pois um simples ajuste

afeta o sistema como um todo. Portanto, o

regulador de tensão ao lado de outros

equipamentos do sistema, torna-se uma peça

chave para o controle do despacho de energia, ou

tecnicamente fluxo de potência. È um

equipamento complexo que possui um comutador

sob carga como sendo a principal parte

componente. Existem vários tipos de circuitos e

equipamento de comutação, sendo que na maioria

das aplicações é utilizado o equipamento

comutador sob carga de 32 degraus com

regulação de ±10%. O controle angular é outro

ponto importante. De acordo com as

características do sistema, pode ser necessário o

uso de um transformador de regulação que

ofereça em um mesmo equipamento o controle de

tensão e ângulo de modo independente. Em

casos onde somente o controle de tensão ou do

ângulo de fase é suficiente, utiliza-se um

transformador de regulação com o tipo de controle

desejado. Por ser um equipamento vital para a

operação do sistema de transmissão, a política de

manutenção aplicada é extremamente rigorosa, o

que contribui de certa forma para uma vida útil

mais longa do equipamento. Considerando-se as

características construtivas e operativas bem

como a aplicação de manutenções pode-se

estimar a vida útil econômica dos reguladores de

tensão para sistemas de transmissão como sendo

de 25 anos.

I. INTRODUÇÃO

Os reguladores de tensão são equipamentos que

possuem diversas partes componentes, sendo o

comutador sob carga também conhecido como

LTC (Load Tap Changer) a principal. Os

modernos comutadores sob carga começaram a

ser empregados a partir de 1925. Desde então, o

desenvolvimento de redes de transmissão mais

complexas tornou o seu uso ainda mais essencial

para o controle da tensão de entrada de

transformadores de potência, e em alguns casos o

controle do ângulo de fase. O equipamento

comutador sob carga é aplicado a

transformadores de potência para:

• Manter uma tensão secundária constante

com uma tensão primária variável;

• Controlar a tensão secundária com uma

tensão primária fixa;

• Controlar o fluxo de potência reativa entre

dois sistemas de geração, ou ajustar o

fluxo de reativo entre ramos de circuitos

malhados;


• Controlar a divisão de potência entre

ramos de circuitos malhados através do

deslocamento da posição do ângulo de

fase da tensão de saída dos

transformadores.

Vários tipos de circuitos e equipamento de

comutação são utilizados dependendo da tensão

e potência e também se é necessário o controle

de tensão e/ou do ângulo de fase.

Os comutadores são construídos para 8, 16 e 32

degraus, sendo mais comumente usado os que

possuem maior número de degraus por

oferecerem um grau de regulação mais fino. A

faixa usual de regulação é de ±10% da tensão

nominal de linha do sistema. Para a maioria das

aplicações, o equipamento comutador sob carga

de 32 degraus com regulação de ±10% é o mais

utilizado, podendo ser considerado um padrão.

II. TIPOS DE EQUIPAMENTO

Existem basicamente dois tipos de comutadores

sob carga, com mecanismos de operação e

funcionamento próprios:

• Mecanismo UT;

• Mecanismo UNR;

• Mecanismo URS.

O tipo URS é aplicado para pequenos

transformadores de potência e grandes

transformadores de distribuição, sendo abordado

com maiores detalhes no artigo Regulador de

Tensão – Distribuição. De uma forma geral,

apresentam características mecânicas e

operativas mais simples e adequadas para a

operação em condições menos severas e mais

específicas como os sistemas de distribuição.

III. CARACTERÍSTICAS

III.1. MECANISMO UT

A figura 1 ilustra esquematicamente a operação

do mecanismo do tipo UT para comutadores sob

carga.

AUTOTRANSFORMADOR PREVENTIVO

1 2 43 5 6 7 8

CHAVES DE TRANSFERÊNCIA

9

R S

T

CHAVES SELETORAS Figura 1 – Comutador tipo UT com 17 posições

Os taps do enrolamento do transformador são

conectados para as chaves seletoras de 1 a 9. As

chaves seletoras são conectadas às chaves de

transferência de carga R, S e T. A seqüência de

chaveamento é coordenada pelo mecanismo de

comutação de modo que as chaves de

transferência executem todas as operações de

chaveamento, abrindo antes e fechando depois

das chaves seletoras. Desse modo, a formação de

arcos voltaicos fica restrita às chaves R, S e T,

enquanto as chaves de 1 a 9 simplesmente

selecionam o tap apropriado do transformador

para o qual a carga será transferida.

Quando o comutador se encontra em posições

ímpares, o autotransformador preventivo é curto-

circuitado. Para todas as posições pares, o

autotransformador preventivo conecta-se a dois

taps. Nesta posição, a reatância relativamente alta

do autotransformador preventivo para correntes


de circulação entre os taps adjacentes previne

danos ao enrolamento do transformador,

enquanto sua impedância relativamente baixa

para a corrente de carga permite a operação

nesta posição para obter tensões intermediárias

entre os taps do transformador.

III.2. MECANISMO UNR

A figura 2 apresenta o diagrama de conexões e a

seqüência de operações do comutador tipo UNR. CHAVES DE REVERSÃO

1 2 3 4 5

R S

TA B C D

Figura 2 – Comutador tipo UNR com 17 posições

A operação das chaves seletora e de

transferência é exatamente como descrito para o

comutador tipo UT. Mas o comutador tipo UNR

tem também uma chave de reversão que reverte

as conexões para a seção com taps do

enrolamento de modo que a mesma faixa e o

mesmo número de posições possam ser obtidos

com metade do número de taps, ou o dobro da

faixa pode ser obtido com o mesmo número de

taps. A chave de reversão é uma chave do tipo

close-before-open que opera no instante em que

não há tensão entre os contatos.

IV. TRASNFORMADORES DE REGULAÇÃO

DE TENSÃO E CONTROLE DO ÂNGULO

DE FASE

Considere dois sistemas A e B conectados por um

único circuito de transmissão, conforme figura 3.

A BkW

Figura 3 – Dois Sistemas Interligados

A e B podem ambos ser unidades de geração, ou

um deles pode ser uma unidade de geração e o

outro uma carga. Caso A gere 10 GW em excesso

além de sua própria carga, só pode haver um

resultado, os 10 GW devem ir pela linha até B. Um

aumento na saída do gerador por A deve ser

acompanhado por uma diminuição

correspondente na saída (aumento na entrada)

por B se a freqüência do sistema tiver de ser

mantida.

A transmissão de potência de A para B resulta em

uma diferença de magnitude entre as tensões

terminais e também em um deslocamento angular.

Uma tentativa de manter tensões terminais

satisfatórias em A e B resultarão freqüentemente

na indesejável circulação de potência reativa entre

os sistemas. O fluxo de potência de A para B, ou

vice-versa, é determinado pelas tensões terminais

mantidas pelas excitações das máquinas em A e

B. Uma queda excessiva de tensão entre os

sistemas pode ser prontamente corrigida por um

transformador com taps fixos ou por um

comutador sob carga, introduzindo uma tensão

em fase para compensar a queda de tensão e

trazer a tensão terminal de B para um valor

desejado.

Na figura 4 é mostrado o esquema simplificado de

um transformador de regulação para controle de

tensão, usando um autotransformador de


excitação com comutador automático indicado

pelas setas. TRANSFORMADOR

SÉRIE

TRANSFORMADORDE EXCITAÇÃO

a

b

c

a´

b´

c´

Figura 4 – Transformador de Regulação para Controle

de Tensão

Para sistemas malhados, a distribuição de

potência, tanto ativa como reativa entre as várias

linhas é determinada exclusivamente pelas

impedâncias relativas das linhas de interligação.

Para controlar a circulação de potência ativa e

prevenir a sobrecarga de certas linhas torna-se

necessário freqüentemente introduzir uma tensão

em quadratura, em qualquer lugar do sistema,

através do uso de um transformador de regulação

para controle do ângulo de fase. Isto difere da

tradicional transformação de potência Y-∆ uma

vez que o deslocamento angular de corrente e

tensão não é fixo mas depende da posição do tap.

O diagrama esquemático de um transformador de

regulação para controle do ângulo de fase é

apresentado na figura 5.

a

b

c

a´

b´

c´


do Ângulo de Fase

Em geral a distribuição do fluxo de potência real

em várias interligações encontradas em sistemas

malhados pode ser controlada por reguladores

que controlam o ângulo de fase. O fluxo de

potência reativa pode ser controlado por

reguladores que controlam a tensão. As

afirmações anteriores procedem pelo fato de que

as impedâncias dos circuitos de transmissão são

predominantemente reativas. O regulador de

tensão introduz uma tensão série em fase no

sistema ocasionando a circulação de uma

corrente de quadratura (reativa) devido às

impedâncias reativas. O regulador de controle do

ângulo de fase introduz uma tensão série em

quadratura no sistema resultando no fluxo de

correntes que atrasam a tensão aplicada em cerca

de 90 graus, ou a circulação de correntes (ativa)

em fase.

No caso da correção de tensão para quedas na

linha, um simples equipamento de controle de

tensão pode ser usado. Este equipamento

simplesmente soma ou subtrai uma tensão em

fase com a tensão do sistema. No caso do

controle do ângulo de fase, o equipamento pode


ser idêntico exceto pelo fato de que a tensão

somada ou subtraída está em quadratura.

Conforme a discussão anterior mostrou, existem

casos onde o controle de tensão e do ângulo de

fase são exigidos. A figura 6 mostra uma das

possíveis configurações que pode ser usada para

o controle de tensão e do ângulo de fase. TRANSFORMADOR

SÉRIE

TRANSFORMADORDE EXCITAÇÃO

a

b

c

a´

b´

c´


Independente da Tensão e do Ângulo

Em situações onde a tensão e o ângulo de fase

estão intimamente relacionados, um único

mecanismo pode ser suficiente. Contudo, quando

um controle completamente independente é

desejado, dois mecanismos com dois

enrolamentos de regulação e um enrolamento

série, ou com um enrolamento de regulação e dois

enrolamentos série são necessários.

Para sistemas malhados, o controle dos fluxos de

potência ativa e reativa nas várias linhas do

sistema pode ser obtido de forma mais econômica

com a colocação do equipamento de controle no

ponto onde a carga a ser transferida é a menor.

No caso da interligação de sistemas de diferentes

concessionárias, a localização será determinada

pelos limites entre os sistemas.

A tensão a ser somada ou o deslocamento

angular que deve ser obtido pode ser determinada

através de cálculos, considerando as impedâncias

das linhas interligadas e as condições das cargas

do sistema. Neste caso são usados programas

específicos de rede que oferecem uma ferramenta

rápida e precisa para a obtenção de soluções.

V. MANUTENÇÃO PREVENTIVA

A manutenção preventiva é dividida por

periodicidade de execução, sendo que em cada

periodicidade executa-se determinado tipo de

atividade, e sempre se executa a manutenção

anterior junto com a atual, ou seja, junto a uma

manutenção anual executa-se também uma

semestral, por exemplo.

Os itens aqui inspecionados ou os ensaios aqui

mencionados podem variar de empresa para

empresa, ou de acordo com o tipo de

transformador, ou ainda, de acordo com a

importância do transformador para o sistema ou a

criticidade quanto ao desligamento.

As inspeções são divididas por periodicidade,

conforme a seguir.

V.1. SEMESTRAL

Neste tipo de inspeção, com o transformador no

sistema, energizado, realiza-se inspeções visuais

quanto a estanqueidade, pintura, conexões,

estado da sílica-gel e coleta de óleo para análise

cromatográfica.

V.2. ANUAL

Neste tipo de manutenção, se repete a anterior e

adicionalmente se inspeciona o transformador


com mais detalhes, estando o transformador

energizado, quanto a:

• Estanqueidade das partes integrantes do

circuito de óleo;

• Estado de conservação e integridade do

indicador de nível de óleo e dos

termômetros de óleo e enrolamentos;

• Integridade da conexão de aterramento do

tanque e fixação dos moto-ventiladores;

• Presença de ruídos estranhos oriundos do

transformador (verificar com e sem o

sistema de resfriamento forçado

operando);

• Coleta de óleo isolante, para análise físico-

química.

V.3. BIENAL

Neste tipo de manutenção, além de se repetir a

anterior, com o equipamento desernegizado,

executa-se uma limpeza geral do transformador,

verificando o regulador quanto a:

• Fixação e estanqueidade das tubulações

do tanque de expansão;

• Relé de Buchoholz;

• Amostragem de óleo;

• Condições dos flutuadores do relé

Buchholz;

• Estanqueidade dos flanges;

• Módulos do tanque;

• Radiadores;

• Conservador;

• Válvula de alívio de pressão;

• Bases das buchas e tampas de inspeção

do tanque;

• Estado das porcelanas das buchas, quanto

a limpeza e presença de trinca e/ou sinais

de arco;

• Estado das conexões terminais das

buchas dos barramentos e das muflas;

• Estado das conexões de aterramento do

tanque, da bucha X0 e da chaparia de

proteção do barramento, e demais

inspeções de acordo com o tipo de

transformador.

Como principal diferencial, além de podermos

inspecionar os dispositivos e acessórios pelo fato

do transformador estar desernegizado, é que

nesta manutenção são feitos os testes

operacionais dos dispositivos primários, circuito de

refrigeração e sistema anti-incêndio.

V.4. QUADRIENAL

Neste tipo de manutenção, além de se repetir a

anterior, com o equipamento desenergizado,

executam-se os ensaios elétricos no

transformador, tais como:

• Motoventiladores

Ø Ensaio da resistência de isolamento

(500 Vcc/1 min)

Ø Medir a tensão e a corrente em regime

dos motores dos motoventiladores

• Aferir e ajustar os instrumentos abaixo

relacionados, e anotar os ajustes

encontrados e deixados:

Ø Indicador de temperatura do óleo

Ø Indicador de temperatura do

enrolamento primário

Ø Indicador de temperatura do

enrolamento secundário

Ø Imagens térmicas

Ø Indicado de nível de óleo do

transformador

Ø Relé de Buchholz


Ø Relé supervisor de tensão

• Transformador

Ø Relação de transformação

Ø Resistência ôhmica do enrolamento

• Motor de acionamento do comutador

Ø Executar ensaio da resistência de

isolamento (500 Vcc/1 min), medindo a

tensão e a corrente

• Comutador

Ø No comutador são feitos vários

ensaios, porém diferem para cada tipo

de fabricante.

V.5. HEXANUAL

Esta manutenção é feita somente no comutador, e

a maioria das empresas contrata o próprio

fabricante do comutador para executar esta

manutenção. O tempo e o número de operações

também irá variar de acordo com o fabricante e o

modelo do comutador. O estado do óleo isolante

do comutador deverá ser acompanhado pelo

menos a cada um ano.

Excepcionalmente, caso ocorram mais de 50.000

operações após a última inspeção hexanual,

realiza-se uma nova manutenção no comutador.


A manutenção corretiva é realizada na maioria

das vezes em função dos defeitos e problemas

encontrados nas inspeções durante a manutenção

preventiva. Peças defeituosas, como buchas,

devem ser substituídas por unidades novas e

equivalentes. O ajuste do regulador e a

purificação ou troca de óleo são exemplos de

outros concertos executados na manutenção

corretiva. No caso de falhas, deve-se verificar

antes se a unidade encontra-se desenergenizada

e devidamente segura para manutenção.

VII VIDA ÚTIL ECONÔMICA


transmissão são equipamentos complexos que

exigem um cuidado muito especial durante sua

construção e operação. A escolha de materiais

com características especiais adequadas para as

condições de operação é de extrema importância,

pois os comutadores sob carga, que representam

a principal peça dos reguladores, operam sob um

regime de carga que solicita elétrica e

mecanicamente todas as suas partes

componentes. Conforme visto, a manutenção

preventiva é rigorosa e envolve diversos itens. Por

isso, a adoção de uma política de manutenção

preventiva adequada torna-se um fator primordial

para garantir uma melhor performance do

equipamento, aumentando, conseqüentemente, a

vida útil do mesmo. Considerando-se as

características construtivas e operativas discutidas

acima, aliadas à política de manutenção

apresentada, pode-se estimar a vida útil

econômica dos reguladores de tensão para

sistemas de transmissão em 25 anos.

REFERÊNCIAS

[1] Electrical Transmission and Distribution

Reference Book, by Central Station Engineers of

the Westinghouse Electric Corporation. East

Pittsburgh, Pennsyvania. 4a edição, 1950.


[3] Relatórios de Concessionárias.


Religador

RESUMO

Religadores são dispositivos de proteção contra

sobrecorrente, automáticos, destinados a abrir e

religar uma ou mais vezes um circuito de corrente

alternada, de acordo com uma seqüência de

operação predeterminada. São aplicados tanto na

derivação do alimentador do barramento da

subestação, como em diferentes pontos da rede

aérea de distribuição. O processo de

determinação da vida útil do religador deve levar

em consideração fatores como o processo de

interrupção, que efetuado por um religador à

vácuo, não contamina o óleo, já que é efetuado no

interior da câmara de vácuo. Assim, a vida útil de

uma câmara à vácuo é superior a de uma câmara

de interrupção em óleo. Outro fator importante é

que durante a operação de fechamento do

religador, quando seus contatos se aproximam,

existe uma distância crítica entre eles em que o

arco se restabelece. Esta distância é denominada

distância de restabelecimento no fechamento e

provoca uma certa erosão nos contatos e seu

conseqüente desgaste. Outro fator é a

periodicidade da manutenção preventiva a ser

realizada. Esta periodicidade é determinada

através da experiência profissional, baseada no

número de operações, nível de curto-circuito e

algumas operações anormais que possam

ocorrer, garantindo a confiança no religador.

Considerando-se as várias tecnologias existentes,

os fatores que provocam desgaste e depreciação

das propriedades mecânicas e elétricas do

equipamento citadas no decorrer do estudo, e

ainda, os critérios de manutenção estabelecidos,

pode-se estimar a vida útil dos religadores,

baseando-se no número de operações mecânicas

do equipamento pela freqüência de operação em

campo. Desta forma estima-se a vida útil de um

religador em 23 anos.

I. INTRODUÇÃO

Religadores automáticos são equipamentos de

interrupção da corrente elétrica, dotados de uma

determinada capacidade de repetição em

operações de abertura e fechamento de um

circuito, durante a ocorrência de um defeito.

Os religadores podem ser aplicados tanto na

derivação do alimentador do barramento da

subestação, como em diferentes pontos da rede

aérea de distribuição. A larga aplicação dos

religadores em circuitos de distribuição das redes

aéreas das concessionárias de energia elétrica é

devida ao fato deste equipamento permitir que os

defeitos transitórios sejam eliminados sem a

necessidade de deslocamento de pessoal de

manutenção para percorrer o alimentador em

falta. Estes equipamentos não devem ser

aplicados em instalações onde os defeitos são

sempre de natureza permanente.


Os religadores podem ser classificados quanto ao

número de fases em:


II.1. RELIGADORES MONOFÁSICOS

Destinados à proteção de redes aéreas de

distribuição monofásica. Estes religadores

também podem ser utilizados em redes trifásicas

que alimentam cargas monofásicas, desde que se

tenha um religador monofásico em cada fase.

II.2. RELIGADORES TRIFÁSICOS

Destinados à proteção de redes aéreas de

distribuição, onde é necessário o seccionamento

tripolar simultâneo para evitar que as cargas

ligadas ao alimentador funcionem com apenas

duas fases.

Os religadores também podem ser classificados

quanto ao sistema de controle:

A) Controle por ação eletromagnética: são

também conhecidos como religadores hidráulicos.

São equipamentos dotados de uma bobina série

atravessada pela corrente do alimentador.

Quando a corrente que flui pela bobina é superior

à corrente de acionamento, o religador abre seus

contatos devido à ação do núcleo da bobina sobre

o mecanismo de disparo. O deslocamento do

núcleo da bobina série comprime a mola de

fechamento do religador, predispondo-o a nova

operação.

B) Controle eletrônico: são os religadores

dotados de um sistema de estado sólido capaz de

memorizar os ajustes necessários à execução das

operações de religamento. Basicamente, os

ajustes possíveis são: valor da corrente de

acionamento; número de disparos; curva de

atuação. O funcionamento destes tipos de

religadores pode ser descrito da seguinte forma: o

sensor do religador ao sentir uma condição de

corrente anormal no circuito envia um sinal ao

sistema de manobra que efetua a abertura dos

contatos principais. Após um determinado tempo,

chamado tempo de religamento, o sensor envia,

automaticamente, um outro sinal ordenando ao

sistema de manobra efetuar o fechamento dos

referidos contatos, reenergizando o alimentador.

Se a corrente de defeito persistir, o religador inicia

o chamado ciclo de religamento, onde um número

determinado de aberturas e fechamentos é

efetuado de acordo com as condições de controle

estabelecidas.

Os religadores devem ser instalados no sistema

de acordo com as seguintes condições:

• A tensão nominal do religador ser

compatível com a tensão do sistema;

• A capacidade de corrente nominal do

religador ser igual ou superior à corrente

de demanda máxima do alimentador;

• A capacidade de ruptura do religador ser

igual ou superior à máxima corrente de

curto-circuito trifásica ou fase e terra do

sistema no ponto de sua instalação;

• A tensão suportável de impulso do

religador ser compatível com a do sistema;

• O ajuste da temporização de religamento

deve possibilitar a coordenação com os

equipamentos de proteção instalados a

jusante do alimentador, tais como, chaves

fusíveis, seccionadores ou outros

religadores.

Os religadores podem ser classificados quanto ao

meio de interrupção de arco em:


A) Religadores automáticos de interrupção em

óleo: são equipamentos cuja disrupção da

corrente é feita no interior de um recipiente cheio

de óleo mineral. Podem ser fabricados em

unidade monofásicas ou trifásicas e são

adequados para instalação ao tempo ou abrigado.

Podem ser construídos para dois propósitos:

• Subestação de potência: são religadores

apropriados para instalação fixa no solo, o

que lhes confere atributos para operar na

proteção de alimentadores em

subestações de construção abrigada ou ao

tempo. Outra característica deste tipo de

religador é a utilização de fonte auxiliar em

corrente contínua e alternada em baixa

tensão para alimentação dos relés de

indução, do motor de carregamento da

mola, da sinalização, etc. Os religadores a

óleo mineral para subestações podem ser

subdivididos em religadores a grande

volume de óleo e religadores a pequeno

volume de óleo. O princípio básico da

interrupção no óleo se fundamenta na

elevação de temperatura provocada pelo

surgimento do arco quando os contatos do

equipamento se separam, resultando na

decomposição das moléculas do óleo e na

formação de gases. Dos gases liberados, o

hidrogênio é o principal responsável pela

extinção do arco, graças a sua excelente

capacidade refrigerante, e em segundo

lugar, pela notável pressão que ele e os

demais gases exercem sobre a mesma

região do arco.

• Sistemas de distribuição: são

equipamentos destinados à instalação em

poste e sua aplicação é exclusiva na

proteção de redes de distribuição rural ou

de redes de distribuição urbana. Estes

religadores são autosuportados e

empregados na interrupção de correntes

de defeito em redes aéreas, após cumprir

um determinado ciclo de religamento. A

principal diferença entre os religadores de

subestação e os de distribuição está no

mecanismo de manobra, enquadrando-se

aí os dispositivos sensores.

B) Religadores automáticos de interrupção a

vácuo: são equipamentos dotados de câmara de

extinção de arco no interior da qual se fez vácuo e

se instalou os seus contatos principais. Da mesma

forma que o tipo de religador anteriormente

descrito, estes religadores podem ser construídos

para dois propósitos:

• Subestação de potência: têm a mesma

aparência externa dos religadores a óleo.

É, normalmente, trifásico, apropriado para

instalação ao tempo, com estrutura fixa ao

solo, automatizado pela ação de relés de

indução de sobrecorrente, acoplados à

própria estrutura do religador e com a

operação coordenada pela atuação do relé

de religamento. Ao se estabelecer a

separação dos contatos no interior de uma

câmara a vácuo, o arco elétrico se

manifesta entre os mesmos, fazendo com

que a corrente flua através do vapor

ionizado, gerado pela vaporização do

material dos contatos nos pontos de arco,

até que a corrente do circuito passe pelo

seu zero natural. Nesse momento, ela é

interrompida, o vapor metálico se

condensa e a tensão de restabelecimento


transitória não é capaz de fazer conduzir

qualquer corrente do meio dielétrico. As

câmaras de interrupção a vácuo estão

localizadas no interior do tanque do

religador cheio de óleo mineral, cuja

função é apenas a de servir como meio

dielétrico entre as partes vivas do

equipamento. O processo de interrupção

não contamina o óleo, já que é efetuado no

interior da câmara de vácuo. A vida útil de

uma câmara a vácuo é muito superior à

uma câmara de interrupção em óleo. Outra

característica importante é que durante a

operação de fechamento do religador,

quando seus contatos se aproximam,

existe uma distância crítica entre eles em

que o arco se restabelece. Esta distância é

denominada distância de restabelecimento

no fechamento. Este fenômeno provoca

uma determinada erosão nos contatos e

seu conseqüente desgaste.

• Sistemas de distribuição: são os

religadores apropriados para aplicação em

redes aéreas de distribuição, em que não

há necessidade de fonte auxiliar para

alimentar o sistema que impulsiona o

mecanismo de manobra. São

caracterizados por um equipamento de

corpo único, de fácil montagem e providos

de dispositivo destinado à manobra por

vara. Tais religadores contêm, em sua

grande maioria, um recipiente cheio óleo

mineral, no interior do qual se encontram

as câmaras de interrupção. O óleo tem

apenas a função de meio dielétrico entre

as partes vivas do religador. Os

religadores a vácuo empregados

atualmente podem ser classificados quanto

ao controle utilizado para o ajuste e

contagem do ciclo de religamento em:

religadores de controle eletrônico (dotados

de dispositivos estáticos e relé de

religamento que controlam todas as

funções do religador) e religadores de

controle hidráulico (dotados de

mecanismos apropriados, constituídos de

haste, êmbolo, câmara de interrupção e

um tanque cheio de óleo mineral, dispondo

de um diafragma através do qual se pode

ajustar todas suas funções operativas).

III. MANUTENÇÃO PREVENTIVA

O religador deve sofrer inspeção sistemática em

intervalos regulares. A experiência profissional,

baseada no número de operações, nível de curto-

circuito e algumas operações anormais que

possam ocorrer, logo estabelecerá um programa

de manutenção que dará garantia de conveniente

confiança no religador.

Com a linha desenergizada, recomenda-se:

• Verificar se o religador está corretamente e

rigidamente fixado.

• Verificar se as partes componentes do

mecanismo de operação estão firmes, sem

danos e livres de material estranho.

• Que as conexões de todos os terminais

sejam verificadas e estejam bem fixas.

• Examinar a isolação da fiação de controle

para localizar evidências de abrasão.

• Medir a resistência de contato do circuito

principal.

• Verificar o nível de óleo isolante.


• Limpar as buchas caso haja deposição de

sujeira. As mesmas devem ser

cuidadosamente examinadas para verificar

se há rachaduras ou riscos, devido a

descargas de arcos elétricos.

• Verificar os interruptores, pois durante a

operação normal de um interruptor, um

pouco do material dos contatos é

gradualmente erodido.


As falhas mais comuns estão relacionadas com:

• O nível do óleo isolante, o qual deve ser

completado com o óleo indicado pelo

fabricante.

• As buchas, que devem ser substituídas, se

possível, com o auxílio da assistência

técnica do fabricante.

• Os interruptores, que devem ser trocados

quando for verificado um desgaste

excessivo.


Considerando-se as várias tecnologias existentes,

os fatores que provocam desgaste e depreciação

das propriedades mecânicas e elétricas do

equipamento citadas no decorrer do estudo, e

ainda, os critérios de manutenção estabelecidos,

pode-se estimar a vida útil dos religadores,

baseando-se no número de operações mecânicas

do equipamento pela freqüência de operação em

campo. Desta forma estima-se a vida útil de um

religador em 23 anos.

REFERÊNCIAS

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

Livros Técnicos e Científicos Editora, Volume 2,

2a edição 1994.

[2] Norma ABNT NBR 8177

[3] Catálogos e informações de fabricantes


Reservatório

RESUMO

O presente trabalho aborda um reservatório com

fins exclusivamente hidrelétricos. Serão discutidos

sucintamente aspectos de viabilidade técnica do

empreendimento, atento-se sobretudo à questão

geológica no que diz respeito a sua

estanqueidade, estabilidade dos taludes das

encostas marginais, sismicidade induzida e

assoreamento, além de aspectos biológicos, tais

como, por exemplo, a eutrofização do lago. Sendo

um reservatório sujeito a tantas ocorrências,

estando ele situado em áreas de clima, geologia,

cobertura vegetal, declividade das encostas, uso

da terra, de configuração geométrica tão distinta,

etc. fica difícil avaliar sua vida útil e conseqüentes

taxa de depreciação baseado em tantos fatores

condicionantes. Tirando-se a questão do

assoreamento, causa mais comum de sua

inutilização parcial ou total, de custos reparadores,

muitas vezes, inviável do ponto de vista técnico

e/ou econômico, fica o fator condicionante do

tempo de vida útil econômico da própria usina.

Este poderá ser o seu balizador. Assim, caso o

valor do tempo de vida útil seja inferior ao do

tempo de vida útil econômico da usina, esgotados

técnica e economicamente as medidas

preventivas e reparadoras de controle de

sedimentos, controle biológico, etc. resta a opção,

pelo menos em termos de novos

empreendimentos, de uma mudança sistemática

do arranjo geral do barramento quando na fase

inicial de projeto. Na dependência então de vários

fatores condicionantes, bem como, na própria falta

de dados estatísticos que possam avaliar melhor o

tempo de vida útil de um reservatório, sugere-se a

princípio o valor de 100 anos.

I. INTRODUÇÃO

Um reservatório pode ter múltiplas funções, além

de fins hidrelétricos, dentro das quais algumas se

destacam, por exemplo, recreação, controle de

cheias, navegação, abastecimento d’água e

irrigação.

Quando o reservatório criado por uma barragem

praticamente inexiste ou quando simplesmente

tem o nível das águas dos cursos naturais

barradas e desviadas para estruturas de adução,

com pouca variação desse nível, caracterizando,

ainda, baixa capacidade de armazenamento

d’água, a instalação trabalha a fio d’água.

Nas usinas hidrelétricas a fio d’água sem

regularização, em especial nos meses e anos

secos, o déficit de energia deveria ser fornecido

por usinas alternativas (térmicas, por exemplo),

ficando essas, pelo menos teoricamente, paradas

nos períodos de maior chuva. Por sua vez, as

usinas hidrelétricas poderiam, nessa época,

fornecer energia suficiente para suprimento do

consumo. Porém, tal procedimento torna-se

antieconômico, pois exigiria uma potência

instalada muito grande nessas usinas, ficando a


usina térmica ou a hidrelétrica ociosa durante

muito tempo.

Assim, torna-se necessário regularizar o deflúvio

natural dos rios por meio de grandes reservatórios

a serem criados pelas barragens.

Dependendo do volume d’água criado, os

reservatórios são 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. Nesse caso, o

reservatório é dito de acumulação, podendo ter

regularização diária, semanal, mensal, plurienal,

entre outros.

Uma regularização plurienal eficiente dependente

do regime do rio correspondente, ou seja, nos rios

da zona tropical, o volume útil dos reservatórios é

da ordem de 50% a 70% do deflúvio anual médio,

assegurando uma regularização de até 95% da

descarga média. O restante desse valor é vertido.

Já os rios das zonas subtropicais e temperadas,

não tendo um regime tão equilibrado, necessitam

de reservatórios bem maiores.

Até recentemente, a criação de grandes

reservatórios no Brasil não constituía grande

problema devido à esparsa população e devido

também ao valor pouco expressivo das terras

inundadas.

Hoje em dia, em função de uma maior densidade

populacional, resultando em dispendiosos custos

de relocação dos residentes e de sistemas de

transporte, com as terras sendo mais aproveitadas

para agricultura e pecuária, conseqüentemente,

ficando cada vez mais onerosas para sua

desapropriação, com os reservatórios inundando,

muitas vezes, obras, sítios arqueológicos e outros

em locais tidos como problemáticos do ponto de

vista social, político, ambiental, técnico,

econômico, dentre outros para a sociedade civil,

uma usina pode vir a ser inexeqüível.

A título de ilustração, as Pequenas Centrais

Hidrelétricas – PCH’s - foram classificadas pela

ANEEL como sendo aquelas que dispõem de um

reservatório de área inundada igual ou menor que

3,0 km2 e potência instalada igual ou menor que

30 MW.

II. ASPECTOS DE VIABILIDADE TÉCNICA

É durante a fase de estudos preliminares de uma

usina que podem ser analisados a estanqueidade

e o assoreamento progressivo de um reservatório,

a estabilidade de taludes das encostas marginais

e a sismicidade induzida, fatores também de

decisão quanto à viabilidade técnica do

empreendimento.

A estanqueidade do reservatório, em especial,

devido às percolações excessivas, causando

perdas d’água significativas, pode interferir no

tempo de enchimento do reservatório, raramente

impedindo esse enchimento, ficando na

dependência de fatores geológicos, topográficos e

hidrogeológicos.

O assoreamento do reservatório constitui uma das

mais comuns e graves ocorrências verificadas ao

longo de sua vida útil.


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.

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.

O assoreamento dos reservatórios resulta

principalmente do material constituído de siltes,

areia e cascalho, o qual se deposita a partir das

cabeceiras do reservatório, em forma de deltas.

É durante as grandes cheias que esse material se

sedimenta mais perto da barragem, sendo

descarregado em boa parte para jusante.

A estabilidade dos taludes, existentes nas áreas

localizadas ao longo das encostas marginais do

reservatório, deve ser também bem investigada,

em especial, no entorno das elevações

correspondentes à faixa de variação operacional

do nível d’água e imediatamente acima do nível

máximo. No Brasil, são pouco freqüentes os casos

de “overtopping” da barragem devido a

deslizamentos de grandes massas, causando

ondas de grande porte. Mas são comuns os

deslizamentos que afetam não só o próprio

reservatório, como outros órgãos da usina, tais

como, por exemplo, os deslizamentos de taludes

laterais de canais adução, vertedouros e casas de

força.

As margens do reservatório podem ser muitas

vezes erodidas, sofrendo a ação das ondas, em

direções predominantes de ventos e constituídas

de taludes formados por solos de baixa coesão,

representando, ainda, um processo indutor de

escorregamentos de pequeno a médio porte.

Os deslizamentos são mais comuns durante a

fase de enchimento do reservatório, quando se

impõem as maiores modificações ao meio físico.

Como no Brasil, os deslizamentos de taludes nas

encostas marginais dos reservatórios não são tão

numerosos e graves, excetuando-se aqueles

decorrentes da erosão de suas margens, os

estudos de investigações devem ser concentrados

apenas nas áreas onde as possibilidades destes

fenômenos possam de fato causar maiores danos.

A sismicidade induzida é outro fator importante,

podendo provocar abalos sísmicos de pequena à

baixa magnitude.

Embora à primeira vista pode parecer que esses

abalos sejam predominantemente intrínsecos aos

grandes reservatórios, já foram observadas no

Brasil ocorrências em pequenos lagos, como, por

exemplo, o da usina de Cajuru, MG.


As conseqüências desses abalos no Brasil têm

afetado as populações vizinhas mais no sentido

psicológico do que aqueles causados por danos

materiais.

Provavelmente, a origem dos abalos verificados

pode ser atribuída às alterações das pressões

neutras ao longo de falhas e outros defeitos

geológicos de grande porte. Tais ocorrências

podem, em geral, terem sido submetidas a

esforços tectônicos ou de outra natureza, em que

os aumentos de pressão neutra, decorrentes do

próprio reservatório, representam uma força a

mais que desencadeou o sismo. O peso da água

armazenada pode ainda submeter esforços

verticais ao longo de toda a área do reservatório,

criando, com isso, deformações diferenciais

profundas, movimentando falhas e fraturas

desfavoravelmente localizadas e também

submetidas a esforços tectônicos.

Os aspectos biológicos, como a eutrofização do

lago, a produção de gases sulfídrico e metano e a

produção acelerada de algas, dependem do

volume de armazenada em relação à biomassa

tenra afogada, isto é, quanto menor o efeito

causado ao reservatório, quanto maior a

disponibilidade de oxigênio dissolvido e menor a

quantidade de matéria orgânica.

Observou-se que, em reservatórios onde o

desmate foi pouco abrangente ou em que nada foi

desmatado, o oxigênio é nulo a pouca

profundidade, a acidez de água é alta, podendo

ocasionar danos nas estruturas de geração, entre

outros, afetando o concreto da barragem e de

órgãos auxiliares.

As plantas aquáticas, quando em crescimento

progressivo, indicam águas com alto teor de

nutrientes. As macrófitas, por exemplo, por sua

alta exigência de nutrientes, são considerados

indicadores biológicos de eutrofização.

Algumas espécies são até desejáveis,

dependendo da quantidade por favorecerem a

produtividade pesqueira no reservatório.

O aguapé Eichhornia crassipes é comumente

encontrado nas regiões do sul do Brasil, causando

aborrecimentos na operação dos reservatórios,

quando obstruem a entrada das tomadas d’água,

dificultando o livre escoamento das águas de

adução, afetando, com isso, a capacidade de

geração das usinas. Além disso, podem promover

o aparecimento de corrosão dos componentes

mecânicos e de refrigeração das casas de força,

devido à alteração eventual da qualidade da água.

Por outro lado, a presença e proliferação de

plantas aquáticas favorecem o aparecimento de

doenças causadas pelo desenvolvimento de

mosquitos e caramujos.

III. MANUTENÇÃO

Uma manutenção eficiente, 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.

O controle de plantas aquáticas no interior do

reservatório vai depender também da relação

custo benefício.

A solução ou minimização do problema de

eutrofização do lago ocorre quando os núcleos de

proliferação são identificados, sendo localizados,

muitas vezes, em remansos a jusante de

emissários poluídos.

Muitas vezes, a proliferação das macrófitas pode

ser previsível. Nesse caso, cabe ao projetista

lançar mão de arranjos alternativos, tais como

vertedouro de escorrimento laminar, estruturas

flutuantes com a função de reter ou desviar a

vegetação para jusante da barragem.

Nos casos em que a usina está em franca

operação, outros recursos técnicos podem ser

empregados, como o uso de limpeza através de

limpa-grades, havendo ocasiões, em que as

unidades geradoras possam interromper a

produção, enquanto se retira o material retido

junto aos órgãos de adução. Ou até operações de

escoamento d’água pelo próprio vertedouro.

Várias usinas adotam a remoção manual da

plantas aquáticas como um dos métodos de

controle. Os serviços consistem simplesmente em

içar as plantas para as margens, onde são

recolhidas ou desviadas para o vertedouro, onde

são lançadas para jusante.


Nas usinas brasileiras em operação, o valor da

taxa de assoreamento pode ter sido avaliado

unicamente tomando-se por base as condições da

época dos seus antigos estudos de avaliação

sedimentológica. Como exemplo, cita-se o

reservatório da usina de Três Marias que, em

1960, os estudos à época previam uma vida útil

de 500 anos. Em 1970, esse reservatório já

estava com 30% do volume útil assoreado. Esse

assoreamento não previsto se deveu

provavelmente ao grave desmatamento ocorrido

nas cabeceiras do Rio São Francisco, visando à

produção de carvão vegetal utilizado nas

siderurgias mineiras.

Alguns reservatórios existentes no Brasil, que

foram devidamente avaliados por Ponçano et al.,

Castro, entre outros durante um período máximo

de 45 anos, aproximadamente, apresentaram

taxas anuais de assoreamento, variando entre

0,06% até 8,78% do volume total do reservatório.

As avaliações sedimentológicas podem ser feitas,

então, correlacionando essas observações em

regiões cujas condições morfológicas e climáticas

sejam semelhantes, dispondo-se de outros dados

colhidos na bacia de drenagem do rio em questão.

Dessa forma, o cálculo da vida útil de um

reservatório pode ser dado pela relação entre o

volume total em m3 e o volume total de

sedimentos em m3/ano. Existem hoje no Brasil

programas e procedimentos confiáveis para uma

razoável avaliação sedimentológica de um

determinado curso d’água, os quais certamente


determinaram um valor mais real do tempo de

vida útil de um reservatório.

Assim, o tempo de vida útil de um reservatório não

pode ser avaliado semelhantemente como o de

outros órgãos de uma usina hidrelétrica.

Tirando outros fatores externos que podem

inviabilizar ou reduzir o tempo de utilização de um

reservatório, somente com a elaboração séria de

estudos sedimentológicos será possível

determinar um valor mais preciso.

O tempo de vida útil econômico da usina pode ser

determinante na avaliação do tempo de vida útil

do próprio reservatório. Atendo-se apenas e tão

somente para o problema do assoreamento do

reservatório,verifica-se que, caso ele seja inferior,

deverão ser tomadas medidas preventivas de

controle de sedimentos ou até de modificações no

arranjo geral do barramento quando na fase inicial

de projeto.

Diante disso e na dependência dos vários fatores

condicionantes citados, bem como, na falta de

dados estatísticos que possam avaliar melhor o

tempo de vida útil de um reservatório, sugere-se a

princípio o valor 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.

6] Nelson Infanti Jr. e Nilton Fornasari Filho,

Tópico Processos de Dinâmica Superficial,

Geologia de Engenharia, Associação Brasileira de

Geologia de Engenharia, 1998.


Seccionalizador

RESUMO

Seccionalizador pode ser definido como um

dispositivo mecânico de manobra capaz de abrir e

fechar um circuito, quando uma corrente de

intensidade desprezível é interrompida, ou

restabelecida, quando não ocorre variação de

tensão significativa em seus terminais. Ele

também é capaz de conduzir corrente sob

condições normais do circuito e, durante um

tempo especificado, conduzir corrente sob

condições anormais, tais como curto-circuito. Os

seccionadores são utilizados em subestações

para permitir manobras de circuitos elétricos, sem

carga, isolando disjuntores, transformadores de

medida e proteção, e barramentos. Também são

utilizados em redes aéreas de distribuição urbana

e rural com a finalidade de seccionar os

alimentadores durante os trabalhos de

manutenção ou realizar manobras diversas

previstas em operação. Em termos de

manutenção de chaves seccionadoras, são

recomendados serviços de manutenção

preventiva com sugestão de periodicidade de 3

anos. A avaliação da vida útil de uma

seccionadora, baseada nas características

mecânicas e elétricas do equipamento, bem como

na realização periódica de manutenção preventiva

pode ser estimada em 40 anos.

I. INTRODUÇÃO

Chave é um dispositivo mecânico de manobra que

na posição aberta assegura uma distância de

isolamento, e na posição fechada mantém a

continuidade do circuito elétrico nas condições

especificadas. Da mesma forma, um seccionador

pode ser definido como um dispositivo mecânico

de manobra capaz de abrir e fechar um circuito,

quando uma corrente de intensidade desprezível é

interrompida, ou restabelecida, quando não ocorre

variação de tensão significativa em seus

terminais. Ele também é capaz de conduzir

corrente sob condições normais do circuito e,

durante um tempo especificado, conduzir corrente

sob condições anormais, tais como curto-circuito.

Por interruptor se entende o dispositivo mecânico

capaz de fechar e abrir, em carga, circuitos de

uma instalação sem defeito, com capacidade para

resistir aos esforços decorrentes. Já o

seccionador interruptor é um dispositivo definido

como o interruptor, que adiciona a capacidade de,

na posição aberta, garantir a distância de

isolamento requerida pelo nível de tensão do

circuito.

Os seccionadores são utilizados em subestações

para permitir manobras de circuitos elétricos, sem

carga, isolando disjuntores, transformadores de

medida e proteção, e barramentos. Também são

utilizados em redes aéreas de distribuição urbana

e rural com a finalidade de seccionar os

alimentadores durante os trabalhos de

manutenção ou realizar manobras diversas

previstas em operação.


A operação dos seccionadores em carga provoca

desgaste nos contatos e põe em risco a vida do

operador. Porém, podem ser operados em carga

quando são previstas, no circuito, pequenas

correntes de magnetização de transformadores de

potência e reatores, ou ainda correntes

capacitivas.

Dentro de uma instalação, os seccionadores

podem ainda desempenhar várias e importantes

funções:

• Manobrar circuitos; permitindo

transferência de carga entre barramentos

de uma subestação;

• Isolar um equipamento qualquer da

subestação, tais como transformadores,

disjuntores, etc. para execução de serviços

de manutenção ou outra utilidade;

• Propiciar o by-pass de equipamentos,

notadamente, os disjuntores da

subestação.


As partes componentes mais importantes de um

seccionador são:

• Circuito principal: compreende o conjunto

das partes condutoras inseridas no circuito

que a chave tem por função abrir ou

fechar;

• Circuitos auxiliares e de comando: são

aqueles destinados a promover a abertura

ou fechamento da chave;

• Pólos: são a parte da chave, incluindo o

circuito principal, sem o suporte isolante da

base, associada exclusivamente a um

caminho condutor eletricamente separado

e excluindo todos os elementos que

permitem a operação simultânea;

• Contatos: compreendem o conjunto de

peças metálicas destinadas a assegurar a

continuidade do circuito, quando se tocam;

• Terminais: são as partes condutoras da

chave, cuja função é fazer a ligação com o

circuito da instalação;

• Dispositivo de operação: são aqueles

através dos quais se processa a abertura

ou fechamento dos contatos principais do

seccionador;

• Dispositivo de bloqueio: é o dispositivo

mecânico que indica ao operador a

posição assumida pelos contatos móveis

principais, após a efetivação de

determinada manobra.

II.1. CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS

Existem diversos tipos de chaves seccionadoras,

o aspecto construtivo depende da finalidade e da

tensão do circuito em que serão instaladas. Os

seccionadores podem ser unipolares ou tripolares,

sendo que para este último caso é necessário um

mecanismo que obrigue a abertura simultânea dos

três pólos.

II.1.1. Seccionadores para Uso Interno

São destinados à operação em subestações de

consumidor, em geral, de pequeno e médio porte

de instalação abrigada, livre de intempéries.

Quanto à construção, estas seccionadoras podem

ser classificadas em:

• Seccionadores simples: são constituídas

por uma ou três lâminas condutoras (caso

seja unipolar ou tripolar) acionadas por um

mecanismo articulado. O seccionador


simples é montado sobre uma estrutura

metálica, constituída de chapa de ferro

dobrada em U que sustenta os três pólos e

o eixo do mecanismo de acionamento

manual na extremidade do qual pode ser

montada a alavanca. As lâminas de

contato são fabricadas em cobre

eletrolítico, sendo cada uma composta por

um conjunto de facas duplas ou até por

dois conjuntos de facas duplas,

dependendo do modelo e da capacidade

de condução de corrente nominal.

• Seccionadores com buchas passantes:

este tipo de seccionador possui um

conjunto de buchas de passagem, em

geral, montado na parte superior,

permitindo a ligação entre dois cubículos

adjacentes. São basicamente utilizados em

painéis metálicos, devido ao reduzido

espaço que ocupam. São fabricados com

isoladores de porcelana vitrificada, ou com

isoladores de resina epóxi. Opcionalmente,

esses seccionadores podem ser fabricados

com um sistema de terra para dar maior

segurança à manutenção do circuito

elétrico. O seccionador é montado sobre

uma estrutura de ferro dobrado que

sustenta os três pólos e as alavancas de

manobra previstas. As lâminas e os

contatos são idênticos aos seccionadores

simples.

• Seccionadores fusíveis: são chaves

seccionadoras dotadas de três hastes

isolantes, geralmente de resina epóxi ou

de fenolite, montadas em paralelo a três

cartuchos fusíveis (também fabricados em

epóxi ou fenolite). O acionamento da

chave tripolar, bem como os isoladores,

têm a mesma construção dos modelos

anteriores. As hastes isolantes permitem a

operação simultânea das três fases, o que

seria impossível somente com os

cartuchos fusíveis. Deve-se evitar o uso

em cubículos metálicos, já que os elos

fusíveis, quando operam, permitem a

formação de um arco no interior do

cartucho, que é expulso pela parte inferior,

podendo atingir o invólucro metálico. Isso

propicia uma falta a arco, isto é, um curto-

circuito fase-terra através do arco. Como o

próprio nome sugere, os seccionadores

fusíveis exercem funções simultâneas de

proteção e seccionamento.

• Seccionadores interruptores: são formados

por uma chave tripolar com comando

simultâneo das três fases, podendo ser

acionada manualmente por um mecanismo

que libera a força de uma mola

previamente carregada, ou então, através

de um dispositivo percussor de que

dispõem os fusíveis de alta capacidade de

ruptura, atuando sobre o sistema de

bloqueio da mola. Nesse caso, os

seccionadores devem possuir câmaras de

extinção de arco, já que não operam

apenas com pequenas correntes indutivas

ou capacitivas, mas são próprios, em

geral, para serem acionados com

correntes iguais à nominal da chave.

• Seccionadores reversíveis: são chaves

que permitem normalmente a transferência

de carga de um circuito para outro. São

bastante utilizadas em subestações de

consumidor, quando se tem uma geração


de emergência ou alternativa que não

possa ser feita em tensão secundária, em

virtude das distâncias em que se acham as

cargas.

II.1.2. Seccionadores para Uso Externo

São destinados à operação em subestações de

instalação externa, normalmente de grande porte.

Em termos construtivos, as chaves seccionadoras

de uso ao tempo podem ser classificadas como:

• Seccionadores de abertura lateral singela

(ALS): caracterizados por apresentar as

hastes condutoras se abrindo lateralmente.

O comando é feito numa das colunas

isolantes que gira em torno do seu próprio

eixo até atingir um ângulo de

aproximadamente 60°. Uma haste metálica

pode ligar rigidamente o comando de três

chaves, formando um conjunto tripolar.

• Seccionadores de dupla abertura lateral

(DAL): são constituídos de duas lâminas

condutoras articuladas a partir de um

ponto central da chave, montadas sobre

uma coluna isolante que gira juntamente

com o mecanismo de manobra.

• Seccionadores de abertura vertical: são

constituídos em geral, de três colunas

isolantes cujas lâminas condutoras

principais são articuladas a partir de uma

coluna intermediária abrindo verticalmente.

• Seccionadores pantográficos: são

seccionadores cuja operação é feita

verticalmente. Constituem-se de um

contato fixo, em geral montado no

barramento da subestação, e de dois

contatos móveis fixados na extremidade

superior de um mecanismo articulado, que

formam uma série de paralelogramos,

chamados pantógrafos e suportados por

uma coluna isolante fixada sobre uma

base metálica e acionada por uma coluna

rotativa paralela à anterior.

II.2. CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS

As características elétricas de uma seccionadora

são:

II.2.1. Tensão Nominal

É aquela para a qual o seccionador foi projetado

para funcionar em regime contínuo, e deve ser

igual à tensão máxima de operação prevista para

o sistema em que será instalado.

II.2.2. Corrente Nominal

É a corrente que o seccionador deve conduzir

sem que os limites de temperatura previstos em

norma sejam excedidos. Os seccionadores devem

suportar condições de trabalho acima dos valores

nominais durante intervalos de tempo específicos.

Sejam os dois casos seguintes:

• Sobrecarga contínua: é caracterizada pela

porcentagem de corrente adicional que o

seccionador pode suportar dentro dos

limites de temperatura definidos por

norma. Outra definição bastante utilizada

diz que sobrecarga contínua é a corrente

de qualquer valor superior à corrente

nominal do seccionador, que é capaz de

conduzi-la durante um período de tempo

suficientemente longo para permitir a

estabilização de sua temperatura de

operação. Dessa forma, para não

comprometer as características técnicas e

propriedades mecânicas do equipamento,


deve-se estabelecer os limites admissíveis

de temperatura.

• Sobrecarga de curta duração: é

caracterizada pela corrente que o

seccionador pode conduzir acima da sua

capacidade nominal, durante um período

de tempo especificado, sem que os limites

de temperatura definidos por norma sejam

excedidos. Para tempos de sobrecarga

pequenos, maiores são os valores

admissíveis de sobrecarga de curta

duração.

II.2.3. Nível de Isolamento

Caracteriza-se pela tensão nominal suportável do

dielétrico às solicitações de impulso atmosférico e

de manobra. As isolações dos seccionadores são

do tipo regenerativo, ou seja, rompido o dielétrico

devido à aplicação de um impulso de tensão, suas

condições retornam aos valores iniciais logo que

cesse o fenômeno que provocou a disrupção.

II.2.4. Solicitações das Correntes de Curto-Circuito

Os seccionadores devem permitir a condução da

corrente de curto-circuito por um tempo

previamente determinado até que a proteção de

retaguarda atue eliminando a parte do sistema

defeituoso.

II.2.5. Coordenação dos Valores Nominais

A escolha do valor da corrente nominal de um

seccionador depende de vários parâmetros

elétricos da instalação, além da corrente de carga.

Essa coordenação é função da corrente

suportável de curta duração, valor eficaz e do

valor de crista da corrente suportável.

II.2.6. Capacidade de Interrupção

Os seccionadores são equipamentos incapazes

de interromper correntes elevadas, a não ser

alguns tipos construídos para média tensão, que

dispõem de câmaras de interrupção adequadas,

em geral para correntes nunca superiores a sua

nominal, os chamados seccionadores

interruptores. Contudo, os seccionadores devem

abrir e fechar circuitos indutivos e capacitivos

onde podem ocorrer elevadas correntes de

magnetização, tais como na energização de

transformadores de potência ou banco de

capacitores. A seguinte equação pode ser

empregada para se determinar a capacidade de

interrupção:

KVD

Ii

i ⋅=

Onde:

Ii – corrente de interrupção, valor eficaz,

em A;

Vi – tensão de linha em kV;

D – distancia mínima entre lâminas através

das chaves de aterramento.

K – fator de correção.


No caso de chaves seccionadoras, são

recomendados serviços de manutenção

preventiva com sugestão de periodicidade de 3

anos. Dentre as várias inspeções a serem

realizadas, recomenda-se: verificação da

regulagem dos seccionadores; ajuste e

lubrificação do sistema de articulação; resistência

ôhmica dos contatos; tempos de abertura e

fechamento de seccionadores motorizados; no

caso de seccionador motorizado: medir as


correntes de partida e de regime do motor;

verificação da abertura e fechamento manual

através da manivela; funcionamento dos contatos

auxiliares; caso a chave possua lâminas de

aterramento: verificação do funcionamento e

medição da resistência de contato; inspeção

completa.


Alguns pontos dos itens discutidos anteriormente

mostraram que a operação dos seccionadores em

carga resulta no desgaste dos contatos. Contudo,

os mesmos podem ser operados em carga

quando são previstas, no circuito, pequenas

correntes de magnetização de transformadores de

potência e reatores, ou ainda correntes

capacitivas. Outro fator, que comprometerá as

características técnicas e as propriedades

mecânicas do equipamento, é a violação dos

limites admissíveis de temperatura.

A avaliação da vida útil de uma seccionadora,

baseada nas características mecânicas e elétricas

do equipamento, bem como na realização

periódica de manutenção preditiva, pode ser

estimada em 40 anos.

REFERÊNCIAS


Livros Técnicos e Científicos Editora, Volume 1,

2a edição 1994.

[2] J. R. D. Fonseca, “Manutenção Preventiva e

Preditiva de Equipamentos de Alta e Média

Tensão”, em 14° Congresso Brasileiro de

Manutenção.


Sistema Anti-Ruído

RESUMO

Os sistemas anti-ruído aplicados em plantas de

geração de potência para a geração de energia

constituem-se de dispositivos que podem ser

inseridos na cadeia onde se processa o ruído.

Este se processa em uma cadeia constituída

basicamente de três elementos: fonte, meio de

transmissão e, finalmente, receptor. Nas plantas

de potência com motores de combustão interna e

turbinas a gás, além de medidas que podem ser

tomadas no projeto, na maioria dos casos, utilizam

silenciadores como atenuadores na fonte, tanto na

entrada de ar, quanto na saída de gases após a

combustão e, em alguns, os compartimentos que

enclausuram o equipamento. Já as plantas de

potência, utilizando turbinas a vapor, têm como

fonte, além da expansão do vapor na turbina, a

própria combustão na caldeira, quando for o caso,

o condensador e o gerador. O ideal seria inibir o

ruído na fonte, no entanto, em grande parte dos

casos, isto oferece grandes dificuldades do ponto

de vista tecnológico e, conseqüentemente, pode

ser traduzido em custos elevados. Diante desta

condição, resta interferir na cadeia, ou seja, no

meio de transmissão ou isolar acusticamente o

receptor. As plantas de geração de potência,

dependendo das exigências do local onde são

instaladas, devem ser isoladas acusticamente

através de compartimentos (enclosures)

constituídos de materiais isolantes a fim de não

extrapolar os limites permissíveis estabelecidos na

legislação. De forma geral, as medidas para

atenuar os ruídos são basicamente as que são

aplicáveis através de equipamentos atenuadores

na fonte de geração do mesmo e as que podem

ser aplicadas ao meio de transmissão. Os

sistemas anti-ruído, principalmente os

silenciadores, são utilizados nos gases de escape

das turbinas e motores de combustão interna, os

quais são bastante exigidos em decorrência do

meio por se tratar de gases com temperatura bem

acima da atmosférica e com presença de pó

contaminante, agentes corrosivos, entre outros.

De forma geral, a vida útil média destes

equipamentos situa-se por volta de 30 anos.

I. INTRODUÇÃO

Os sistemas anti-ruído foram desenvolvidos

principalmente a partir da década de 30 devido às

maiores exigências da sociedade quanto aos

níveis permissíveis para a emissão de ruídos. Em

1936, começou a elaboração de documentos

relacionados com saúde publica; depois em 1960

e, de forma mais expressiva, em 1974, em que

foram criados estatutos englobando os

movimentos iniciais.

Os sistemas anti-ruído devem ser especificados

de forma a evitar os danos provocados pelo ruído

que causam desde males à saúde até a

interferência na operação de outros instrumentos.

O ruído se processa basicamente em uma cadeia

constituída de três elementos: a fonte, o meio de

transmissão e, finalmente, o receptor. O ideal


seria inibir a geração do mesmo e a propagação

deste na fonte; no entanto, esta é uma medida

que pode onerar muito o equipamento, podendo

levar a custos impraticáveis.

Para fins de geração de energia, além das

precauções quando possíveis de serem aplicadas

no projeto da máquina, outras medidas podem ser

tomadas para atenuar o ruído.

Considerando a cadeia onde se processa o ruído,

pode-se tomar as seguintes medidas:

• Na fonte: Colocação de silenciadores e a

construção de um compartimento com

material próprio, ou seja, material isolante;

• No meio: Layout adequado dos

equipamentos que emitem ruído e

colocação de barreiras protetoras anti-

ruído;

• No receptor: A utilização de protetores

individuais e a construção de um

compartimento com material próprio.

É importante lembrar que, em um ambiente

fechado, sem isolamento acústico, o som

produzido é refletido milhares de vezes pelas

paredes, podendo até multiplicar o nível de ruído

com grande quantidade de reverberação.

Os sistemas de barreiras e compartimentos que

envolvem a fonte geradora do ruído, assim como

os compartimentos que envolvem o receptor, são

constituídos de materiais próprios, ou seja,

isolantes acústicos que, por sua vez, podem ter

formas, por exemplo, de mamilos que permitam

uma maior área de absorção do ruído.

I.1. RUÍDOS EM MOTORES DIESEL

Dentre as principais fontes geradoras de ruído em

um motor de combustão interna destacam-se:

• Radiação da própria máquina;

• Entrada de ar;

• Saída de ar;

• Sistema de resfriamento e equipamentos

auxiliares.

Nas máquinas:

• Combustão interna: uma fonte expressiva

de ruído ocorre devido ao aumento da

pressão no interior dos cilindros durante a

combustão; resultando na vibração das

superfícies externas;

• O aumento rápido da pressão nos motores

a diesel resultam em harmônicos maiores;

• Nos sistema de exaustão de gases, o

problema maior é entrada de gás quando a

válvula de descarga esta aberta.

Ruído na entrada:

• O ruído é causado pela periódica

interrupção do fluxo de ar causado pela

abertura e fechamento das válvulas.

Dispositivos de controle utilizados para atenuação

de ruído:

• Silenciadores de entrada;

• Proteção acústica através de

compartimento com material próprio

envolvendo o equipamento emissor do

ruído.

I.2. TURBINAS A GÁS

Existe uma serie de turbinas a gás com

configurações distintas; no entanto, para


aplicações especificas, existem também enormes

similaridades, como exemplo, citam-se as turbinas

para geração de energia elétrica. As turbinas a

gás podem ser descritas de forma bastante

simplificada como uma máquina contendo um

compressor de ar, uma câmara de combustão

onde se injeta o combustível no ar que advém do

compressor, com as devidas proporções para que

ocorra a combustão, e a turbina propriamente dita.

Os gases ao saírem da câmara de combustão

encontram-se normalmente em alta pressão e em

alta temperatura, condições próprias para

expandirem na turbina propriamente dita e

gerando a potência de eixo que acionara o

gerador elétrico.

As principais fontes de geração de ruído em uma

turbina a gás são:

• Dependendo da aplicação, as turbinas são

montadas em estruturas metálicas, o que

pode ser fonte de ruído;

• O sistema de compressão do gerador de

gases;

• O circuito de lubrificação e refrigeração;

• A unidade de geração de energia, ou seja,

o gerador elétrico, através do redutor de

velocidades quando este existir ou através

do sistema de ventilação.

I.3. PLANTAS DE POTÊNCIA COM GERAÇÃO A

VAPOR

As principais fontes de geração de ruído nestas

plantas são na turbina, na caldeira, principalmente

na queima do combustível, na descarga dos

gases, no condensador e no gerador elétrico.

Quanto aos sistemas anti-ruído aplicáveis,

destaca-se o isolamento destes componentes do

ciclo em um compartimento próprio.

Quanto aos fabricantes, citam-se:

• Higgott Kane – Industrial Noise Controls

LTD;

• General Eletric.

No Brasil, aplicados à casa de maquinas, existe a

acústica.


A General Eletric possui um silenciador para

turbina que é construído em aço stainless 409.

Este silenciador possui um sistema de furos na

parte interna, utilizando os dois princípios de

atenuação de ruído: o reativo e o dissipativo.

Além disso, o sistema anti-ruído possui o

compartimento com material isolante próprio para

atenuar ruídos que, em conjunto com os

silenciadores, é possível obter valores

permissíveis para operar o ciclo de potência.

Existem também painéis que funcionam como

barreira acústica que são colocados em pontos

críticos que contribuem expressivamente para a

solução do problema.

O sistema utilizado pela GE pode atingir 90 Dba

de pressão do nível de ruído a um metro de

distância do compartimento quando se considera

somente a turbina como fonte, pois, quando estão

interagindo mais fontes, dificulta a garantia dos

níveis, o que requer uma disposição adequada e

um estudo mais apurado.


Para uma suposta comunidade que esteja a 60 m

de distância da planta de geração de energia,

pode-se obter um nível de 55 a 65 Dba.

Quanto aos dispositivos de controle utilizados

para atenuação, estes são similares aos

empregados nos ciclos de potência com motores

de combustão interna.

II.1. SISTEMA ANTI-RUÍDO PARA GERAÇÃO A

VAPOR

Nas plantas de potência para geração de energia,

pode-se encontrar dispositivos como os

compartimentos próprios para atenuar ruídos

similares aos empregados para turbinas a gás,

assim como silenciadores na exaustão de ar.

Quanto às normas referentes a este assunto,

citam-se:

• A norma NBR 7566 trata de Máquinas

elétricas girantes – Nível transmitido

através do ar – método de medição num

campo livre sobre um plano refletor.

• A norma NBR 11677 trata das divisórias

internas moduladas – Determinação da

isolação sonora.

II.2. SILENCIADORES

Os silenciadores podem ser divididos em dois

grupos: os do tipo reativo e o tipo dissipativo.

Os do tipo reativo são mais utilizados para

trabalhar com baixa freqüência, ou seja,

freqüências que estão na faixa de 50 a 200 Hz.

Esta é a razão pela qual este tipo de silenciador é

mais empregado em motores de combustão

interna, enquanto que o tipo dissipativo abrange

uma faixa maior de freqüência de 500 a 4 kHz.

Estes silenciadores são simples e constituem-se

de materiais, na sua parte interna, que absorvem

o som. Os materiais utilizados na absorção do

som devem ser designados de forma que tenham

um coeficiente de absorção compreendendo uma

faixa grande de freqüência e uma superfície lisa

para minimizar a perdas por atrito do fluxo de gás.

Este material também deve suportar aquecimento,

fogo e contaminantes existentes no gás. Na

maioria dos casos, os silenciadores são

confeccionados, combinando tanto o princípio

reativo quanto o dissipativo.

II.3. COMPARTIMENTOS

Os compartimentos (enclosures) são montados

envolvendo o equipamento que gera o ruído e/ou

isolando e também o operador e, desta forma,

trabalhando como uma cabine acústica para o

operador. Estes compartimentos são construídos

com materiais isolantes, dissipadores de som que

são montados a partir de módulos ou através do

jateamento do material sob forma de uma

espuma. Os que são montados a partir de

módulos têm a vantagem de possuir formas.

Quando fazemos esta opção, ampliam a área de

absorção do som e, conseqüentemente, melhora

a performance de atenuação do ruído.

Quanto à obsolescência tecnológica, os

dispositivos não sofreram grandes alterações. Em

determinadas aplicações, atualmente, além da

aplicação de novos materiais, verifica-se o

desenvolvimento de dispositivos eletrônicos que


são utilizados para emitirem pulsos defasados do

ruído original a fim de atenuá-lo.

III. MANUTENÇÃO CORRETIVA

Quanto às manutenções, os dispositivos anti-ruído

não as requerem com muita freqüência devido,

principalmente, à simplicidade destes

equipamentos. No entanto, vale lembrar que estes

sistemas trabalham, quando aplicados na

exaustão, normalmente com gases à alta

temperatura e, dependendo do tipo de

combustível pode ser encontrado uma fração de

de enxofre, principalmente, o que propiciará

condições para o desenvolvimento de corrosão.

As manutenções nos silenciadores consistem

reparos na estrutura metálica e remoção de

incrustações em determinados pontos do

silenciador, assim como pintura com tintas

especiais que suportam temperaturas superiores à

atmosférica.


A vida útil econômica para estes sistemas

depende da aplicação e do regime de trabalho da

planta de geração. Normalmente, os atenuadores

de ar na entrada de uma turbina ou motor de

combustão trabalham sob condições mais

favoráveis que os que se encontram no sistema

de exaustão de gases.

Os sistemas que utilizam compartimentos feitos

com matérias isolantes vão perdendo algumas

características em função da ação do meio,

contato com a água, acúmulo de poeira, entre

outros.

No entanto, de forma geral, estes sistemas

possuem vida útil por volta de 30 anos.

REFERÊNCIAS

[1] Bines, J.E. Noise control in industry, USA 1978.

[2] GE Turbines State-of-the-art Technology

Seminar, agosto 1994.

[3] PS produtos e serviços, Revista junho 1999.


Sistema Auxiliar de Corrente Contínua

RESUMO

Os sistemas auxiliares de corrente contínua são

sistemas extremamente importantes e

necessários para a segurança e operação de

subestações e centrais elétricas, pois permitem

que as partes vitais de uma instalação continuem

funcionando mesmo com uma eventual falta de

energia no sistema principal. O sistema auxiliar

compõem-se principalmente de unidades

retificadoras e bancos de bateria. A unidade

retificadora é a parte mais importante de uma

fonte de corrente contínua. Ela é responsável pela

conversão da tensão CA da rede em tensão CC

através de uma ponte retificadora formada por

SCR´s. O controle do ângulo de condução dos

SCR´s permite a estabilização da tensão e

corrente de saída. Em condições normais, o

retificador alimenta as cargas CC e as baterias,

para manter a carga das mesmas. Na falha das

unidades retificadoras, as baterias são

responsáveis pela alimentação das cargas CC. As

baterias são compostas por uma associação em

série de vários acumuladores elétricos. Dentre os

vários tipos de baterias existentes, as alcalinas e

chumbo-ácidas são de longe as mais

empregadas. Para garantir uma vida útil mais

longa das baterias e do sistema auxiliar como um

todo, torna-se imprescindível a adoção de um

programa de manutenção preventiva aliada a um

projeto adequado de controle dos parâmetros de

operação das baterias. Considerando-se tais

aspectos, a vida útil econômica de um sistema

auxiliar de corrente contínua pode ser estimada

como sendo de 10 anos.

I. INTRODUÇÃO

A corrente contínua tem sido amplamente

empregada como força primeira ou de emergência

em todas as atividades que dependem de uma

fonte de energia, por ser mais econômica e

disponível. Em termos de viabilidade, muito tempo

decorrerá até que os acumuladores venham a ser

substituídos por outras fontes de energia estática

que proporcionem um desempenho seguro,

grande resistência mecânica e elevados valores

de corrente de descarga.

Os principais acumuladores recarregáveis que

surgiram foram os acumuladores de chumbo e

posteriormente os acumuladores alcalinos. Hoje,

os níveis de qualidade e desempenho atingidos,

são compatíveis com as mais rigorosas exigências

de segurança e confiabilidade.

A instalação de baterias em Centrais e

Subestações Elétricas tornou-se atualmente uma

prática generalizada e necessária para que as

partes vitais de uma instalação continuem

funcionando apesar de uma eventual falta de

energia no sistema principal. Sua aplicação é

justificada para melhor assegurar, entre outros, os

seguintes serviços:

• Operação dos equipamentos de proteção,

medição e comunicação;


• Comando do acionamento de disjuntores;

• Iluminação de segurança;

• Alimentação de lâmpadas de sinalização.

II. UNIDADE RETIFICADORA

II.1. CONCEITO BÁSICOS

A unidade retificadora é, sem dúvida nenhuma, a

parte mais importante de uma fonte de corrente

contínua. Comumente denominada de Retificador,

ou ainda de carregador, a unidade retificadora

(UR) é uma fonte de tensão contínua que

apresenta duas características básicas e

importantes:

• Estabilização de tensão;

• Limitação de corrente.

Além de alimentar os consumidores, a UR

alimenta também o conjunto de elementos de

bateria que é utilizado para suprir energia aos

consumidores nos casos de não funcionamento

do sistema formado pelos retificadores. A figura 1

apresenta o esquema de uma fonte CC com

redundância de retificadores que aumenta a

confiabilidade do sistema auxiliar.

Bateria

UR´s

+_

Barramento CC

Figura 1 – Fonte CC com Redundância

Os retificadores são projetados para trabalhar em

cinco condições distintas de tensão e corrente de

saída, relacionadas aos tipos de fornecimento da

corrente, para os seguintes regimes de operação

das baterias:

• Flutuação: regime de carga da bateria no

qual o fornecimento de corrente para o

consumidor é feito pelos retificadores. A

corrente consumida pela bateria (fornecida

pelos retificadores) é destinada a

compensar as perdas por autodescarga

dos elementos e a manter a caga completa

dos acumuladores.

• Carga Normal: regime de carga da bateria

no qual a mesma sofre pequenas

descargas intermitentes para alimentar os

consumidores quando a fonte CC formada

pelos retificadores torna-se inoperante. A

corrente consumida pela bateria é

destinada a recompletar a capacidade

perdida dos acumuladores, devolvendo-os

à condição de carga completa.

• Carga Especial: regime de carga da

bateria no qual a mesma sofre perda total

de sua capacidade nominal, devido ao

fornecimento contínuo de corrente ao

consumidor, por tempo prolongado, devido

à inoperância da fonte de CC. A corrente

consumida pela bateria se destina a

recuperação total da capacidade de cada

consumidor.

Para atender aos regimes de operação das

bateias, as UR´s são projetadas para operar em

uma das seguintes condições de funcionamento:

• Piloto com fornecimento de tensão para

flutuação;

• Piloto com fornecimento de tensão para

carga normal;


• Auxiliar com fornecimento de corrente

limitada em 50% da corrente nominal;

• Auxiliar com fornecimento de corrente

limitada em 100% da corrente nominal;

• Manual com fornecimento de tensão para

carga especial.

II.2. PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO

A finalidade principal da UR, em um sistema de

fontes de CC, é converter a tensão alternada da

fonte CA em tensão contínua, para alimentação

dos consumidores.

As possibilidades de se conseguir a tensão

retificada são as mais variadas possíveis. O

diagrama da figura 2 apresenta um exemplo de

uma unidade retificadora. Circuitos

deEntrada

PonteRetificadora

Filtrode

Saída

Regulaçãode

Controle

Proteçãoe

Alarme

Medição SinalizaçãoRemota

Local

Informação de Corrente

Informação de Tensão

Sobrecarga de Corrente

Informação Para Sinc.

Informação de Tensão

Informação ParaFalha de Fase

ENTRADA CA SAÍDA CC

Figura 2 – Diagrama em Blocos – UR

O princípio utilizado para a estabilização da

tensão e corrente de saída é baseado no controle

do ângulo de condução dos SCR´s da ponte

retificadora.

Cada estágio apresentado na figura 2 representa

um circuito com função específica no

funcionamento e controle da UR.

• Módulo de Circuitos de Entrada: reduz a

tensão CA de entrada para os valores

adequados de utilização da ponte

retificadora através de um transformador

de potência.

• Módulo de Ponte Retificadora: constitui-

se no elemento conversor de CA em CC. A

tensão CA do secundário do transformador

de entrada é aplicada a um circuito

retificador trifásico de onda completa,

formado por SCR´s, que têm o comando

do ângulo de condução feito pelo estágio

de regulação e controle.

• Módulo de Filtro de Saída: responsável

pela eliminação da ondulação da tensão

de saída do retificador. O tipo de filtro

normalmente empregado é constituído por

circuitos tipo RLC.

• Módulo de Regulação e Controle:

comanda o disparo dos SCR´s da ponte

retificadora de modo a manter as

características de tensão e corrente de

saída nas condições especificadas.

• Módulo de Proteção e Alarme: protege o

equipamento contra defeitos internos,

sobrecargas na saída e sobretensão na

entrada.

• Módulo de Sinalização: sinaliza as

informações que indicam normalidade ou

anormalidade do equipamento.

• Módulo de Medição: contemos

dispositivos indicadores de tensão e

corrente de saída da UR.

III. BATERIA DE ACUMULADORES

Os termos bateria de acumuladores ou

simplesmente bateria são usados na linguagem

técnica para definir uma associação em série de

vários acumuladores elétricos.


III.1. CLASSIFICAÇÃO DE BATERIAS

A classificação das baterias é dada basicamente

pelo tipo de solução empregada para o

funcionamento dos seus acumuladores, sendo as

principais:

• Baterias alcalinas;

• Baterias ácidas.

As baterias podem ser classificadas também

quanto à sua função. Para as aplicações em

centrais e subestações elétricas são utilizadas as

baterias estacionárias.

III.2. O ACUMULADOR PRÁTICO

O acumulador elétrico apresenta na sua estrutura

três partes essenciais:

• Os eletrodos, onde se produzem as

reações químicas;

• O eletrólito, que é a solução reagente e

que constitui o meio condutor das cargas

elétricas no interior do acumulador;

• O vaso recipiente, que abriga os eletrodos

e o eletrólito.

III.3. CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS

A seguir, são apresentadas algumas definições

básicas das características elétricas das baterias.

III.3.1. Capacidade

A capacidade da bateria é a quantidade de

eletricidade que a mesma é capaz de fornecer, em

regime de descarga, permanecendo a variação de

sua força eletromotriz dentro de limites

especificados. Este parâmetro é expresso em Ah

(ampère-hora), indicando a corrente que a bateria

pode fornecer continuamente durante o número

de horas estabelecido para a descarga. Por

exemplo, uma bateria com capacidade nominal de

200 Ah em um regime de descarga de 10 horas

pode fornecer 20 A, continuamente, durante este

período, atingindo no final deste tempo a tensão

indicada pelo fabricante.

III.3.2. Tempo de Descarga

O tempo de descarga representa o período dado

pelo fabricante para a bateria atingir a tensão final

de descarga, em um determinado regime de

corrente de descarga. Assim, para a mesma

bateria de capacidade nominal de 200 Ah, a

tensão final de descarga pode ser atingida em 5

horas para uma corrente de 40 A, ou em 20 horas

para uma corrente de 10 A.

III.3.3. Tensão Final de Descarga

À medida que a bateria se descarrega, a tensão

nos seus terminais cai lentamente no início, e

rapidamente no fim da descarga.

A tensão final de descarga define o valor limite da

força eletromotriz da bateria, permitido durante o

fornecimento de corrente ao circuito externo, que

garante o processo de reversibilidade da bateria.

III.3.4. Tensão Nominal

A tensão nominal da bateria é a diferença de

potencial entre seus terminais, em circuito aberto.

III.3.5. Tensão Final de Carga

A tensão final de carga representa o valor máximo

de tensão alcançado nos terminais da bateria

quando a mesma recebe energia CC, no processo

de carga, para readquirir sua capacidade total

perdida na descarga.


III.3.6. Tensão de Flutuação

A tensão de flutuação representa o valor de

tensão necessário para que a bateria se

mantenha sempre carregada.

Quanto menor a tensão de flutuação, maior será a

vida útil da bateria e maior o tempo necessário

para carga, porém maior será a possibilidade de

não se carregar. Portanto, de acordo com a faixa

indicada pelo fabricante, deve-se escolher um

valor de tensão ideal.

III.3.7. Carga

A carga das baterias tem por finalidade restituir a

capacidade de fornecimento de corrente dos seus

acumuladores. Conforme apresentado no item

II.1, os tipos de carga usados para as baterias

são:

• Carga de flutuação;

• Carga normal;

• Carga especial.

III.3.8. Tensão de Gaseificação

No processo de carga da bateria, paralelamente

ao aumento de cargas, ocorre o acréscimo da

tensão nos acumuladores, que passa da condição

de valor final de descarga para a condição de

valor final de carga. A formação de gases no

interior do eletrólito alcança o seu valor máximo

para um valor de tensão bem característico, típico

para cada acumulador, denominado de tensão de

gaseificação. Estes gases, normalmente uma

mistura de hidrogênio e oxigênio, são resultantes

principalmente da eletrólise da água do eletrólito,

e as quantidades formadas dependem da

intensidade de corrente da carga utilizada.

Por ser uma mistura altamente explosiva, uma das

precauções que deve ser tomada durante a carga

da bateria é a retirada dos gases do

compartimento onde ela está instalada. Isto requer

um sistema de ventilação adequado, podendo ser

natural ou mecânico com auxílio de exaustores.

Outra precaução é evitar que estes gases

cheguem até os equipamentos da instalação,

principalmente nos casos das baterias ácidas,

devido ao perigo de corrosão.

III.4. TIPOS DE ACUMULADORES

Os principais processos reversíveis que ocorrem

em um acumulador variam com os materiais

ativos aplicados na sua construção.

Os acumuladores denominados chumbo-ácido

possuem material ativo formado por óxidos de

chumbo imerso em uma solução aquosa de ácido

sulfúrico. O processo de carga/descarga é dado

pela reação química abaixo:

Pb O 2 + Pb + 2H2SO 4 PbSO 4 + PbSO 4 + 2H2Odescarga

carga

No estado de carga, as placas contêm óxidos de

chumbo imersos em solução de ácido sulfúrico.

Na descarga, o íon sulfato do eletrólito reage com

o chumbo das placas, formando sobre elas uma

camada de sulfato.

Os acumuladores alcalinos têm como material

ativo o hidróxido de níquel e o óxido de cádmio, e

como eletrólito uma solução alcalina de hidróxido

de potássio com a adição de hidróxido de lítio em

água destilada. A reação química de

carga/descarga é dada por:


2NiO(OH) + Cd + 2H2O 2Ni(OH)2 + Cd(OH)2descarga

carga

A solução de hidróxido de potássio como eletrólito

não entra no processo eletroquímico, agindo

apenas como um condutor extremamente eficiente

para os ânions e cátions durante a reação.

No caso de acumuladores níquel-ferro, a única

diferença é a substituição do cádmio pelo ferro. O

princípio permanece o mesmo.

III.5. COMPARAÇÃO ENTRE OS TIPOS

Além dos aspectos técnicos e econômicos, outros

aspectos deverão ser considerados quando de

uma análise comparativa entre os tipos de

baterias.

III.5.1. Facilidade de Verificação do Estado de Carga

Nas baterias chumbo-ácidas, o estado de carga é

proporcional à densidade do eletrólito, para uma

determinada temperatura.

Nas baterias alcalinas, a densidade do eletrólito é

praticamente constante para qualquer estado de

carga.

Portanto, nas baterias chumbo-ácidas, pode-se

determinar satisfatoriamente o estado de carga

através da medição da densidade do eletrólito, o

que não ocorre com as baterias alcalinas.

III.5.2. Autodescarga

A taxa de autodescarga é diretamente ligada ao

princípio de funcionamento da bateria. Enquanto a

taxa de autodescarga das baterias chumbo-ácidas

é da ordem de 1,0% ao dia, a taxa das baterias

alcalinas situa-se entre 0,1 e 0,2% ao dia.

III.5.3. Formação de Gases Corrosivos e Explosivos

Ambos os tipos de bateria formam hidrogênio, o

que exige cuidados especiais na sua instalação e

operação. As baterias chumbo-ácidas, em

especial, desprendem gases corrosivos, o que

restringe sua instalação em salas que contenham

outros equipamentos sujeitos à corrosão. A

instalação em sistemas blindados é

desaconselhável também.

III.5.4. Influência da Temperatura

A temperatura tem influência direta na capacidade

em Ah das baterias, provocando inclusive uma

diminuição permanente da sua capacidade caso

seja usada constantemente ou por tempo

prolongado em temperaturas elevadas.

Portanto, a temperatura é um fator importante que

deve ser levado em conta nas instalações, pois

reduz a vida útil das baterias.

III.5.5. Necessidade de Troca de Eletrólito

Nas baterias alcalinas, o hidróxido empregado

como eletrólito não é estável, e em contato com o

ar absorve CO2, formando carbonato de potássio

que, atingindo os limites estipulados na

recomendação de manutenção, torna necessária

uma substituição.

Nas baterias chumbo-ácidas, a troca do eletrólito

deve ser processada quando o mesmo estiver

sujo ou contaminado com elementos prejudiciais.

III.5.6. Comportamento com Relação a Cargas e

Descargas

• Cargas Insuficientes: Em ambas as

baterias, cargas insuficientes provocam a


perda da capacidade, o que é intolerável

para a segurança do sistema.

• Cargas em Excesso: Correntes de carga

em excesso podem provocar uma

destruição prematura das placas nas

bateias chumbo-ácidas, ou em trocas mais

freqüentes do eletrólito nas baterias

alcalinas devido a um aumento no índice

de carbonato de potássio.

• Tempo de Carga: As baterias alcalinas,

comparadas com as chumbo-ácidas,

podem ser carregadas com correntes

maiores, reduzindo assim, o tempo de

carga.

• Altas Correntes de Descarga: O eletrólito

desempenha papel diferente para os dois

tipos de baterias quando correntes de

descarga altas são exigidas. Nas baterias

chumbo-ácidas, o eletrólito influi

diretamente no comportamento durante a

descarga, podendo resultar em

empenamento das placas e perdas de

massa ativa, reduzindo significativamente

sua vida útil. Já nas baterias alcalinas, o

eletrólito é mero condutor iônico, não

provocando danos à bateria.

• Curto-Circuito Interno: A possibilidade de

ocorrer um curto-circuito interno nas

baterias do tipo chumbo-ácidas é causada

pela formação de cristais que podem

perfurar os separadores. Nas baterias

alcalinas não ocorre este fenômeno.

• Ciclo de Descarga: O ciclo de descarga

de uma bateria instalada em subestações

pode ser bastante variado. Para o mesmo

ciclo de descarga com picos elevados de

corrente, a bateria alcalina pode ser

dimensionada para um valor

substancialmente mais baixo que a bateria

chumbo-ácida, podendo atingir até a

metade do valor exigido por uma bateria

chumbo-ácida. Já para os ciclos de

descarga em que não há picos de

corrente, mas uma solicitação constante, a

diferença citada anteriormente torna-se

irrelevante.

• Custo de Manutenção: De acordo com

dados das empresas, o custo de

manutenção das baterias alcalinas é

inferior ao das baterias chumbo-ácidas.

• Peso e Volume: Conforme mostrado

acima, para ciclos de descarga em que há

picos de alta intensidade durante certos

instantes, as baterias alcalinas requerem

capacidades menores. Portanto, as

dimensões e pesos serão menores que o

das baterias chumbo-ácidas.

IV. MANUTENÇÃO PREVENTIVA

A manutenção preventiva das UR´s se caracteriza

pelas verificações, medidas e ajustes periódicos

dos parâmetros indicadores da condição de

desempenho do equipamento, como:

• Inspeção visual para verificação de mau

contato e oxidação;

• Limpeza interna;

• Testes de operação, de confiabilidade e de

desempenho;

• Ajustes dos sensores de flutuação, de

caga nominal, auxiliar e de carga especial.

Para as baterias, de uma forma geral, a

manutenção preventiva tem por objetivo o controle


do desempenho da bateria através das seguintes

atividades:

• Correção do nível do eletrólito;

• Correção da densidade do eletrólito;

• Correção dos valores da tensão de carga;

• Verificação da capacidade;

• Verificação das condições de impurezas

do eletrólito;

• Verificação das perdas por corrente de

fuga.

Os valores dos parâmetros de verificação e os

materiais usados para correção dependem do tipo

de bateria utilizada.

V. MANUTENÇÃO CORRETIVA

Para a eliminação de defeitos ou execução de

ajustes nos retificadores, o técnico responsável

pela manutenção do equipamento deve dispor de

conhecimentos técnicos e recursos instrumental

condizente com a tecnologia empregada para os

circuitos eletrônicos da UR.

Os acumuladores podem ser recuperados em

qualquer uma das partes de sua estrutura –

eletrodo, eletrólito e recipiente. A recuperação dos

vasos ou placas dos eletrodos requer material e

ferramental típicos e que são disponíveis apenas

pelos fabricantes ou firmas especializadas na

recuperação de acumuladores.

Para se efetuar a troca do eletrólito, os

procedimentos operacionais recomendados pelos

fabricantes devem ser estritamente obedecidos.

Normalmente a seqüência seguida é:

• Descarga da bateria até a tensão final de

descarga;

• Retirada total do eletrólito do acumulador;

• Lavagem interna do acumulador com água

limpa;

• Preenchimento dos vasos com novo

eletrólito.

VI. VIDA ÚTIL ECONÔMICA

Apesar dos retificadores representarem a parte

mais importante de uma fonte de corrente

contínua, a possibilidade de redundância aumenta

consideravelmente a confiabilidade do sistema de

modo que a manutenção de uma unidade não

implica na inoperância do sistema auxiliar de CC.

Por outro lado, as baterias constituem um ponto

crítico também, pois na ausência da fonte CA para

alimentar os retificadores, a responsabilidade de

suprir as cargas CC é das baterias. Se houver

uma falha nas baterias, de nada ainda o sistema

auxiliar. Além disso, o custo elevado dos bancos

de baterias responde por quase todo o custo do

sistema auxiliar de CC Dessa forma, a adoção de

um programa de manutenção preventiva aliada a

um projeto adequado de controle dos parâmetros

de operação apresentados no texto é vital para

garantir uma vida útil mais longa das baterias e

conseqüentemente do sistema auxiliar como um

todo.

Apesar das diferenças construtivas existentes

entre os diversos tipos de baterias, dentre os tipos

normalmente mais empregados deve-se exigir

uma vida útil garantida de fábrica de pelo menos

10 anos.


Portanto, a vida útil econômica de um sistema

auxiliar de corrente contínua pode ser estimada


REFERÊNCIAS

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

“Telecomunicações: Sistemas de Energia”. Rio de

Janeiro. Livros Técnicos e Científicos. Embratel,

1980.

[2] Curi, M.A., Negrisoli, M.E.M. “Subestações”.

Escola Federal de Engenharia de Itajubá.


Sistema de Água de Circulação

RESUMO

O Sistema de Água de Circulação é o nome dado

ao sistema que, numa Central Térmica, supre

água de resfriamento para os condensadores com

a finalidade de promover a condensação do vapor

na exaustão da turbina de baixa pressão. Como a

quantidade de energia rejeitada nos

condensadores de uma Usina Térmica é muito

grande, cerca de 33% da energia total dos

Geradores de Vapor, necessita-se de uma grande

quantidade de água para efetuar este

resfriamento. Este é um dos maiores requisitos de

uma Usina Térmica: muita água de resfriamento.

Esta água poderá vir do mar, de um rio, lago ou

mesmo de um circuito fechado com torres de

resfriamento. As bombas normalmente são do tipo

coluna vertical e, por isso, requerem que se tenha

em todas as condições de operação um mínimo

de submersão do impelidor. As instalações são

executadas de maneira a se manter o nível

mínimo a todo tempo independente das estações

do ano. Estas bombas, normalmente, têm uma

pressão de descarga pequena, pois a coluna

d’água a vencer é pequena, porém um grande

fluxo. A garantia da água limpa na sua sucção é

dada por sistemas auxiliares, tais como grades

fixas e telas rotativas. Normalmente, este sistema

serve também como fonte fria para o resfriamento

de todos os equipamentos do edifício da turbina, o

que poderá ser feito através de um ou mais

sistemas de refrigeração. Ele não é um sistema de

segurança, mas é fundamental para a

confiabilidade da usina. Sem ele, é impossível ter

a operação da usina. Este sistema trabalha com

grandes bombas, o que requer grandes motores

elétricos com sistemas especiais de refrigeração e

grandes válvulas onde, normalmente, aparecem

os problemas de manutenção. Se considerarmos

o uso da água do mar como fonte fria, os

problemas são maiores em virtude da atmosfera

agressiva, além dos problemas de incrustações

oriundos de animais marinhos. A experiência

mostra que 20 anos é um tempo médio alcançado

de vida útil.


O sistema tem como função principal suprir o meio

refrigerante para os condensadores principais e

para os trocadores de calor do Sistema do Edifício

da Turbina.


As bombas de água de circulação, que podem ser

duas, três, quatro ou mais, em função da

capacidade da planta, estão instaladas em poços

individuais na tomada d’água, succionando água

da baía, rio, lago ou outros. Elas enviam para os

condensadores principais no Edifício da Turbina

e, daí, para o Túnel ou Canal de Descarga que,

normalmente se tratando de um rio, irá para

jusante da Tomada D’água. Sendo lago ou mar,

esta descarga dar-se-á numa posição que não

venha causar nenhuma influência na temperatura

da Tomada D’água. No caso específico da Central


Nuclear de Angra, a Tomada D’água é feita na

Praia de Itaorna, e a Descarga é feita na Enseada

de Piraquara, numa outra baía.

O arranjo com relação ao número de

equipamentos de limpeza é função da capacidade

destes equipamentos e das Bombas de Água de

Circulação, o que pode dar origem a vários canais

de entrada ou, simplesmente, um para cada

Bomba de Água de Circulação.

Em cada canal, normalmente existem duas

comportas, uma grade fixa e uma tela rotativa. Se

for mais de um canal por bomba, eles se

interligam após a tela para formar o poço de

sucção daquela bomba.

Como já foi dito anteriormente, a bomba está

hidraulicamente pronta para partir a qualquer

tempo, não sendo necessário escorvá-la, porque a

sucção trabalha mergulhada.

Cada bomba é equipada com uma válvula em sua

descarga.

As telas rotativas, cuja função é remover os

resíduos sólidos que tenham passado pela grade

fixa, são normalmente instaladas em poços

individuais na sucção das bombas e têm

acionamento através de motores elétricos

conectados a um sistema de corrente e rodas

dentadas. As bombas de água de lavagem das

telas succionam do poço das Bombas de Água de

Circulação e enviam água aos bicos ejetores onde

a tela em movimento é limpa por jatos de água. O

sistema de lavagem opera normalmente em

automático, podendo ser acionado manualmente

do local.

Como usualmente se tratam de grandes Bombas

de Água de Circulação, estas requerem um

sistema de resfriamento dos mancais da bomba e

do motor. A fonte de alimentação de água para

estes resfriamentos poderá ser a própria tomada

d’água ou alguma alimentação de água potável.

Sendo a fonte a própria tomada d’água, devem

ser previstos filtro ou equipamento especial para

evitar o arraste de areia. Estes sistemas são

importantes para a operação do conjunto bomba e

motor e, portanto, devem ser sistemas de alta

confiabilidade, pois poderão tirar a unidade da

linha a simples perda de uma pequena bomba

destas.

Este sistema tem as seguintes finalidades:

• Lubrificação e resfriamento dos mancais

do motor;

• Lubrificação e resfriamento dos mancais

do eixo da bomba.

A descarga das Bombas de Água de circulação

vai para o túnel de entrada de água de circulação

ou canal e, daí, para o Condensador Principal.

A água de circulação flui através dos tubos do

Condensador, diretamente da caixa d’água de

entrada para a caixa de saída e, daí, para o rio,

mar, lago ou outros, através do túnel ou canal de

descarga de água de circulação.

O fluxo de água é feito em sentidos opostos nas

caixas d’água, de maneira a uniformizar a

temperatura ao longo do seu trajeto.


Os Condensadores são os maiores equipamentos

do sistema, sendo, na parte da água de

circulação, separadas caixas, com válvulas

motorizadas na entrada e na saída.

As válvulas são, normalmente, acionadas por

volante, manual ou elétricas. As válvulas de

entrada operam totalmente abertas, e as de saída

são moduladas de acordo com a corrente nominal

das Bombas de Água de Circulação, sempre com

o cuidado de as bombas trabalharem dentro da

sua curva ótima de operação.

As caixas de água do Condensador e os

Trocadores de Calor dos Sistemas de

Refrigeração dos Equipamentos do Edifício da

Turbina possuem um sistema de escova de ar e

gases não condensáveis. Esta escorva garante o

efeito sifão na saída do Condensador e evita que

seja reduzida a área de troca de calor devido à

presença de ar nas fileiras superiores dos tubos,

aumentando a eficiência do condensador e

reduzindo a amperagem na bomba de água de

circulação.

O ar e gases, no topo das caixas de entrada dos

Condensadores e nas caixas dos Trocadores de

Calor dos Sistemas de Resfriamento dos

Equipamentos do Edifício da Turbina, são

aspirados por bombas de vácuo.

O comando das Bombas de Água de Circulação,

suas válvulas de descarga, Bombas de Água de

Lubrificação dos mancais e das Bombas de

Escova das Caixas D’água do Condensador

encontram-se na sala de controle.

O Condensador, as Turbinas e as estruturas

metálicas da tomada d’água são, normalmente,

protegidos contra corrosão galvânica através de

sistemas de proteção catódica.

III. DESCRIÇÀO DOS EQUIPAMENTOS

Características típicas dos equipamentos para

uma Usina de 650 MWe.

III.1. BOMBAS DE ÁGUA DE CIRCULAÇÃO (2

BOMBAS)

Características

Tipo: Centrífuga Vertical

Pressão de Projeto: 0,785 kg/cm2

NPSH requerido: 0,754 kg/cm2

Vazão: 1968 ton/h

III.2. BOMBAS DE ÁGUA DE REFRIGERAÇÃO DOS

MANCAIS (2 BOMBAS)

Características



Vazão: 128,7 1pm

III.3. BOMBAS DE ÁGUA DE LAVAGEM DAS TELAS

(4 BOMBAS)

Características



Vazão: 4163 1pm

III.4 BOMBAS DE VÁCUO DAS CAIXAS D’ÁGUA DO

CONDENSADOR E TC’S (2 BOMBAS)

Características

Tipo: Centrífuga com líquido

Pressão de sucção: 24,13 cm Hg

Vazão: 15.600 1pm (156 m3 / min.)


Normalmente, estas bombas são do tipo líquido

compressante que, além de funcionar como o

líquido que arrastam os gases, ainda refrigeram a

bomba.

IV. INSTRUMENTAÇÃO

IV.1. CONTROLE DAS TELAS ROTATIVAS

Com um diferencial de pressão ou um diferencial

de nível pré estabelecido, em alguma tela, parte a

bomba de lavagem das telas que estiver em auto,

e abre a válvula de admissão de água de lavagem

das telas. Com a pressão de água, parte a tela

rotativa, fazendo-a girar até completar, no mínimo,

1 1/3 de volta. Este giro mínimo é conseguido

através de um temporizador. Se durante este

tempo, o ∆P ou ∆L, que originou a partida do

sistema, não cair para a tela, ela continuará

girando até este valor ser atingido, quando então

será desligada a bomba de água de lavagem,

fechará a válvula de admissão e, por conseguinte,

a tela rotativa será desligada.

Este circuito de controle também pode ser

acionado por um programador de tempo ajustado

para cada perímetro de 8 horas, mesmo que o ∆P

não tenha sido atingido, assim como, pela partida

manual local.

Normalmente, estas telas rotativas têm uma chave

seletora de passo manual (adiante ou reverso),

que permite a sua partida, independentemente da

partida da bomba de água de lavagem, a fim de

se soltar a tela, caso esta fique presa ou durante

os serviços de manutenção.

VI.2 BOMBAS DE VÁCUO

Para eliminar a necessidade de operação

contínua destas bombas é adicionado ao sistema

um tanque de controle de pressão, que controla a

operação das bombas. A bomba em operação

retira o ar do tanque reduzindo sua pressão até

~60cm Hg abs. (~8.265mm H2O), quando então é

desligada automaticamente pelo sinal de um

pressostato. Então o ar flui da caixa d’água do

condensador e dos resfriados do Edifício da

Turbina para o tanque de controle, aumentando

sua pressão até atingir ~53cm Hg abs. (~7.220mm

H2O), quando então a bomba é ligada

automaticamente pelo pressostato.

IV.3 INTERTRAVAMENTOS

Há intertravamentos ligados a quase todos os

equipamentos que compõem este sistema, sendo

dois deles relacionados com o circuito de partida

das Bombas de Circulação que são muito

importantes em função dos equipamentos que

estão envolvidos. São eles:

• Fluxo mínimo de água de lubrificação dos

mancais, garantido, assim, fluxo adequado

para os mancais da bomba;

• A bomba só liga após 20 segundos de

acionamento da chave de comando. Este

tempo é para possibilitar uma abertura

adequada da válvula de descarga.

V. OPERAÇÃO

O Sistema de Água de Circulação não perfaz

nenhuma função de segurança numa Usina

Nuclear, mas é fundamental para a operação da

usina. A operação da planta não é possível sem

que este sistema esteje em operação. Assim, sua

partida ocorre exatamente quando iniciamos os


preparativos para partida da usina. Como o

sistema é composto por várias bombas, à medida

que aumenta a carga térmica no Edifício da

Turbina e no Condensador, novas bombas vão

sendo coladas em operação.

VI. MANUTENÇÃO PREDITIVA

A exemplo do sistema de segurança, por ser o

Sistema de Água de Circulação essencial na

manutenção da confiabilidade da usina, há um

programa de inspeções periódicas, além de

praticamente todos os seus equipamentos

pertencerem ao programa de manutenção

preditiva onde são monitorados vibrações das

bombas.

VII. MANUTENÇÃO CORRETIVA

As manutenções corretivas mais comuns no

Sistema de Água de Circulação são nas válvulas

das caixas dos Condensadores, nas válvulas dos

Trocadores de Calor do Sistema de Resfriamento

do Edifício da Turbina, no Trocador de Calor do

Edifício da Turbina e no Condensador. Nas usinas

que usam a água do mar como fonte fria, o nível

de manutenção nos Trocadores de Calor e

Condensador é muito maior.

A água do mar tem um outro agravante que é o

incrustamento de organismos vivos (cracas) nas

paredes dos sistemas, metálicas ou de concreto,

principalmente nos pontos de baixo fluxo. Estas

inscrustações diminuem o fluxo e, sendo nas

paredes do condensador, diminuem a troca de

calor.

Manutenções nestes sistemas para retirar cracas

vão constituir em uma operação bastante

complicada e demorada.

Um meio de se evitarem estas incrustações é

adicionando cloro na água de circulação. Além

deste produto químico ser prejudicial para o meio

ambiente quando usado em excesso, é um

acelerador dos processos corrosivos.

VIII. VIDA ÚTIL ECONÔMICA

A vida útil do Sistema de Água de Circulação é

bastante comprometida quando a água de

refrigeração é a água do mar. Um exemplo está

na Usina de Angra 1, onde todos os tubos do

Condensador foram trocados com pouco mais de

10 anos de operação.

Embora a maioria dos equipamentos estejam

protegidos por sistemas de proteção catódica, o

nível de corrosão é elevado.

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 Água

de Circulação não é maior do que 20 anos.

REFERÊNCIAS



– Eletronuclear AS


Sistema de Alimentação de Energia

RESUMO

O Sistema de Alimentação de Energia de uma

Usina Nuclear por motivos de segurança tem que

ter no mínimo duas fontes externas

independentes. Normalmente uma das fontes

externas é o próprio sistema por onde é

distribuída a energia gerada, sendo que a

segunda fonte deve ser totalmente independente.

Uma das peculiaridades de uma Usina Térmica

seja ela Convencional ou Nuclear é que a mesma

não consegue partir sem que tenha uma fonte de

alimentação externa em função do grande número

de equipamentos necessários para operação da

planta. No caso da Usina Nuclear a situação é

ainda mais crítica, pois tem que se ter além das

fontes externas, fontes internas de alta

confiabilidade, para numa condição de blackout

total, garantir o suprimento de energia elétrica

para os equipamentos de segurança, que irão

fazer um desligamento seguro da planta e a

manutenção do resfriamento do calor residual do

Reator Nuclear. Os Sistemas de Controle e

Proteção de uma usina nuclear são baseados em

alguns critérios como redundância, independência

e diversificação e desta maneira toda a

instrumentação está dividida em normalmente

quatro trens, com quatro sistemas de alimentação

elétrica independentes. A proteção normalmente

atua baseado numa lógica de dois de quatro

sinais, ou seja, é necessário que tenha pelo

menos duas das quatro indicações atingindo o

nível de proteção para que haja atuação.

Considerando os sistemas da planta,

normalmente tem-se dois conjuntos, onde apenas

um deles é capaz de desempenhar 100% da

função programada, e desta maneira cada um dos

sistemas é alimentado por um trem. Como

Sistemas de Alimentação de Energia podem ter os

mais variados arranjos, e que no caso especifico

das Usinas Nucleares de Angra 1 e Angra 2 elas

são de capacidades totalmente diferentes com

arranjos diferentes, optam-se por descrever o

sistema para a Usina Nuclear de Angra 1. Embora

o arranjo para Angra 2 seja totalmente diferente, a

filosofia da proteção e dos controles é

praticamente a mesma. Em termos de vida útil, a

experiência tem mostrado que os geradores

Diesel de emergência não ultrapassa 20 anos,

sendo que no momento, no caso de Angra 1, já

foram instalados dois novos geradores Diesel. Os

inversores e carregadores de baterias, pela

experiência adquirida em Angra 1, tem vida útil de

20 anos, enquanto que os disjuntores em geral

têm vida útil de 25 anos. Desta maneira, o

Sistema de alimentação de Energia, pode ser

considerado com uma vida útil de 20 anos.


São as seguintes as funções do Sistema de

Alimentação de Energia de uma Usina Nuclear:

• Suprir todas as cargas da Usina com

energia externa, que poderá ser de


qualquer uma das duas fontes. Para a

Central Nuclear de Angra uma fonte é o

próprio Sistema de 500 KV por onde é

transmitida a energia gerada nas usinas e

a Segunda fonte é oriunda do Sistema de

138 KV que está ligada ao sistema de

transmissão do Grande Rio;

• Suprir os Serviços Auxiliares da Usina;

• Suprir os Sistema de Controle, Supervisão

e Proteção da Usina;

• Suprir os Serviços Auxiliares de

Emergência em condições de perda de

toda a alimentação externa.


Os critérios adotados no projeto do sistema de

suprimento de energia elétrica são baseados nas

potências nominais e nos níveis de tensão

utilizados pelos diversos equipamentos e

componentes instalados na Usina.

II.1. SISTEMA DE SUPRIMENTO DE ENERGIA DE

500 KV

A Subestação de 500 KV em Itaorna onde estão

ligadas as duas máquinas de Angra 1 e Angra 2,

está interligada com as SE’s de Cachoeira

Paulista, Adrianópolis e Grajaú, através de três

linhas de 500 KV.

O arranjo da SE é em anel e permite que:

• Uma das linhas seja isolada em casos de

faltas ou manutenções, sem afetar o modo

de operação das Usinas;

• Qualquer das Usinas quando ligada, pode

alimentar suas próprias cargas, mesmo se

todas as linhas e a outra unidade

estiverem isoladas;

• Cada Usina pode suprir ou ser suprida por

uma ou ambas as linhas de transmissão;

• As Usinas podem ser isoladas sem

prejudicar as interligações entre as linhas

de 500 KV.

II.2. SISTEMA DE SUPRIMENTO DE ENERGIA DE

138 KV

A Subestação de 138 KV de Itaorna é suprida por

meio de três linhas de transmissão em 138 KV,

todas interligadas à Subestação da usina de

Santa Cruz. A Subestação de 138 KV alimenta

através de cabos subterrâneos os

Transformadores Auxiliares que poderão alimentar

todo o Sistema de Distribuição Elétrico, tanto de

Angra 1 quanto Angra 2.

O arranjo, em barramento duplo possibilita a

interligação e permite que seja realizada a

manutenção em um deles sem prejuízo do

suprimento de energia.

Pelo mesmo motivo, uma linha de 138KV pode ser

isolada para manutenção sem prejuízo do

suprimento de energia.

Os cabos monofásicos subterrâneos que

alimentam os Transformadores Auxiliares são em

número de quatro, sendo um deles reserva.

II.3. SISTEMA DE GERAÇÃO

O Gerador Principal de Angra 1 tem a potência

nominal de 760 MVA (Angra 2, 1458 MVA) e

tensão nominal de 19 KV.

A interligação do Gerador Principal com o

Transformador Principal é feita no interior de


dutos, por meio de três barramentos isolados aos

quais estão incorporados uma Chave de Abertura

em Carga de formato tubular.

Desta interligação, após a Chave de Abertura em

Carga, sai uma derivação para o Transformador

Auxiliar.

Durante a partida da unidade a Chave de Abertura

em Carga é fechada quando são alcançadas as

condições de sincronismo.

A mesma Chave de Abertura em Carga é aberta

quando da atuação da proteção de potência

inversa ou outra proteção do Gerador, mantendo

assim o suprimento do Transformador Auxiliar e

todas as cargas das Barras de Serviço.

Estando a unidade sincronizada e caso ocorra o

desligamento total do Sistema de 500 KV, por

perturbações no Sistema Elétrico, o Turbo-

Gerador continuará suprindo as cargas do

Transformador Auxiliar (consumo próprio).

II.4. TRANSFORMADOR PRINCIPAL

Eleva a tensão do suprimento de energia quando

a usina está gerando, para nível compatível com a

tensão do Sistema de 500 KV (19/500 KV).

Quando a usina não está gerando, a função deste

transformador é abaixar a tensão de suprimento

do Sistema de 500 KV para o nível de tensão

utilizado no primário do Transformador Auxiliar 19

KV (500/25 KV).

Este Transformador é equipado no lado de alta

com um comutador automático em carga,

objetivando manter as tensões mais estáveis e

próximas à nominal.

II.5. TRANSFORMADORES AUXILIARES

Um deles reduz a tensão de suprimento de 138

KV para 4.160 V, nível de tensão compatível com

a tensão das Barras do Sistema de Distribuição

Elétrica da usina.

O outro Transformador reduz a tensão de

suprimento de 19 KV para 4.160 V.

Os Transformadores possuem dois enrolamentos

secundários, cada um supre duas Barras de

4.160V, uma de Serviço e outra de Segurança.

Esta montagem permite que o transformador

continue operando com o outro enrolamento em

caso de falta ou falha em uma das barras.

II.6. SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO ELÉTRICA

Os critérios adotados no projeto do Sistema de

Distribuição Elétrico são baseados nas potências

nominais e nos níveis de tensão utilizados pelos

diversos equipamentos e componentes instalados

na Usina.

As fontes de alimentação do Sistema de

Distribuição Elétrico, como já foi mencionado são

dois Transformadores Auxiliares, um deles vindo

da SE de 138 KV e outro da SE de 500 KV ou do

Turbo-Gerador. Cada um destes transformadores

tem dois enrolamentos no secundário.

O Sistema de Distribuição Elétrico é composto por

quatro barras de 4.160 V, duas delas

denominadas Barras de Segurança e as outras

duas Barras de Serviço.


As duas Barras de Segurança podem ser

alimentadas tanto pelo Transformador Auxiliar via

138KV quanto pelo Transformador Auxiliar via

500KV. Cada barra é alimentada por um

enrolamento do secundário dos Transformadores

Auxiliares.

O arranjo para as Barras de Serviço é exatamente

o mesmo. Assim, todas as quatro barras de 4,16

KV podem ser alimentadas tanto via 138 KV

quanto via 500 KV ou Turbo-Gerador.

Nas Barras de Segurança estão acoplados todos

os equipamentos pertencentes aos sistemas de

segurança da usina, sistemas estes, que

garantem uma parada segura da planta e sua

manutenção nesta condição.

Nas Barras de Serviço estão todas as cargas

necessárias para a operação normal da planta,

como as Bombas de Refrigeração do Reator,

Bombas de Condensado, Bombas de Água de

Alimentação, entre outros.

Com base neste arranjo, as Barras de Segurança

ficam normalmente alimentadas via 138 KV e as

de Barras de Serviço ficam normalmente

alimentadas via 500 KV, ou seja, se ocorrer um

desarme da unidade com perda inclusive da SE

de 500 KV não haverá problema, pois as cargas

nas Barras de Serviço já não mais serão

necessárias com a unidade desarmada.

As duas Barras de Segurança podem ainda serem

alimentadas por dois Geradores Diesel de 3,5 MW

cada um, cuja partida, se dá sem nenhum auxílio

externo.

As Barras de 4.160V alimentam Transformadores

de 4.160/480V que alimentam Barras de 48OV,

onde estão dependurados vários motores e uma

grande quantidade de CCM’s de 480V.

As Barras de 480V ligadas as Barras de

Segurança são também de Segurança, da mesma

maneira que os CCM’s a elas conectadas

alimentam cargas de segurança.

Carregadores de Baterias alimentados em 480V

alimentam barras de 120 VCC. Em cada uma das

Barras de 120 VCC há um Banco de Baterias que

fica normalmente flutuando na barra. Nestas

Barras de 120VCC estão conectados a iluminação

de emergência, bombas pequenas como a de óleo

da turbina e outras cargas de emergência. Desta

maneira podemos concluir que as barras de DC

tem praticamente quatro fontes de alimentação,

ou sejam, duas fontes externas, os Geradores

Diesel e por último as Baterias.

O Banco de Baterias garante por oito horas a

alimentação de todas a cargas da barra numa

situação de perda total de todas as outras fontes.

Conectados a cada Barra de DC tem-se dois

Inversores Estáticos, cada um deles alimenta uma

Barra de 125 VAC de Emergência. O Sistema de

Proteção da Usina tem quatro canais de proteção,

sendo que cada um deles é alimentado por uma

Barra de 125 VAC de Emergência. Estas fontes

são reguladas com um alto grau de confiabilidade.

II.7. SISTEMA DOS GERADORES DIESEL DE

EMERGÊNCIA

Os Geradores Diesel de Emergência são

equipamentos que fazem parte dos sistemas de


segurança da planta. Eles são projetados para

partirem e adquirirem velocidade nominal em 10

segundos.

Sequenciadores de Carga, um para cada Gerador

Diesel colocam automaticamente as cargas em

operação em intervalos que garantam uma não

sobrecarga nos Geradores Diesel.

Existem duas seqüências distintas de

carregamento dos Geradores Diesel, uma para

atender uma situação de Blackout na planta e

outra para atender uma situação de Injeção de

Segurança.

III. OPERAÇÃO

O Sistema de Distribuição Elétrico está em

condições normais alinhado sempre com as

Barras de Segurança para o Transformador

Auxiliar via SE 138 KV e com a alimentação das

Barras de Serviço para o Transformador Auxiliar

via SE 500KV.

O sincronismo é feito através da Chave de

Abertura em Carga, quando então o Gerador

Principal passará a alimentar suas Barras de

Serviço.

No desligamento da usina ocorrerá a manobra

inversa, ou seja, a retirada do Gerador Elétrico do

sistema será através da abertura da Chave de

Abertura em Carga.

A perda do Transformador Auxiliar via SE 138 KV

irá provocar a transferência automática da

alimentação das Barras de Segurança para o

Transformador Auxiliar via Gerador Principal, sem

perda de tensão e a unidade continua operando

normalmente.

A perda do Transformador Auxiliar via Gerador e

SE 500 KV, irá provocar a transferência

automática da alimentação das Barras de Serviço

para o Transformador Auxiliar via 138 KV, sem

perda de tensão na barra. Esta condição significa

que a unidade já saiu do sistema e ocorreu

inclusive a perda dos Transformadores Principais.

Nas duas situações analisadas acima, caso não

ocorra a transferência automática rápida, deverá

ocorrer a transferência lenta. Nesta situação

haverá a subtensão nas barras antes de sua

reenergização. Para as Barras de Serviço os

Operadores deverão manualmente colocar as

cargas necessárias, enquanto que nas Barras de

Segurança os Sequenciadores de Cargas irão

colocar as cargas automaticamente.

Analisando as Barras de Segurança, no momento

que houve a subtensão os Geradores Diesel de

emergência partem e caso a transferência lenta

não tenha sucesso, tão logo os Geradores atinjam

sua tensão e velocidade nominal, ele é fechado na

barra e o sequenciar irá sequenciar as cargas

automaticamente.

Durante as operação dos sequenciadores de

carga, os Operadores são impossibilitados

automaticamente de partir qualquer equipamento.

Os Geradores Diesel também partem quando tem

um sinal de Injeção de Segurança na planta,

mesmo que eles não sejam necessários, é uma

medida de segurança.


IV. MANUTENÇÃO PREDITIVA







segurança da planta.

Os Geradores Diesel de Emergência são

provavelmente os equipamentos que mais são

testados na planta.

Os testes vão desde simular sinais de partida,

testes de partida e parada, testes em vazio e

testes com partida em emergência e

carregamento pelo Sequenciador de Cargas.

Além do Programa de Inspeção e Testes

Periódicos, há programas específicos por exemplo

para monitoração de trocadores de calor, onde

são feitos testes não destrutíveis para predizer as

condições dos tubos e paredes dos mesmos, da

mesma maneira que há um programa de controle

de vibrações em bombas e análise de óleos de

equipamentos.


As maiores manutenções corretivas neste sistema

tem ocorrido nos Geradores Diesel,

provavelmente em função da grande quantidade

de testes operacionais feitos com os mesmos.


A experiência nuclear mostra que a vida útil dos

Geradores Diesel de Emergência não é maior do

que 20 anos. No caso da Usina Nuclear de Angra

1 já foram instalados dois novos Geradores

Diesel. Da mesma maneira todos os Inversores e

Carregadores de Baterias já foram trocados, ou

seja, a experiência mostrou que a vida útil destes

equipamentos não ultrapassaram 20 anos. A

experiência mostra que os disjuntores em geral

tem uma vida útil de 25 anos. Desta maneira a

vida útil do Sistema de Alimentação de Energia

pode ser considerada de 20 anos.

REFERÊNCIAS





Sistema de Amostragem Primário

RESUMO

O Sistema de Amostragem Primário é o conjunto

de amostragem dos vários sistemas relacionados

ao Sistema Primário. Estas linhas são conduzidas

para uma sala blindada no Edifício de Segurança,

Sala de Amostragem do Primário, onde, numa

capela, através de engates especiais, é permitido

fazer a coleta de amostras para serem submetidas

às análises químicas e radioquímicas. A Sala de

Amostragem do Sistema Primário é monitorada

por um Detetor de Radiação de Área, e qualquer

vazamento ou aumento dos níveis de radiação na

sala é alarmado na Sala de Controle. Para reduzir

a quantidade de fluido que sai dos sistemas, estas

linhas têm os menores diâmetros possíveis. O

Fluido, após deixar o Envoltório de Contenção,

tem sua pressão e temperaturas reduzidas para

que possa ser coletado. Este sistema não perfaz

nenhum critério de segurança ou de emergência.

Como conseqüência após um acidente de perda

de refrigerante do reator, todos os pontos de

amostragem que vêm de dentro do Envoltório de

Contenção são isolados. O acidente de TMI –

Three Mile Island - nos EUA mostrou a

necessidade de se ter um sistema especial para

amostragem do primário em situações de

acidentes com danos no núcleo, onde os níveis de

radiação da água do primário ficam tão elevados

que impossibilitam o uso do Sistema de

Amostragem do Primário convencional. O Sistema

de Amostragem para condições pós acidente

pode estar instalado na mesma sala de

amostragem ou em algum ponto especial, pois

trata-se normalmente de um pacote blindado. Ele

prevê a amostragem de somente um ponto do

Sistema de Refrigeração do Reator. O Sistema de

Refrigeração do Reator é basicamente composto

por válvulas redutoras de pressão e trocadores de

calor e tem uma vida útil de 30 anos.


O Sistema de Amostragem Primário tem como

objetivo canalizar fluidos de amostragem do

Sistema Primário e Auxiliares Nucleares para um

local centralizado, onde as amostras podem ser

coletadas e transferidas sob condições

controladas para análise em laboratório.

Estas análises dão informações sobre as

condições químicas e radioquímicas dos sistemas.

Informações típicas incluem, por exemplo,

concentrações de boro, lítio, fluoretos e cloretos

no refrigerante do reator, nível de radioatividade

dos produtos de fissão, condutividade, pH,

produtos de corrosão ativados, concentração de

aditivos químicos e teores de hidrogênio, oxigênio

e gases de fissão no sistema primário. Todas

estas informações servem para ajustar a

concentração de boro, avaliar a integridade dos

elementos combustíveis, regular a adição de

produtos químicos para controle de corrosão,

detectar vazamentos nos tubos dos geradores de

vapor e avaliar o desempenho dos

desmineralizadores.


O Sistema de Amostragem Pós Acidente permite

coletar uma amostra diluída do Sistema de

Refrigeração do Reator.

II. DESCRIÇÃO OPERACIONAL DO

SISTEMA

O Sistema de Amostragem do Primário

convencional consiste de resfriadores de amostra

(trocadores de calor), uma pia de amostragem

com cobertura transparente, frascos de

amostragem, uma serpentina de decaimento,

tubulação associada, válvulas e instrumentação

necessárias ao funcionamento do sistema.

As amostras são coletadas, no mínimo, dos

seguintes locais:

• Dentro do Envoltório da Contenção:

Espaço de vapor do Pressurizador; Espaço

líquido do Pressurizador; Sistema de

Refrigeração do Reator; Acumuladores 1 e

2; Geradores de vapor 1 e 2.

• Fora do Envoltório da Contenção: Sistema

de Controle Químico e Volumétrico;

Sistema de Remoção de Calor Residual;

Água de Reposição do Reator; Água

desmineralizada.

Uma serpentina de isolamento, localizada

internamente na contenção, permite o decaimento

do isótopo 16N, presente na amostra do

refrigerante do reator, através do aumento do

tempo de residência na linha de amostragem.

Amostras originárias da parte interna da

contenção passam para o Edifício Auxiliar, onde

se localiza a Sala de Amostragem. Todas as

amostras, exceto as provenientes dos

acumuladores, são resfriadas nos resfriadores de

amostra. As pressões dos fluidos de amostragem

são reduzidas para 3.5 kg/cm2 pelas válvulas

reguladoras de pressão localizadas após os

trocadores de calor das amostras. Válvulas de

alívio protegem as linhas de sobre pressão.

Os fluidos de amostragem, exceto os provenientes

dos geradores de vapor (linhas de purga), são

purgados para o Tanque de Controle Químico e

Volumétrico do Sistema de Controle Químico e

Volumétrico até que o volume de purga seja

suficiente para se coletarem amostras

representativas. As amostras provenientes das

linhas de purga dos Geradores de Vapor passam

através de um monitor de radiação e são

devolvidas para o condensador.

Os frascos de pressão de amostragem são

usados para coletar amostras pressurizadas

gasosas, líquidas ou ambas.

O sistema de amostragem é projetado para

operações manuais em base intermitente, sob

condições que vão desde a operação à plena

potência do reator até a condição de desligado a

frio.

A pressão e a temperatura dos fluidos de

amostragem são reduzidas fora do Envoltório de

Contenção de maneira para facilitar a manutenção

dos componentes mecânicos e da

instrumentação.

Linhas de amostragem originárias de dentro do

Envoltório de Contenção possuem válvulas de

ambos os lados da contenção com a finalidade de


isolamento. Todas estas válvulas fecham por

sinal de Isolação da Contenção, que é gerado por

Injeção de Segurança. Possuem, ainda, estas

linhas, válvulas manuais para isolamento de

equipamentos e controle de fluxo.

Todas as linhas de amostragem possuem válvulas

para amostragem local, que são do tipo agulha e

se localizam na pia de amostragem.

O Sistema de Amostragem Pós Acidente prevê

normalmente a amostragem em um único ponto

do Sistema de Refrigeração do Reator. Em função

dos altos níveis de radiação do refrigerante nesta

condição, a amostra é diluída logo após coletada.

III. DESCRIÇÃO DOS EQUIPAMENTOS

III.1. RESFRIADOR DE AMOSTRA

Estes resfriadores são projetados de maneira a

resfriar os fluidos de amostra para uma

temperatura menor que 49 °C. São do tipo tubo e

carcaça e se localizam na sala de amostragem. A

fonte fria destes trocadores de calor é Sistema de

Refrigeração dos Componentes, que passa

através da carcaça, enquanto que o fluido de

amostra passa através dos tubos.

O material do lado dos tubos é aço inox

austenítico e do lado da carcaça é de aço

carbono.

III.2. SERPENTINA DE DECAIMENTO

A linha de amostragem da perna quente do

Sistema de Refrigeração do Reator possui uma

serpentina de decaimento internamente ao

envoltório da contenção. Esta serpentina foi

projetada de maneira que o tempo de trânsito do

fluido de amostragem seja no mínimo 60

segundos, o que assegura que a atividade do

isótopo 16N seja reduzida para um nível mais

baixo, consistente com o usado no projeto de

blindagem da atividade de produtos de fissão do

refrigerante do reator.

III.3. PIA DE AMOSTRAGEM

A pia de amostragem localiza-se dentro da capela

de amostragem equipada com um ventilador de

exaustão e as tomadas de amostras. A área de

trabalho em torno da pia é suficiente para a coleta

e estocagem de amostras e para o equipamento

de monitoração de radiação. O material da pia de

amostragem e da área de trabalho é aço

inoxidável.

III.4. CAPELA DE AMOSTRAGEM

A capela de amostragem é usada para a coleta

das amostras de processo e alojamento dos

frascos de amostras. A capela é ventilada através

da conexão da exaustão da mesma com o

Sistema de Ventilação da Unidade. A capela

possui um exaustor, e nenhuma bolsa de ar é

formada, pois existe uma provisão de fluxo de ar

com a janela fechada. A janela está equipada com

um vidro de segurança de 6,35 mm (1/4”) de

espessura e pode ser levantada de modo a ter

acesso ao interior da capela. A superfície de

trabalho da capela é de aço inoxidável.

Os frascos de pressão para amostras estão

posicionados verticalmente na capela e estão

equipados com dispositivos de liberação rápida,

podendo ser assim retirados e colocados

facilmente.


III.5. FRASCOS DE PRESSÃO DE AMOSTRA

Os frascos de pressão de amostra localizados na

capela são projetados e fabricados de acordo com

o ASME BεPV CODE. Estes frascos são do tipo

terminal duplo com válvulas em cada extremidade.

A capacidade de cada frasco de pressão é de 75

ml.

Os dispositivos de liberação rápida são projetados

de modo a reduzir a pressão da linha antes de se

desconectar o frasco de pressão.

III.6. VÁLVULAS

As válvulas de bloqueio e isolamento podem ser

remotamente operadas do painel da sala de

amostragem ou do painel principal da sala de

controle. Estas válvulas são usadas para isolar as

tomadas de amostras e para direcionar o fluxo de

amostra. Elas possuem um engaxetamento duplo

para eliminar virtualmente qualquer vazamento de

fluidos radioativos. As válvulas para modular o

fluxo de fluidos de amostra são do tipo agulha.

Todas as válvulas do sistema são de aço

inoxidável.


Na Sala, há indicações de temperatura da fonte

fria dos trocadores de calor e do fluído que será

coletado, bem como da sua pressão.

Um Monitor de Radiação monitora continuamente

as linhas de amostragem dos Geradores de

Vapor, cuja finalidade é detectar possível

vazamento do primário para o secundário.

Havendo indicação de alto nível de radioatividade,

um sinal é enviado para isolar as linhas de purga

e amostragem dos Geradores de Vapor.

V. MANUTENÇÃO PREDITIVA

Como todo o sistema está relacionado ao Sistema

de Refrigeração do Reator, o Sistema de

Amostragem do Primário também está incluído no

Programa de Testes Periódicos em Serviço.


As manutenções corretivas mais comuns são

troca de gaxetas em válvulas.

Devido ao sistema primário possuir boro, mesmo

os mínimos vazamentos são logo detectados em

função da cristalização do boro nas superfícies.

Para vazamentos maiores, além das mudanças

nas condições operacionais dos sistemas, eles

são facilmente detectados ou pelos sistemas de

detecção de vazamentos, ou pelos sistemas de

monitoração de áreas.

VII. VIDA ÚTIL ECONÔMICA

A vida útil do Sistema de Amostragem do Primário

é da ordem de 30 anos.

REFERÊNCIAS





Sistema de Ar Comprimido

RESUMO

Os sistemas de ar comprimido podem ser

subdivididos em Geração, Circuito de

arrefecimento, Distribuição e Utilização. As

atividades de manutenção dividem-se assim em

dois grupos: ações sobre o sistema de geração e

arrefecimento de ar e ações sobre os sistema de

distribuição e utilização do ar comprimido. Nestes

sistemas, o mais importante componente é o

compressor de ar. 0s compressores são máquinas

térmicas geradoras que, tem como finalidade

elevar a energia dos fluidos elásticos, no caso o

ar, mantendo uma pressão diferente da pressão

atmosférica. 0s compressores podem ser

classificados em alternativos, que produzem uma

elevada diferença de pressão com fornecimento

de baixas vazões, e os rotativos, que são

utilizados onde se necessita de grandes vazões e

baixas (ou médias) diferenças de pressão. Os

compressores alternativos podem ainda ser

divididos em de membrana ou de êmbolo. 0s

compressores rotativos, por sua vez, podem ser

de: engrenagens, palhetas, pêndulo, anel de

liquido, pistão rotativo, centrífugos e axiais.

Considerando-se o conjunto de componentes dos

sistemas de ar comprimido, sugere-se uma vida

útil econômica de 20 anos.

I. INTRODUÇÃO

O Sistemas de ar comprimido são formados por

diferentes componentes. Entre eles, o mais

importante é o compressor de ar. 0s

compressores são máquinas térmicas geradoras

que, tem como finalidade elevar a energia dos

fluidos elásticos mantendo uma pressão diferente

da pressão atmosférica.

0s compressores podem ser classificados em

alternativos, que produzem uma elevada diferença

de pressão com fornecimento de baixas vazões, e

os rotativos, que são utilizados onde se necessita

de grandes vazões e baixas (ou médias)

diferenças de pressão.

Os compressores alternativos podem ainda ser

divididos em de membrana ou de êmbolo.

0s compressores de êmbolo são construídos

basicamente de um ou mais cilindros, em cujo

interior se desloca em movimento retilíneo

alternativo um pistão. A entrada e saída do fluido

no cilindro é comandada por meio de válvulas,

localizadas geralmente na tampa, no cilindro, ou

por vezes no próprio pistão. Um sistema de

transmissão tipo biela-manivela, articulado

diretamente ou por meio de haste e cruzeta com o

pistão, permite a transformação do movimento

rotativo do motor de acionamento em movimento

alternativo do compressor.

0 compressor de membrana normalmente tem um

acionamento rotativo e, em pequenas unidades é

adotado o acionamento alternativo. É constituído

de uma membrana que pode ser movimentada


diretamente ou indiretamente por meio de fluido

“óleo”, comprimido por um pistão secundário.

0s compressores rotativos, por sua vez podem ser

de:

• Engrenagens de fluxo tangencial;

• Engrenagens helicoidais ou de fluxo axial;

• Palhetas;

• Pêndulo;

• Anel de liquido;

• Pistão rotativo;

• Centrifugas ou radiais;

• Axiais.

0s compressores de engrenagens de fluxo

tangencial são constituídos por duas rodas

dentadas que giram no interior de uma carcaça

estanque. 0 movimento das engrenagens aspira o

fluido no lado em que os dentes se afastam e

descarrega no lado em que os dentes se

aproximam . 0 compressor Proots é um tipo

especial de compressor de engrenagens. Ele é

constituído de duas engrenagens de apenas dois

dentes, onde uma transmite o movimento e a

outra desloca o fluido.

0s compressores de engrenagens helicoidais são

dotados de dois jogos de engrenagens, um

comum que serve para transmissão do movimento

e o outro helicoidal constituído por um rotor-

macho e um rotor-fêmea que serve para a

compressão do fluido, o qual sofre um

deslocamento axial.

0s compressores de palhetas têm uma carcaça

cilíndrica, dentro da qual gira um tambor

excêntrico, ranhurado, provido de palhetas radiais.

0 rotor ao girar, joga, devido a força centrifuga, as

palhetas contra as paredes da carcaça. Esse tipo

de compressor tem uma construção simples, sem

válvulas (apenas uma de retenção na descarga) e

possui muitas vantagens:

• Fornece um fluxo praticamente contínuo

de fluido comprimido;

• Permite uma partida sem carga;

• Admite maiores rotações e menores de

vibrações;

• Apresenta menor peso e volume em

relação aos alternativos.

Outro tipo de compressor é o de Escher Wiyss, ou

de Pêndulo. Nele o rotor ou pêndulo forma com a

palheta, que é solidária à carcaça, dois

compartimentos estanques, um ligado à aspiração

e outra à descarga. A proporção que um

compartimento aspira, o outro, comprime. Na

descarga uma válvula de retenção evita que o

fluido volte durante a fase de inicio da

compressão.

0s compressores de anel líquido são constituídos

de um tambor excêntrico, com palhetas fixas

girando dentro de um cilindro horizontal. São

empregados principalmente como bombas de

vácuo até um limite da ordem de 90%.

0s compressores de pistão rotativos são

constituídos de um pistão, cuja seção tem a forma

de um fuso, que separa o volume interno de uma

carcaça de seção helicoidais em duas câmaras. A

rotação excêntrica do pistão provoca a variação

dos volumes de cada uma das câmaras e permite

efetuar as fases de, aspiração, compressão,

descarga, sucessivamente.


0s compressores centrífugos e axiais, chamados

de ventiladores centrífugos e helicoidais quando

de baixa pressão e de turbo compressores,

quando de vários estágios e altas pressões, são

classificados como máquinas de fluxo nas quais

se obtém a compressão pela aceleração

centrifuga ou axial do fluido.


Os sistemas de ar comprimido podem ser

subdivididos em Geração, Circuito de

arrefecimento, Distribuição e Utilização.

Geração: Compreende as unidades

compressoras, reservatórios centrais e

desumidificadores localizados dentro ou nas

proximidades das casas de máquinas, além de

unidades ventiladoras no caso de arrefecimento a

ar.

Circuito de Arrefecimento: Compreende

tubulações de transporte de água de

arrefecimento dos compressores, válvulas,

termostatos de controle e torres de resfriamento.

Distribuição: Compreende as tubulações de

transporte de ar comprimido, reservatórios

alocados próximos a equipamentos de produção

ou processos, separadores de condensado,

purgadores, lubrificadores de linha e válvulas de

controle.

Utilização: Compreende os equipamentos

industriais como ferramentas pneumáticas,

máquinas operatrizes, prensas, etc., que utilizam

o ar comprimido, definindo os níveis terminais de

pressão e vazão, além das exigências especificas

de qualidade do ar.

É importante ter-se em conta que a pressão é

apenas um dos elementos na seleção do

compressor. É também necessário verificar qual o

volume de ar necessário para o trabalho e o

regime de operação requisitado do sistema.


Alguns cuidados devem ser observados quando

da operação de um compressor de ar. O local

deve ser limpo para que o ar tenha o mínimo de

contaminação e o filtro trabalhe com eficiência. O

mesmo deve ser colocado o mais próximo

possível do ponto de operação. O local deve ser

seco a fim de que a umidade a ser condensada

seja a mínima possível e bem ventilado para que

o compressor e o ar aquecido durante a

compressão possam ser normalmente resfriados.

O compressor deve ser instalado nivelado, fixado

ao piso e em local de fácil acesso para a

necessária manutenção. O ideal é a instalação

fora do local de trabalho Deve-se fazer a

drenagem do compressor ao final do expediente

de trabalho e periodicamente verificar o nível de

óleo e condições gerais do compressor.

De maneira mais detalhada, os itens

especificados a seguir devem ser observados nos

planos de manutenção preventiva, no sentido de

otimizar o funcionamento dos sistemas.

III.1. GERAÇÃO E CIRCUITO DE ARREFECIMENTO

• Verificar periodicamente, as condições

físicas dos compressores. Compressores

com vazamentos internos, desgaste


excessivo em anéis de segmento, válvulas,

etc. consomem mais energia e produzem

menores quantidades de ar que a sua

capacidade nominal;

• Manter as correias de acionamento

adequadamente ajustadas, trocando-as

quando desgastadas;

• Fazer as tomadas de ar de admissão,

sempre que possível, fora da casa de

máquinas;

• Fazer limpeza periódica ou trocar os filtros

de ar;

• Fazer a limpeza de filtros separadores de

óleo no caso de compressores de

parafuso;

• Manter intervalo de regulagem de pressão

dos compressores compatível com a vazão

de ar demandada e a pressão terminal

mínima necessária ao equipamento

utilizado mais distante;

• Realizar, periodicamente, drenagem do

reservatório central;

• lnspecionar tubulações, válvulas e

elementos de ligação quanto a

vazamentos de água de arrefecimento das

unidades compressoras, condensadores

dos sistemas de desumidificação e

resfriadores intermediário e posterior;

• Fazer tratamento apropriado

periodicamente da água de resfriamento

das unidades compressoras;

• Utilizar sempre que possível circuitos de

arrefecimento regenerativos;

• Manter limpas as superfícies dos

trocadores de calor (intercoolers).

III.2. DISTRIBUIÇÃO E UTILIZAÇÃO

• Efetuar a distribuição do ar comprimido,

evitando sempre que possível muitas

tubulações, trajetos complexos, curvas,

etc.;

• Eliminar vazamentos na rede de

distribuição de ar. Para redes muito

extensas esta avaliação deve ser efetuada

por selar ou grupos de selares afetos a

mesma unidade de geração. O valor

máximo admissível para vazamentos é de

5% para indústrias de médio porte que não

possuem ferramentas como: marteletes,

esmilhadeiras, etc. Para indústrias de

calderarias pesada, construção civil. etc, é

admissível um valor máximo de 10%;

• Utilizar válvulas de bloqueio acionadas por

solenóides junto aos equipamentos que

operem intermitentemente. O objetivo é

evitar que durante as paralisações ocorram

fugas do ar pelo equipamento;

• Efetuar a drenagem de condensado nos

pontos de menor cota para redes sem óleo

e aplicar o sistema de purga, para redes

com óleo respectivamente.


Os itens especificados a seguir devem analisados

e, se for verificado sua ocorrência, implementados

para obter uma melhor operação destes sistemas.

IV.1. GERAÇÃO E CIRCUITO DE ARREFECIMENTO

• Deve-se evitar trajetos, entre a geração e o

reservatório de distribuição, com

tubulações de diâmetro variado, curvas

desnecessárias, etc. De preferência, este

trajeto deve envolver uma tubulação


mestra dimensionada para uma perda de

carga máxima de 0,08 kg/cm2 para cada

100 m de tubulação (comprimento

equivalente);

• No caso de se comprovar a existência de

vazamentos, deve-se eliminar todos eles

no trajeto geração - reservatório central;

• Evitar, sempre que possível, estação

redutora de pressão centralizada. A

redução de pressão deve ser efetuada

próximo ao equipamento utilizado.

III.2. DISTRIBUIÇÃO E UTILIZAÇÃO

• Verificar a perda de pressão, entre o

reservatório central e o ponto de utilização

mais distante. A perda de pressão máxima

admissível é de 0,3 kg/cm2. Acima deste

valor, a rede de distribuição deve sofrer

alterações para a simplificação de trajetos;

• Retirar da rede de distribuição todos os

ramais secundários desativados ou

inoperantes, no sentido de evitar acúmulos

de condensado, perda de carga excessiva,

vazamentos, etc.;

• Utilizar válvulas de controle de fluxo

(global, agulha) junto aos equipamentos

utilizadores, no sentido de manter o fluxo

de ar compatível com as necessidades

operacionais de cada um;

• Efetuar tomadas de ar para ramais

secundários sempre por cima da tubulação

principal para evitar arraste de

condensado;

• Efetuar as tomadas de ar dos ramais

secundários sempre próximas dos

equipamentos, evitando sempre que

possível longos trajetos para os ramais

secundários;

• Utilizar os diversos tipos de válvulas de

acordo com a sua aplicação específica.

Evitar, por exemplo, o uso de registro de

bloqueio para regulagem de fluxo e vice-

versa;

• Efetuar inclinação de 5 a 10 mm por metro

linear de rede para facilitar o sistema de

purga de condensado.


Os equipamentos e processos utilizados no

processo de manutenção dos sistemas de ar

comprimido permitem uma operação segura e

pouco sujeita a falhas. Considerando a evolução

destes equipamentos e observando-se sua correta

operação, sugere-se uma vida útil econômica de

20 anos para estes sistemas.

REFERÊNCIAS

[1] PROCEL - Manual de Conservação de Energia

Elétrica na Indústria

[2] Costa, E Cruz da, "Compressores", Editora

Edgard Blúcher Ltda.", 1978


Sistema de Ar e Gases de Combustão

RESUMO

O processo de combustão que ocorre em

caldeiras a vapor envolve, dentre os requisitos de

natureza física e química, a participação do

combustível e do comburente sob determinadas

proporções, a fim de assegurar resultados

adequados. O ar comburente deve ser introduzido

na fornalha da caldeira a vapor de forma contínua

e controlada, de maneira a manter uma perfeita

queima. Esta tarefa é realizada pelo sistema de ar

e gases de combustão, através do processo

denominado tiragem, que além de introduzir ar na

fornalha, proporciona simultânea extração dos

gases formados durante a combustão os quais

circulam através da caldeira a vapor, até o ponto

onde são despejados para a atmosfera. A fim de

possibilitar o escoamento dos fluidos envolvidos

no processo, a tiragem deve vencer as

resistências oferecidas pelo circuito, que ocorrem:

na passagem do ar atmosférico do meio ambiente

ao interior da fornalha; na mistura do ar com o

combustível, de maneira a proporcionar íntimo

contato entre as partes envolvidas no processo;

no escoamento dos gases de combustão através

do interior da caldeira a partir da fornalha,

passando pela câmara de combustão,

superaquecedor, feixe de convecção,

economizador e pré aquecedor de ar, além de

canais de circulação metálicos ou de alvenaria.

Qualquer interrupção na tiragem introduz reflexos

imediatos no comportamento da caldeira a vapor,

representados por combustão ineficiente e até

paralisação completa da queima. Assim, o sistema

de ar e gases de combustão é fundamental para o

funcionamento de uma caldeira. Os principais

equipamentos que compõem o sistema de ar e

gases de combustão são chaminé, ventilador e

dispositivos para controle de tiragem. No sistema

de ar e gases de combustão são realizadas

manutenções preventivas e corretivas. que se

aplicadas adequadamente podem levar a uma

vida útil de 22 anos.

I. INTRODUÇÃO

Os principais equipamentos que compõem o

sistema de ar e gases de combustão são

chaminé, ventilador e dispositivos para controle de

tiragem, que serão descritos posteriormente.

A correta proporção de combustível e comburente

necessárias ao bom rendimento e funcionamento

de uma caldeira a vapor, depende da correta

utilização do sistema de ar e gases de combustão

para que se tenha uma tiragem adequada, e

depende também das condições físicas desse

sistema.

Na medida em que o sistema em questão é de

fundamental importância, torna-se necessário,

além de um bom projeto, também um bom plano

de manutenção. Assim, pode-se manter o sistema

de ar e gases de combustão em bom estado,

garantindo que a instalação trabalhe no seu

máximo rendimento.



Dependendo da perda de carga existente ao longo

do circuito da caldeira, existem duas soluções

para que o sistema de ar e gases de combustão

realize o processo de tiragem. A primeira solução

consiste na instalação de uma chaminé logo após

a caldeira, a qual propicia o escoamento dos

gases de combustão e permite o ingresso do ar no

interior da câmara de combustão graças a

diferença de temperatura existente entre sua base

e seu topo. A segunda solução, que é a tiragem

mecânica, decorre das limitações da primeira,

pois, dependendo do volume dos gases de

combustão, da velocidade dos gases, da perda de

carga a ser vencida, da temperatura dos gases na

base e no topo da chaminé, da altitude local e da

respectiva pressão barométrica, os custos de

instalação podem se tornar elevados devido a

elevada altura necessária para a chaminé.

No sistema de ar e gases de combustão com

tiragem mecânica a perda de carga do sistema é

vencida com o auxílio de máquinas sopradoras e

exaustoras, a chaminé continua a fazer parte da

instalação, porém, com a função de conduzir os

gases de combustão para a atmosfera. A altura da

chaminé fica então definida pela altura dos

estabelecimentos vizinhos à área da caldeira, a

fim de impedir o retorno dos gases para qualquer

dependência interna nas vizinhanças.

II.1. SISTEMA DE AR E GASES DE COMBUSTÃO

COM TIRAGEM NATURAL

No sistema de ar e gases de combustão com

tiragem natural, as chaminés assumem a função

de realizar a tiragem e de conduzir os gases de

combustão até a atmosfera.

As chaminés podem ser construídas com três

materiais, associados ou não, em função de suas

dimensões, alturas, exigências de durabilidade e

em função da preservação do meio ambiente.

Dentre as construções mais difundidas

encontram-se as chaminés metálicas que

apresentam um custo inferior às demais

construções. Entretanto, as chaminés de alvenaria

e de concreto revestido ainda ocupam posição de

preferência nas grandes instalações, como por

exemplo, nas centrais elétricas, cuja otimização

do ciclo impõe baixas temperaturas de saída dos

gases de combustão que comprometem eventuais

partes metálicas por efeito de corrosão ácida.

Pode-se agrupar as chaminés, quanto ao tipo

construtivo, da seguinte forma:

• Chaminés Metálicas – São inteiramente

cilíndricas, com diâmetros iguais desde a

base até o topo. Para resistirem a ação do

vento atenuando as vibrações e oscilações

resultantes, são utilizados tirantes (que são

cabos de sustentação) na sua fixação.

• Chaminés Metálicas Auto-Estáveis – São

também conhecidas como auto-

suportáveis e são compostas na base de

uma parte tronco cônica reforçada,

seguida de outra cilíndrica, que completa a

altura desejada. Este tipo de chaminé

dispensa o uso de tirantes, absorvendo na

base toda a ação do vento, graças a

adequada fundação de concreto com

chumbadores dimensionados para

absorverem todas as cargas existentes.


Uma técnica empregada para atenuar os efeitos

da vibração e oscilação produzida pelo vento é a

colocação de aletas espirais externas.

• Chaminés Construídas Inteiramente de

Tijolos de Alvenaria – São construídas com

tijolos de alvenaria do tipo comum, com

formato que facilita a a execução circular

da estrutura, desde a base até o topo. Na

colocação dos tijolos é feita uma

amarração dentro de espaços definidos

por uma cinta metálica de reforço.

Geralmente o diâmetro interno da base é

ligeiramente superior ao do topo, dando ao

conjunto uma configuração levemente

cônica.

• Chaminés de Concreto Armado – São

construídas de concreto armado com

revestimento interno de alvenaria refratária

antiácida, particularmente usadas nas

centrais térmicas, que atingem alturas da

ordem de 200 metros com gases

circulando a velocidades elevadas de até

30 m/s.

A altura das chaminés que desprendem grandes

volumes de gases cumpre a função adicional de

dispersar toda a massa gasosa para distâncias

bem afastadas da sua emissão.

A força exercida pelo vento, sobre construções

elevadas, constitui um dado importante no cálculo

da resistência e estabilidade das chaminés.

II.2. SISTEMA DE AR E GASES DE COMBUSTÃO

COM TIRAGEM MECÂNICA

Quando o custo do sistema de ar e gases de

combustão com tiragem natural torna-se elevado

devido às características inerentes à instalação,

emprega-se o sistema de ar e gases de

combustão com tiragem mecânica. A resistência

imposta à circulação dos gases pode ser vencida

mecanicamente por vários meios, entre eles:

• Forçando os fluidos a atravessarem todo o

circuito do gerador mediante insuflamento

do ar sobre o combustível, graças a

pressão fornecida pela máquina

sopradora. Nestas condições de operação,

ao longo do percurso, a pressão dos

fluidos se mantém acima da pressão

atmosférica, exigindo vedação perfeita em

todas as juntas que unem as passagens a

fim de evitar fuga dos gases. Diz-se que a

caldeira opera com pressão positiva, ou

pressurizada, com tiragem forçada. Trata-

se de uma técnica bastante empregada em

unidades compactas que operam com

combustíveis líquidos ou gasosos. Os

envoltórios são dimensionados para

resistirem a pressão interna dos fluidos e

de maneira a impedir qualquer vazamento

para a sala de operação da caldeira, visto

que, além de perder calor, prejudica o

trabalho do operador.

• Aspirando os produtos da combustão e o

próprio ar necessário à queima desde o

registro de controle do comburente até a

descarga para a chaminé. A máquina que

promove a aspiração cria, portanto uma

pressão interna inferior a atmosférica, a

ponto de provocar até aspiração do ar

ambiente de qualquer ponto do envoltório

da caldeira não suficiente vedado. Estas

aberturas respondem pelo ingresso de ar

falso, indesejável ao processo, devido a


queda de eficiência que proporciona.

Neste caso, a tiragem é induzida e diz-se

que a caldeira está operando com pressão

negativa.

• Associando-se os dois processos

anteriores, fazendo com que a máquina

sopradora responda pela perda de carga

do trajeto do ar e que o exaustor responda

pela perda de carga do trajeto dos

produtos de combustão, se estabelece a

tiragem mista, também conhecida como

tiragem balanceada. É a definição técnica

mais difundida para caldeiras de

combustíveis sólidos pelas vantagens

oferecidas, seja no turbilhonamento

provocado pela injeção do ar forçado sobre

a camada de combustível, seja pela

própria exaustão dos gases formados.

II.3. VENTILADORES

Os ventiladores são equipamentos mecânicos

rotativos que tem por função, promover a

movimentação de fluidos compressíveis através

de dutos, imprimindo-lhes velocidade e pressão

compatível com as resistências impostas ao

escoamento.

Sejam eles, ventiladores sopradores ou

exaustores, eles devem vencer a perda de carga

imposta pelo circuito e promoverem o escoamento

do volume adequado do fluido.

Sob o ponto de vista construtivo, os ventiladores

são de dois tipos básicos: axiais e centrífugos. No

ventilador centrífugo, o fluido é succionado

axialmente, porém, prossegue impulsionado por

pás radiais rotativas contra o envoltório externo,

denominado voluta, de onde sai tangencialmente.

No ventilador axial o fluido segue um trajeto

paralelo ao eixo de giro do rotor.

Os ventiladores centrífugos se subdividem ainda

em duas categorias:

• Segundo o formato da pá, podem ser de

pá reta ou de pá curva.

• Conforme a direção do ângulo da pá do

rotor podem ser de pás curvadas para trás,

de pás curvadas para frente ou de rotores

radiais.

II.4. CONTROLE DA TIRAGEM

A formação prática dos operadores de caldeiras,

faz com que eles assumam condutas inclinadas a

presenvação da segurança e da continuidade

operacional do equipamento, ignorando

completamente o controle da tiragem, por

desconhecimento da importante função que ela

tem. A ausência do controle de tiragem tem

reflexos expressivos nos resultados da eficiência

da caldeira. podendo provocar tiragem insuficiente

ou excessiva.

A tiragem insuficiente é mais facilmente percebida

pelo operador da caldeira, pois nesse caso a

fornalha abafa. A pressão interna da câmara de

combustão torna-se positiva e termina por

provocar a formação de misturas dos reagentes

favoráveis a detonações que se projetam pela

própria entrada de alimentação do combustível. É

comum ocorrer o retrocesso de chama com sérios

riscos para o operador e para o equipamento.

A tendência do operador, advertido por

semelhantes riscos, é sempre conduzir a caldeira


com excesso de tiragem, sem a mínima condição

de avaliar as conseqüências citadas a seguir:

• Aumento das perdas na chaminé, devido

ao ingresso excessivo de ar de combustão.

O ar encontra facilidades de penetrar no

interior da caldeira até por eventuais

frestas de rachaduras da alvenaria ou de

vedação imperfeita;

• Diminuição da temperatura de combustão

com conseqüente redução do processo de

transferência de calor por irradiação e da

eficiência de queima;

• Aumento no consumo de energia elétrica

no motor do exaustor. A máquina

sobrecarrega pelo maior volume de gases

com temperaturas inferiores e passa a

consumir mais;

• Alterações do processo de combustão,

com modificações na conformação da

chama, que passa a penetrar nos trechos

do feixe de convecção, impedindo a

completa queima do combustível. A própria

chama passa a sofrer um processo de

descontinuidade, podendo até atingir o

fenômeno de destaque, que causa o seu

afastamento da região favorável a perfeita

combustão, ou mesmo a sua extinção. Se

tal ocorrência se verificar, origina-se

intensa formação de gaseificação propícia

a explosões de grande intensidade.

O controle da tiragem é obtido com dispositivos

inseridos no circuito dos gases, denominados

registros. Existem dois tipos clássicos de

registros, Os registros de veneziana, compostos

por uma, duas ou mais palhetas e instalados na

descarga dos ventiladores, e os registros radiais,

instalados na sucção dos ventiladores.

II.5. RUÍDO

Existe muita negligência na observação dos

ruídos emanados pelos ventiladores industriais. O

ruído constitui um dos importantes fatores de

insalubridade agindo particularmente na

integridade do sistema auditivo a ponto de

inabilitar o trabalhador no exercício de suas

funções. Há outros inconvenientes importantes a

serem considerados:

• Interferência da comunicação verbal que,

se mal compreendida, pode levar a erros

de conduta;

• Diminuição da faculdade perceptiva do

operador;

• Sintomas de cansaço precoce;

• Irritabilidade do indivíduo.

Somando-se esses efeitos, gera-se uma queda de

eficiência geral no meio ambiente desprovido das

medidas de atenuação da poluição sonora.


Nos sistemas de ar e gases de combustão são

aplicadas manutenções preventivas e corretivas.

A seguir são feitas algumas considerações a

respeito da manutenção preventiva em alguns dos

equipamentos que compõem o sistema.

III.1. VENTILADOR

Alguns itens a serem verificados na manutenção

preventiva de ventiladores são:

• Ruídos e vibrações anormais – Toda

máquina que tem componentes móveis

produz ruídos e vibrações de diferentes


intensidades. Os diferentes ruídos e

vibrações que se apresentam em

máquinas são classificados em normais e

anormais. Raramente existem valores ou

instrumentos para medi-los e compara-los

com alguma especificação, de modo que o

bom senso e a experiência são fatores

determinantes neste caso. Diz-se que um

ruído é normal quando é constante e

característico de máquinas em bom estado

de conservação que não apresentam

defeitos. Entende-se por ruídos anormais

aqueles que chamam a atenção dos

operadores do equipamento e que

normalmente tem como causa, defeitos em

rolamentos, mancais, pontos de atrito,

peças soltas e outros. A localização de

ruídos anormais deve ser feita com o uso

de estetoscópio, analisadores eletrônicos

de vibração e ruídos e, em certos casos,

até mesmo com uma chave de fenda

colocada com a ponta no equipamento e o

cabo junto ao ouvido do técnico.

• Lubrificação dos rolamentos – A

lubrificação dos rolamentos deve ser feita

adequadamente, pois tanto a lubrificação

insuficiente quanto a lubrificação excessiva

podem danificar o rolamento.

• Limpeza do rotor e voluta – Os rotores e

volutas dos ventiladores devem ser limpos,

pois as impurezas que se alojam nos

rotores podem causar desbalanceamento

e conseqüentes avarias aos rolamentos,

eixos e mancais, além de diminuir a

eficiência dos ventiladores.

• Alinhamento das polias e Tensão das

correias – Em uma transmissão de duas

correias, havendo necessidade de

substituição, deve-se substituir todas por

correias do mesmo fabricante e

preferencialmente do mesmo lote. A

tensão nas correias deve ser apenas

suficiente para evitar escorregamento. O

escorregamento pode ser atenuado com

aplicação de material resinoso como breu

por exemplo.

• Reaperto dos parafusos de fixação –

Verificar o estado das roscas, porcas e

cabeças dos parafusos. Verificar corrosão

nos parafusos e substituí-los se estiverem

avariados. Em alguns casos é interessante

lubrificar os fios de roscas com graxa a fim

de evitar oxidação e emperramentos dos

parafusos. Deve ser evitado o uso de

polias demasiadamente pequenas para

que o eixo do motor não seja flexionado.

As polias devem ser alinhadas com uma

escala de aço inox e após algumas horas

de funcionamento, as correias devem ser

novamente tensionadas de acordo com as

recomendações do fabricante do

ventilador.

• Estado dos Coxins – Deve ser verificado

se os coxins estão rachados,

demasiadamente apertados ou frouxos. O

funcionamento do ventilador com coxins

avariados ou incorretamente instalados

ocasiona, além de ruídos, danos a eixos

por vibrações excessivas.

III.2. CHAMINÉ

Deve ser feita a limpeza periódica da chaminé,

pois ao longo de seu funcionamento, ocorre

deposição de fuligem em sua parede interna. Com


isso, há uma redução da área de passagem dos

gases de combustão, prejudicando o processo de

tiragem.

III.3. DISPOSITÍVOS PARA CONTROLE DA

TIRAGEM

Assim como para chaminé, devem ser previstas

limpezas periódicas nos dispositivos de controle

de tiragem.


Durante a manutenção corretiva nas partes

internas do sistema de ar e gases de combustão,

deve-se ter cuidado devido a riscos de asfixia e

explosão causado por eventuais acúmulos de

gases não retirados pelo processo de tiragem.


Considerando que o sistema de ar e gases de

combustão seja corretamente operado e

considerando também, um adequado plano de

manutenção, pode-se estimar uma vida útil de 22

anos.

REFERÊNCIAS

[1] Pêra, H. Geradores de Vapor. Editora Fama

S/C Ltda 2a edição, São Paulo, 1990.


Sistema de Aterramento

RESUMO

Os sistemas de aterramento são essenciais à

segurança das instalações elétricas e devem

dispender um cuidado especial para a

manutenção do perfeito funcionamento do

sistema, e são classificados em aterramento de

serviço e aterramento de segurança. O

aterramento de serviço faz parte integrante dos

circuitos elétricos, e o aterramento de segurança

evita os acidentes com as pessoas, no caso das

partes aterradas serem acidentalmente

energizadas, devem ser dimensionados para

protege-las contra a tensão de passo, a tensão de

toque ou contato e a tensão de transferência. Com

isso, o aterramento de estruturas metálicas evita

muitos efeitos indesejáveis provenientes de, por

exemplo, descargas atmosféricas, cargas

estáticas em equipamentos, faltas entre a fase e a

carcaça de equipamentos, tensões induzidas das

linhas de transmissão em cercas de arame, etc.

Estes sistemas de aterramento utilizam os

seguintes eletrodos de terra: chapa de cobre,

cano de ferro galvanizado, barra perfilada de ferro

galvanizada, barra de ferro galvanizado, barra

copperweld, fita de cobre, cabo de cobre, cabo de

aço galvanizado. O tipo de eletrodo de terra a ser

utilizado será em função do valor da resistência da

malha de aterramento desejado, ou seja, a

capacidade de escoamento da corrente. Para o

bom funcionamento dos sistemas de aterramento

deve-se realizar medições periódicas dos valores

de resistência da malha de terra, pois estes

valores são muito influenciados com a

composição do solo. Realizando estas medições e

fazendo o tratamento do solo ou alteração na

malha de terra quando os valores medidos

estiverem fora do padrão, estima-se uma vida útil

de 40 anos para os sistemas de aterramento.

I. INTRODUÇÃO

Aterrar um equipamento elétrico, ou um

componente de um sistema elétrico, corresponde

a ligá-lo eletricamente à terra por meio de

dispositivos apropriados. Estes dispositivos são

constituídos essencialmente dos seguintes

elementos:

• Eletrodo de aterramento;

• Condutor que faz a ligação elétrica entre o

equipamento e o eletrodo de aterramento;

• Terra que envolve o eletrodo de

aterramento.

O aterramento tem por objetivo assegurar a

proteção do material, a melhoria dos serviços

elétricos e a segurança do pessoal. Estes

aterramentos são classificados em aterramento de

serviço e aterramento de segurança.

O aterramento de serviço faz parte integrante dos

circuitos elétricos, como por exemplo: aterramento

do ponto neutro dos transformadores trifásicos

ligados em estrela, aterramento do fio neutro das

redes de distribuição elétrica.


O aterramento de segurança evita os acidentes

com o pessoal no caso das partes aterradas

serem acidentalmente energizadas, como por

exemplo: aterramento da carcaça dos motores,

aterramento das partes metálicas não energizadas

das instalações elétricas.

II. CARACTERÍSTICAS GERAIS

Os sistemas de aterramento são classificados de

acordo com o valor da resistência da malha de

terra necessário para o local, conforme

apresentado a seguir:

• Excelentes: inferior a 5 ohms;

• Bons: entre 5 e 15 ohms;

• Razoáveis: entre 15 e 30 ohms;

• Condenáveis: acima de 30 ohms.

III. CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS

A Norma NBR 5410 sugere, por exemplo, os

seguintes tipos de eletrodos de terra a ser

utilizado no projeto de um sistema de aterramento:

• Chapa de cobre;

• Barra copperweld;

• Barra de cobre;

• Cabo de cobre;

• Barra de ferro galvanizado;

• Barra perfilada de ferro galvanizado;

• Fita de cobre;

• Chapa de cobre.

Estes eletrodos serão utilizados de acordo com as

necessidades do local (tipo de solo, e qualidade

da malha de terra), levando em consideração a

relação custo benefício do projeto para o sistema

de aterramento.

Os sistemas de aterramento de segurança

deverão proteger as pessoas para os seguintes

tipos de tensão:

• Tensão de passo: É a diferença de

potencial que pode se manifestar entre

dois pontos da superfície da terra,

separados por uma distância igual a um

passo de uma pessoa. Quando uma

pessoa caminha no sentido da estrutura na

ocasião da falta, esta tensão irá aumentar.

• Tensão de toque ou de contato: É a

diferença de potencial que pode se

manifestar entre uma parte metálica

aterrada e um ponto da superfície da terra,

separados por uma distância que pode ser

alcançada pelo braço de uma pessoa.

• Tensão de transferência: É um caso

particular da tensão de toque, sendo a

diferença de potencial que pode se

manifestar entre uma parte metálica

aterrada e um ponto da superfície da terra,

separados por uma distância qualquer, em

que uma pessoa dali se liga eletricamente

à parte metálica por meio de um condutor.

Os sistemas de aterramento podem ter os

seguintes esquemas de construção:

• Sistema TN-S, onde o condutor de

proteção (PE) possui o condutor neutro (N)

distinto do condutor terra (T);


• Sistema TN-C-S, onde o condutor de

proteção e neutro (PEN) possui o condutor

neutro e terra (TN) combinados em um

único condutor numa parte do sistema;

• Sistema TN-C, onde o condutor de

proteção e neutro (PEN) possui o condutor

neutro e terra (TN) combinados num único

condutor;

• Sistema T-T, onde condutor de proteção

(PE) aterra o equipamento

independentemente do aterramento do

condutor de neutro (N);

• Sistema IT, neste tipo de esquema não há

condutor de alimentação diretamente

aterrado, e sim, através de um dispositivo

limitador de corrente de curto circuito

Estes esquemas são adotados de acordo com as

necessidade do local.

Para a verificação do sistema de aterramento

deve-se realizar medições periódicas da

resistência da malha de terra, que deverá estar

dentro dos valores mínimos exigido pelo tipo de

instalação existente no local.

A título de exemplo, é apresentado a seguir, um

dos procedimentos para realizar a medição da

resistência de aterramento.


Uma corrente alternada de valor constante irá

circular entre o eletrodo de aterramento T e o

eletrodo auxiliar T1, que deverá estar localizado

fora da zona de influência do eletrodo T, conforme

apresentado na figura a seguir.

Deve-se utilizar um outro eletrodo auxiliar T2 , que

poderá ser uma pequena haste enterrada no solo

que deverá ficar no ponto médio entre T e T1, com

isso deve-se medir a tensão entre T e T2. O valor

da resistência de aterramento será o valor desta

tensão dividida pela corrente entre T e T1. Para a

verificação de influências entre os eletrodos, deve-

se fazer mais duas medições, onde o eletrodo T2

será deslocado de 6 metros na direção de T e 6

metros na direção de T1, caso estas três medidas

forem semelhantes, deve-se utilizar a média dos

valores como sendo o valor da resistência de

aterramento, caso contrário, deve-se realizar

novas medições com um maior espaçamento

entre T e T1.

Deve ser ressaltado que estas medições deverão

ser realizados em dias no qual o solo se

apresente seco, tendo-se assim a situação mais

desfavorável para o sistema de aterramento.

As instalações deverão estar desenergizadas

durante a medição da resistência de aterramento

devidos aos seguintes fatores:

• Nas proximidades das instalações de alta

tensão há, normalmente, correntes de fuga

que circulam pelo solo, interferindo na

realização de uma medição correta.

• No instante da medição poderia ocorrer

uma falha na instalação protegida pelo

sistema de aterramento que está sendo

medido, e haverá uma circulação de

corrente do sistema para a terra

circunvizinha. Uma parcela desta corrente

poderá circular pelo condutor que liga a

malha de aterramento e o equipamento de

medição e este poderá ser danificado. Ou

ainda, o operador poderá sofrer um

choque elétrico resultante da tensão de

transferência, entre o local de aterramento

e o ponto em que está localizado a pessoa

operando o instrumento.

Se durante as medições de acompanhamento da

resistência do sistema de aterramento o valor

ultrapassar os valores máximos permitidos, deve-

se realizar os serviços de readequação desta

malha de terra. Isto pode ser obtido adotando um

dos seguintes procedimentos:

• Aumento do número de eletrodos

enterrados e interligar por meio de

condutores;

• Aumentar a profundidade dos eletrodos

existentes;

• Aumentar a espessura dos eletrodos;

• Realizar um tratamento químico do solo

com a utilização de sais minerais, como

por exemplo, cloreto de sódio, sulfato de

magnésio ou sulfato de cobre, etc.



Dentro do contexto acima é possível afirmar que a

vida útil de um sistema de aterramento se

encontra relacionada com a qualidade dos

eletrodos utilizados. Este valor está em torno de

40 anos.

Como os sistemas de aterramento são utilizados

para a proteção de equipamentos e pessoas,

estes deverão possuir um acompanhamento

rigoroso dos valores de resistência da malha, pois

estes valores são bastante influenciados com a

temperatura e composição química do solo.

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] Filho, S. M. Fundamentos de Medidas

Elétricas, LTC - Livros Técnicos e Científicos

Editora S.A., 2a edição, 1981.


Sistema de Comunicação e Proteção Carrier

RESUMO

Os sistemas de comunicação e proteção carrier

podem ser empregados em uma vasta gama de

aplicações, como comunicação de voz,

telemedição, controle e supervisão, dentre outras.

Contudo, os sistemas carrier se destacam

principalmente quando usados nas aplicações de

proteção, aumentando os limites de estabilidade e

o carregamento das linhas. A transmissão de um

sinal carrier através das linhas de transmissão

envolve uma série de fatores oriundos da teoria de

linhas de transmissão, como o fenômeno de

ondas estacionárias, a atenuação do sinal

causada pela linha e a relação sinal-ruído que

representa o principal critério de desempenho de

um sistema de transmissão carrier, bem como

fatores devido às próprias características do

sistema de transmissão, como a existência de

transformadores com taps. Portanto, o projeto de

um sistema carrier é extremamente complexo,

abrangendo uma série de equipamentos com

características especiais necessários para uma

operação segura e confiável do sistema como um

todo. Considerando-se os pontos mais

importantes e críticos do sistema carrier com as

respectivas políticas de manutenção preventiva e

corretiva adotadas, pode-se estimar a vida útil de

um sistema de comunicação e proteção carrier


I. INTRODUÇÃO

No início, os sistemas de comunicação carrier

eram usados somente para comunicação de voz,

mas suas aplicações logo se expandiram para

incluir uma larga variedade de funções tais como

proteção, telemedição, controle e supervisão,

dentre outras. O sistema carrier permite, por

exemplo, a rápida eliminação de todos os tipos de

faltas, aumentando os limites de estabilidade e o

carregamento das linhas.

O uso de equipamentos carrier para a transmissão

de sinais de alta frequência em um sistema de

transmissão de energia em 60 Hz envolve muitos

problemas. A configuração e o layout destes

sistemas são invariavelmente ditados pelas

características do 60 Hz. Contudo, devido à

complexidade dos sistemas de potência, o cálculo

exato de todos os efeito torna-se praticamente

impossível. Uma apreciação dos princípios

fundamentais envolvidos e o uso de dados

práticos reunidos ao longo dos anos normalmente

são suficientes para o projeto de um sistema de

comunicação adequado.



A banda normal de freqüências para os sistemas

carrier varia de 50 a 150 kHz. Em alguns casos, a

inclusão de novos canais pode exigir o uso de

bandas mais largas que podem variar de 30 a 200

kHz. O limite prático de extensão da banda de

freqüência será provavelmente estabelecido pelas

perdas excessivas para as altas freqüências do

espectro, pelo tamanho e complexidade dos

equipamentos de acoplamento e sintonia e pela

dificuldade de se obter circuitos de sintonia

suficientemente larga para abranger as baixas

freqüências.

II.1. SISTEMAS DE MODULAÇÃO

Existem três sistemas de modulação diferentes

disponíveis para o uso do carrier em linhas de

energia:

• Modulação por amplitude;

• Modulação por freqüência;

• Sistemas de bandas laterais.

Destes, modulação por amplitude é de longe o

mais usado. Na modulação por amplitude, a

amplitude ou intensidade da onda transmitida é

variada de acordo com a forma de onda da

grandeza a ser transmitida.

II.2. COMUNICAÇÃO CARRIER

Os sistemas de comunicação carrier aplicados em

linhas de energia diferem no método de chamada,

na fonte de alimentação, ou no sistema de

modulação, mas qualquer configuração pode ser

classificada como simplex ou duplex, dependendo

da sua operação.

Em um sistema simplex, somente uma estação

por vez pode transmitir em um dado instante. Na

comunicação simplex todas as estações em um

canal operam com a mesma freqüência.

Um sistema duplex, por sua vez, opera como um

serviço telefônico. As transmissões podem ser

realizadas simultaneamente entre duas estações.

Em uma estação, a primeira de duas freqüências

é usada para transmissão e a segunda para

recepção. Na outra estação, a primeira freqüência

é usada para recepção e a segunda para

transmissão.

II.3. SISTEMA SIMPLEX DE FREQÜÊNCIA ÚNICA

Este é o mais simples sistema de comunicação

carrier em termos do número de equipamentos

necessários e facilidade de ajustes após a

instalação. Um botão é usado para chavear entre

transmissão e recepção.

II.4. SISTEMA DUPLEX DE DUAS FREQÜÊNCIAS

Os componentes básicos de um sistema duplex

de duas freqüências estão dispostos no diagrama

em blocos da figura 1.

Unidade deChamada

Transmissor

Unidade deToque

Receptor

UnidadeHíbrida

Amplificadorde Áudio

Extensão2 fios

ParaCircuito deSintonia

Figura 1 – Unidades Básicas de um Sistema de

Comunicação Duplex


Fora o fato do transmissor e receptor operarem

em freqüências diferentes, a principal diferença

entre este sistema e o sistema simplex descrito

acima é a adição da unidade híbrida de áudio.

É esta unidade que torna possível para o

transmissor e o receptor operarem continuamente

durante a comunicação, sem a necessidade de

chaveamento. II.5. SISTEMA DUPLEX DE VÁRIAS ESTAÇÕES

O sistema duplex de várias estações oferece as

vantagens da comunicação duplex entre

quaisquer duas estações dentre várias utilizando

somente um canal de comunicação. Neste caso,

dois transmissores e dois receptores são usados

ao invés de um, como no sistema duplex anterior.

II.6. SISTEMA SIMPLEX AUTOMÁTICO

Este é o sistema mais versátil de todos os

sistemas de comunicação carrier aplicados a

linhas de energia. O número de estações em um

dado canal não é limitado a dois, como no usual

sistema duplex de duas freqüências. Este sistema

permite uma comunicação individual entre várias

estações no mesmo canal. A adição de algumas

unidades ao diagrama do sistema duplex da figura

1 permite a criação de um estado de espera

usado para chavear ora a transmissão de dados e

ora a recepção de dados.

III. APLICAÇÕES

III.1. SISTEMAS DE CHAMADA

Os principais sistemas usados para estabelecer

uma chamada em um canal carrier são:

• Toque codificado, usado freqüentemente

em linhas rurais para atingir determinado

ponto que tem um código codificado em

toques.

• Chamada por voz, onde um auto-falante

simplesmente anuncia a pessoa com quem

se deseja falar.

• Toque automático, usado para

comunicação ponto a ponto.

• Discagem seletiva, onde o número

desejado é discado, como em sistemas

convencionais de telefone.

III.2. PROTEÇÃO CARRIER

Um canal carrier piloto oferece a possibilidade de

acionamento rápido e simultâneo de ambos os

disjuntores de um circuito de energia em um a três

ciclos para faltas ao longo de toda a seção. Como

conseqüência, tem-se:

• Estabilidade: a eliminação simultânea

melhora a estabilidade do sistema e

aumenta a carga que pode ser carregada

seguramente através de linhas de

interconexão paralelas.

• Religamento rápido: o acionamento

simultâneo é essencial para religamento

rápido.

• Choque para o Sistema: distúrbios do

sistema, como quedas de tensão e

desligamento de cargas síncronas, são

reduzidos através da eliminação rápida de

faltas.

• Flexibilidade no projeto do Sistema:

determinados arranjos de sistema que não

podiam ser protegidos com velocidade

suficiente são possíveis com o uso da

proteção carrier.

• Propagação das Faltas: a rápida

eliminação de faltas trifásicas mais graves


entre fases e as envolvendo o terra reduz

significativamente a propagação da falta

para outras fases do sistema.

• Proteção de terra melhorada: em

sistemas onde a proteção rápida de terra

não é possível, o uso da proteção carrier

oferece a solução ideal.

• Fora de Sincronismo: o canal de carrier

proporciona meios para prevenir a

operação de relés de proteção devido a

oscilações de potência ou condições de

fora de sincronismo, eliminando ainda as

faltas durante tais condições.

• Faltas Simultâneas: os recursos

adicionados para discriminação tornam

possível uma proteção com desempenho

superior quando da ocorrência de faltas

simultâneas.

Relé

T / R

Relé

T / R

1

2

Figura 2 – Sistema Carrier de Proteção

• Uso integrado: do ponto de vista

econômico o uso integrado de um canal

carrier para comunicação ponto a ponto,

ou para controle ou medição remota, pode

indicar o uso de um piloto carrier onde os

requisitos de proteção sozinhos não

justificariam seu uso.

III.3. TELEMEDIÇÃO USANDO CARRIER

Telemedição é a indicação ou registro de uma

grandeza em uma localização distante daquela na

qual a grandeza existe. As grandezas telemedidas

mais freqüentes nos sistemas de potência são

grandezas elétricas, normalmente kW e kVAR.

Outras grandezas como temperatura do ponto

quente, nível de água, posição do comutador,

dentre muitas outras podem ser telemedidas.

Existem dois sistemas de medição:

• Taxa de pulso;

• Duração de pulso.


No sistema de taxa de pulso, a freqüência ou taxa

dos pulsos varia proporcionalmente à magnitude

da grandeza telemedida.

No sistema de duração de pulso, a freqüência dos

pulsos é constante. A duração do pulso durante

um ciclo de pulso completo é proporcional à

magnitude da grandeza telemedida.

III.4. CONTROLE DE CARGA E FREQÜÊNCIA

O controle de carga e freqüência corresponde ao

controle feito na saída de um gerador ou grupo de

geradores em um sistema de tal modo a manter a

freqüência do sistema e regular o intercâmbio de

potência com outros sistemas de acordo com um

plano predeterminado.

III.5. CONTROLE SUPERVISIONADO

Controle supervisionado é um sistema de controle

e supervisão executado de um ponto central para

a operação de equipamentos em uma ou mais

localizações remotas. O controle e a supervisão

de diversas partes separadas dos equipamentos

são realizados relativamente com poucos

condutores ou canais.

III.6. FUNÇÕES COMBINADAS EM UM CANAL

CARRIER

Muitas das funções de um sistema de

comunicação carrier que foram descritas podem

ser desempenhadas simultaneamente através de

um único canal de carrier. Normalmente, vários

canais na mesma linha podem compartilhar o

mesmo equipamento de acoplamento e sintonia.

O uso eficiente destes equipamentos

freqüentemente justifica o investimento nos

aparatos para o sistema que poderiam não ser

justificáveis para uma única função sozinha.

IV. PROPAGAÇÃO DO SINAL CARRIER EM

LINHAS DE TRANSMISSÃO

IV.1 PROPAGAÇÃO ENTRE DOIS CONDUTORES DE

FASE

Da teoria de linhas de transmissão, as equações

gerais de corrente alternada, em regime

permanente, que podem ser aplicadas à

transmissão de sinal carrier, são dadas por:

( ) ( ) ljCRRljCRRT e

ZIUe

ZIUU ⋅+−

•••

⋅+

••••

−+

+= βαβα .

2.

.2

.

( ) ( ) lj

C

CRRlj

C

CRRT e

Z

ZIUe

Z

ZIUI ⋅+−

•

•••

⋅+•

••••

−+

+= βαβα .

.2

..

.2

.

Nestas expressões, UT e IT são a tensão e a

corrente no transmissor enquanto UR e IR são a

tensão e a corrente no receptor, respectivamente.

A impedância característica dada por ZC, é

definida como:

CL

Z C =•

sendo L e C a indutância e a capacitância por

unidade de comprimento, respectivamente.

A constante de propagação dada por α+jβ é

definida como:

( ) ( )CjgLjryzj ϖϖβα ++==+••

..

A distância entre o transmissor e receptor é dada

por l.


O resultado exposto acima permite que sejam

analisadas algumas peculiaridades.

As ondas estacionárias resultantes da soma de

ondas viajantes originadas na linha aumentam as

perdas e a radiação de energia da linha, além de

outros efeitos indesejáveis.

A atenuação causada pela linha é outro fator de

extrema importância em aplicações carrier, pois

determina a fração da energia transmitida

disponível no receptor para superar ruídos e

interferências.

Analisando-se o segundo termo das expressões,

pode-se verificar que se a impedância de

terminação da linha no lado receptor for igual à

impedância característica ZC da linha, não há mais

tensão ou corrente refletida, eliminando os

problemas causados pela reflexão.

Particularmente para linhas longas, o segundo

termo torna-se irrelevante, mesmo no caso em

que a terminação seja diferente de ZC.

Um caso especial que deve ser considerado

refere-se a taps e linhas que se estendem sobre a

linha na qual o sinal carrier é transmitido. A

impedância de entrada neste caso pode ser

extremamente baixa sob certas condições e pode

constituir praticamente um curto-circuito ao longo

do canal carrier.

V. RUÍDO EM LINHAS DE TRANSMISSÃO

A relação sinal-ruído é o principal critério do

desempenho de um sistema de transmissão

carrier. O nível de ruído presente no receptor de

um canal carrier é tão importante para a correta

operação quanto a atenuação do meio de

transmissão.

Os ruídos podem ser classificados como:

• Randômico: possuem um espectro de

freqüência contínuo, contendo todas as

freqüências em quantidades iguais.

• Impulso: de maior importância, é

produzido quando pulsos discretos, em

intervalos definidos, existem nos terminais

de entrada de um receptor.

VI. EQUIPAMENTOS E CIRCUITOS DE

ACOPLAMENTO E SINTONIA

Para acoplar um circuito carrier a uma linha de

energia são utilizados capacitores de

acoplamento. O esquema típico de um capacitor

de acoplamento é apresentado na figura 3.

1

2

4 5 6

3

Figura 3 – Esquemático de um Capacitor de

Acoplamento para Carrier

Um capacitor de acoplamento pode possuir um ou

mais módulos capacitivos montados em uma

porcelana presa a uma base metálica. Cada

módulo é formado por diversas unidades

capacitivas conectadas de modo a se obter a


capacitância desejada. A base metálica contém os

seguintes componentes:

• Bobina de drenagem;

• Chave de aterramento;

• Gap de proteção.

A bobina de drenagem tem a função de aterrar o

sinal de 60 Hz da linha, permitindo somente a

passagem do sinal carrier.

A chave de aterramento é usada para

manutenção, aterrando o capacitor para proteção.

O gap protege a bobina de drenagem contra

surtos de tensão durante a operação normal.

Normalmente o carrier é montado junto a um

transformador de potencial indutivo usado para

transformação de tensão, aproveitando-se em um

mesmo equipamento o dispositivo de potencial

capacitivo. Neste caso, são incluídos mais alguns

componentes na base metálica. Este equipamento

é conhecido como Transformador de Potencial

Capacitivo – TPC.

VI.1. BOBINA DE BLOQUEIO

Um equipamento importante que se torna

necessário em sistemas carrier é a bobina de

bloqueio. Uma bobina de bloqueio é um circuito

ressonante paralelo ligado em série com a linha

de transmissão e sintonizado para bloquear o

sinal carrier. A bobina de bloqueio permite que o

sinal carrier fique confinado na região de

aplicação, o que aumenta o desempenho e a

confiabilidade do sistema de comunicação carrier,

uma vez que o sinal carrier é isolado de outras

partes do sistema elétrico.

VI.2. CIRCUITOS DE SINTONIA

Para compensar as perdas do sinal carrier devido

à resistência das linhas de transmissão e às

reatâncias do capacitor de acoplamento, é

utilizado um circuito de sintonia. Este circuito é

formado basicamente por uma indutância variável

ligada em série com o capacitor. Atuando-se

sobre esta indutância é possível cancelar a

reatância do capacitor de acoplamento na

freqüência do sinal carrier, aumentando

conseqüentemente a eficiência do acoplamento.

Normalmente, em algumas aplicações, torna-se

necessário o uso de mais de uma freqüência

carrier. Em tais casos, uma economia pode ser

obtida através do uso de um sistema de sintonia

de multi-freqüência, que permite sintonizar um

único capacitor de acoplamento para duas

freqüências carrier diferentes.

Teoricamente poderíamos estender o uso de um

capacitor de acoplamento para várias freqüências.

Contudo, a complexidade do circuito de sintonia e

a própria dificuldade envolvida nos ajustes

tornariam o projeto inviável econômica e

tecnicamente. Portanto, do ponto de vista prático,

é mais aconselhável usar não mais que duas

freqüências.

VI.3. CABO COAXIAL

Os circuitos de transmissão e recepção são

geralmente conectados aos capacitores de

acoplamento através de cabos coaxiais. Contudo,

o comprimento desses cabos é limitado devido à

atenuação do sinal, que varia conforme as

características do sistema.


VI.4. MÉTODOS DE ACOPLAMENTO

Existem diversas maneiras para se utilizar um ou

mais condutores de uma linha trifásica como

condutores para os sinais carrier. Dentre os

acoplamentos possíveis, pode-se destacar:

• Fase-terra;

• Entre fases;

• Entre circuitos;

• Circuito duplo com retorno pelo terra;

• Acoplamento em barramento.

O mais simples, e também mais utilizado, é o

acoplamento fase-terra, no qual um condutor da

linha é usado como uma perna do circuito carrier,

e o terra como retorno.

VII. MANUTENÇÃO PREDITIVA

A manutenção de um sistema carrier envolve

vários equipamentos, conforme discutido ao longo

do texto. Contudo, o capacitor de acoplamento

montado normalmente em um TPC, é o

equipamento mais complexo que representa o

ponto mais importante e crítico do sistema carrier.

O TPC por ser um equipamento estático, requer

manutenção mínima. Uma inspeção visual é

suficiente para observar se há vazamento de óleo

ou aletas quebradas da caixa metálica, por

exemplo. Para se estabelecer uma verificação

periódica dos parâmetros elétricos deve-se seguir

os procedimentos a seguir.

VII.1. MÓDULOS CAPACITIVOS

O meio mais confiável para se verificar o estado

dielétrico do capacitor é através da medida da

capacitância e tangente delta de cada módulo. Se

os valores medidos no campo são maiores que os

indicados na placa de características do TPC, é

sinal de que temos umidade ou contaminação por

arcos no dielétrico. Um valor de tangente delta

(fator de dissipação) superior a 1% indica

claramente que o capacitor está se deteriorando,

devendo ser retirado de serviço. Como um

capacitor de acoplamento é formado por vários

elementos em série, a falha de um ou mais

elementos pode ser detectada por um aumento no

valor da capacitância. Uma variação de mais de

3% no valor da capacitância, determina a retirada

de serviço da unidade.

VII.2. DISPOSITIVOS

A chave de aterramento deve ser operada

periodicamente, dependendo do grau de poluição

e umidade do local, a fim de se verificar o seu

funcionamento, comprovando assim que não

estão bloqueadas pela corrosão. Deve ser

verificada também se existem sinais de umidade

ou condensação na caixa do Carrier.

VIII. MANUTENÇÃO CORRETIVA

Como se trata de um equipamento hermético,

qualquer intervenção somente poderá ser feita em

fábrica. Em casos específicos, pode-se efetuar a

troca de alguns módulos sem recalibração.

Contudo, quaisquer serviços de calibração que se

tornem necessários, deverão ser executados em

fábrica.

IX. VIDA ÚTIL ECONÔMICA

Os sistemas de comunicação e proteção carrier

compreendem alguns equipamentos necessários

à operação do sistema. Em especial, o capacitor

de acoplamento montado normalmente em um


TPC representa, conforme discutido

anteriormente, um ponto vital para a operação do

sistema. Devido à complexidade da construção

deste equipamento, a própria manutenção fica

restrita a verificações periódicas dos parâmetros

elétricos e dispositivos componentes. Além disso,

a própria bobina de bloqueio bem como outros

acessórios usados têm também importante

participação no desempenho do sistema como um

todo. Portanto, considerando-se esses aspectos,

pode-se estimar a vida útil de um sistema de

comunicação e proteção carrier 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.



Sistema de Comunicação Local

RESUMO

Chama-se rede telefônica de um edifício o

conjunto de cabos telefônicos, blocos terminais,

ferragens e materiais acessórios instalados no

imóvel com a finalidade de permitir a ligação de

equipamentos de telecomunicações à rede

telefônica externa. Este estudo se aplica a todos

tipos de edificações, em fase de projeto, de

construção, reforma ou ampliação, que

necessitam de rede telefônica interna

independentemente de seu porte, finalidade,

número de pavimentos, número de linhas e de

pontos telefônicos. O principal elemento de uma

rede interna em uma edificação é o PABX. O

PABX pode abranger serviços de voz, imagem e

dados. Este dispositivo pode integrar todos os

serviços existentes na empresa, não importando

onde os usuários estejam localizados. Uma

configuração de rede é utilizada para associar

localidades e fornecer serviços homogêneos para

todos os telefones e terminais. Em termos de

manutenção em redes internas tem-se: a

manutenção preditiva em PABX consiste na

verificação do estado das instalações, observação

do tráfego de elementos e testes cíclicos dos

diferentes componentes. Já a atividade de

manutenção corretiva em PABX consiste na

detecção de componentes defeituosos através da

indicação de alarmes indicados nos quadros,

seguindo as mensagens enviadas pelo sistema de

monitoração. Além do mais, as manutenções

indicam o grau de urgência da operação. O

serviço não dá uma mensagem explícita relativa

ao componente a ser trocado, mas uma

mensagem indicativa do componente defeituoso e

uma descrição da falha, permitindo ao técnico

deduzir e substituir o componente defeituoso.

Todos os componentes do PABX são testados

quando são inicializados; as unidades auxiliares e

interfaces são testadas ciclicamente. Quanto aos

demais elementos da rede, a detecção de

problemas implica, na maioria das vezes, na troca

do elemento em mau funcionamento. A vida útil

econômica do principal elemento da rede interna,

o PABX, sofre, principalmente, influências da

obsolescência tecnológica. Contribuem para a

estimação da vida útil as características

construtivas e os critérios de manutenção.

Considera-se para a rede telefônica interna 15

anos de vida útil econômica.

I. INTRODUÇÃO

Chama-se rede telefônica de um edifício o

conjunto de cabos telefônicos, blocos terminais,

ferragens e materiais acessórios instalados no

imóvel com a finalidade de permitir a ligação de

equipamentos de telecomunicações à rede

telefônica externa. Este estudo se aplica a todos


tipos de edificações, em fase de projeto, de

construção, reforma ou ampliação, que

necessitam de rede telefônica interna

independentemente de seu porte, finalidade,

número de pavimentos, número de linhas e de

pontos telefônicos.


II.1. DEFINIÇÕES

Para um melhor entendimento dos conceitos

relacionados à redes telefônicas, é importante a

apresentação das seguintes definições:

• Bloco Terminal Interno (BLI): bloco de

material isolante, destinado a permitir a

conexão de cabos e fios telefônicos.

• Cabo de Entrada: cabo que interliga a rede

externa da operadora à caixa de

distribuição geral do edifício.

• Cabo Interno (CI): cabo que interliga a

caixa de distribuição geral às caixas de

distribuição.

• Distribuidor Geral do Edifício: caixa ou sala

onde são terminados e interligados o cabo

de entrada e os cabos internos do edifício.

• Rede Secundária: Rede de fios telefônicos

internos (FI) que se estendem desde o

distribuidor geral até as caixas de

distribuição.

• Rede Telefônica Interna: conjunto de

meios físicos (cabos, blocos terminais, fios,

etc) necessários para prover a ligação de

qualquer equipamento terminal de

telecomunicações dentro de um edifício à

rede telefônica externa.

• Fio Telefônico Interno (FI): par condutores

que interligam as tomadas telefônicas aos

blocos terminais internos.

• Ponto Telefônico: previsão de demanda de

um telefone principal ou de qualquer

serviço que utilize pares físicos dentro de

um edifício.

• Carga de uma Caixa de Distribuição:

somatório dos pontos atendidos a partir de

uma caixa de distribuição.

• Número Ideal de Pares Terminados (PT):

número mínimo de pares necessário par o

atendimento da carga prevista.

• Número Efetivo de Pares Terminados:

número real de pares que são ligados aos

blocos terminais internos de uma caixa de

distribuição ou caixa de distribuição geral.

• Linha Individual: linha telefônica que

atende a um assinante, conectada a uma

estação telefônica publica, que pode ser

classificada em residencial ou não

residencial.

• Linha Privativa (LP): linha física constituída

de um ou mais pares de fios e de

equipamentos complementares, que

interliga dois pontos distintos e não é

conectada aos equipamentos de

comutação das estações telefônicas

públicas.

• Linha Tronco ou Tronco de CPCT: linha

telefônica que interliga uma CPCT a uma

estação telefônica publica.

• Central Privada de Comutação Telefônica

(CPCT): estação comutadora para uso

particular (PABX, PBX, KS), interligada

através de linhas troncos a uma estação

telefônica pública, que permite a seus

ramais acesso às redes de

telecomunicação interna ou externa,


através de comutação automática ou

manual.

• Ramal de CPCT: terminal de CPCT ligado

a rede telefônica interna ou a uma linha

privativa.

• Ramal Interno: ramal de CPCT que não

ocupa pares na rede externa da operadora

e que conecta o equipamento de

comutação de uma CPCT localizada num

edifício a um aparelho telefônico localizado

no mesmo edifício.

• Ramal externo: ramal de CPCT que ocupa

um par da rede externa da operadora e

que conecta o equipamento de comutação

de uma CPCT localizado em um edifício, a

um aparelho telefônico localizado em outro

endereço.

• Distribuidor Geral de CPCT: caixa ou sala

onde são terminados e interligados os

cabos provenientes da CPCT e os cabos

provenientes da rede de ramais de CPCT

e ou da rede interna do edifício.

II.2. MATERIAIS UTILIZADOS

Os materiais relacionados a seguir são aqueles

que devem ser especificados nos projetos de

redes telefônicas internas. São eles:

• Anéis guia com rosca soberba;

• Blocos terminais;

• Canaleta suporte;

• Braçadeira para cabo (BC);

• Cabos telefônicos para rede interna (CI);

• Fios FI;

• Cabos telefônicos para interligação de

edificações;

• Suporte para borne fêmea para pino

banana;

• Tomada padrão para telefone;

• PABX.

II.3. PABX

Um PABX pode abranger serviços de voz,

imagem e dados. Este dispositivo pode integrar

todos os serviços existentes na empresa, não

importando onde os usuários estejam localizados.

Uma configuração de rede é utilizada para

associar localidades e fornecer serviços

homogêneos para todos os telefones e terminais.

Um exemplo de uma estrutura básica é a

chamada tecnologia cristal. As placas (interfaces,

sistema, auxiliares, etc.) estão totalmente

interconectadas e controladas por uma CPU.

Figura 1: Estrutura Cristal

Em termos de segurança, confiabilidade e

flexibilidade, esta estrutura oferece as seguintes

vantagens:

• Nenhuma saturação do tráfego, não

importando o número de usuários (1


Erlang). O tráfego suportado está

relacionado com o número de enlaces.

• Nenhum barramento comum. Um

problema em um enlace não interrompe

toda a operação em outros enlaces.

• Funções descentralizadas em todas as

placas: circuito de comutação, detector de

tom, conferência a três.

• Fontes de alimentação descentralizadas

em todas as placas: cada placa converte

suas próprias tensões a partir da

distribuição de 48V; as necessidades de

fonte de alimentação dependem das

placas de extensão instaladas.

• Possibilidade de salvar dados com uma

placa de disco flexível em um sub-bastidor

ou em disco flexível.

• Possibilidade de instalação de uma CPU

de back-up.

II.3.1 Ambiente Geral

Os elementos que normalmente podem ser

conectados são de três tipos:

• Telefone e computadores;

• Redes internas de computadores (redes

locais etc.);

• Redes externas de telecomunicações e

teletransmissão (STN, RDSI, X25, etc.).

A operação destes elementos está assegurada

pelas interfaces telefônicas e de acesso a dados,

e pelos protocolos de voz e dados.

Figura 2: Elementos que podem ser conectados a rede

interna

II.3.2. Modularidade

a) Sub-Bastidores Um sub-bastidor é um painel traseiro onde as

placas de interface e de processamento são

conectadas. Há diversos tipos de sub-bastidores e

três tamanhos diferentes.

b) Gabinetes Diversos tipos de gabinetes estão disponíveis de

acordo com a capacidade do usuário. Os

gabinetes podem suportar sub-bastidores;

MODEM’s, baterias, etc.

c) Configurador A capacidade real disponível em um gabinete é

configurada pelo configurador. O configurador

determina o número e o tipo de placas e sub-

bastidores necessários e o número e o tipo de

gabinetes de acordo com as necessidades do

cliente.


d) Placas Encontram-se presentes nestes dispositivos

placas de processamento, placas de interface;

placas auxiliares e placas analógicas.


A manutenção preditiva em PABX consiste na

verificação do estado das instalações, observação

do tráfego de elementos e testes cíclicos dos

diferentes componentes.


Já a atividade de manutenção corretiva em PABX

consiste na detecção de componentes defeituosos

através da indicação de alarmes indicados nos

quadros, seguindo as mensagens enviadas pelo

sistema de monitoração. Além do mais, as

manutenções indicam o grau de urgência da

operação. O serviço não dá uma mensagem

explícita relativa ao componente a ser trocado,

mas uma mensagem indicativa do componente

defeituoso e uma descrição da falha, permitindo

ao técnico deduzir e substituir o componente

defeituoso. Todos os componentes do PABX são

testados quando são inicializados; as unidades

auxiliares e interfaces são testadas ciclicamente.

Quanto aos demais elementos da rede, a

detecção de problemas implica, na maioria das

vezes, na troca do elemento em mau

funcionamento.


A vida útil econômica do principal elemento da

rede interna, o PABX, sofre, principalmente,

influências da obsolescência tecnológica.

Contribuem para a estimação da vida útil as

características construtivas e os critérios de

manutenção. Considera-se para a rede telefônica

interna 15 anos de vida útil econômica.

REFERÊNCIAS

[1] Manual de fabricante.

[2] Manual de rede telefônica interna de imóveis _

Projeto. TELEMIG. 1990.


Sistema de Controle Químico e Volumétrico

RESUMO

O Sistema de Controle Químico e Volumétrico

para uma Usina Nuclear tipo Reator de Água

Pressurizada – PWR, é o sistema auxiliar mais

importante, sendo permanentemente necessário

para a operação do reator. Esta descrição é típica,

podendo ter pequenas variações de uma usina

para outra em função da filosofia de cada

fabricante. Nela estão descritos as funções do

sistema, sua descrição considerando os critérios

de projeto, detalhes e conexões com outros

sistemas. Com relação aos equipamentos é feito

uma descrição sumária dos principais, como

bombas, tanques, desmineralizadores, válvulas,

trocadores de calor e tubulações. Com relação a

instrumentação do sistema é descrito os principais

controles e pontos de medição de vazão,

temperatura, nível e pressão. Num item específico

é feito uma descrição da operação do sistema,

considerando condições de partida da planta,

operação a potência e parada. Da manutenção é

feito uma descrição considerando os principais

programas de manutenção para este sistema.

Uma análise sobre a vida útil do sistema é feita

com base na vida útil de seus equipamentos. A

vida útil do Sistema de Controle Químico e

Volumétrico pode ser considerada de 40 anos.


A principal função do sistema é o controle do nível

de água do Pressurizador em diferentes

condições de operação da usina. Adicionalmente,

o sistema possibilita a purificação contínua do

refrigerante do reator e o controle químico da

reatividade.

Funções adicionais são desempenhadas durante

as várias fases de operação da planta, sendo que

algumas delas são específicas para condições de

partida e parada, tais como:

• Enchimento do Sistema de Refrigeração

do Reator;

• Filtragem e purificação do refrigerante do

reator através de um fluxo contínuo que é

desviado para filtros e desmineralizadores

trocadores de íons;

• Compensação de variações de volume do

refrigerante do reator causadas por

variações de densidade devida as

variações de temperatura, particularmente

durante a partida e parada da usina,

aquecimento e resfriamento do Sistema de

Refrigeração do Reator;

• Compensação de variações de volume

devido a pequenos vazamentos no

Sistema de Refrigeração do Reator;

• Injeção de ácido bórico e água

desmineralizada no Sistema de

Refrigeração conforme a necessidade para

o controle químico da reatividade e

transferência do refrigerante substituído

para os tanques de armazenamento;

• Aspersão auxiliar no Pressurizador;


• Injeção de hidrogênio no refrigerante do

reator;

• Injeção de produtos químicos, hidróxido de

lítio e hidrazina, no refrigerante do reator

para controlar o pH e escorva de oxigênio

durante a partida da usina

respectivamente;

• Selagem das Bombas de Refrigerante do

Reator;

• Medida em serviço da concentração de

boro;

• Monitoração de falhas em elementos

combustíveis;

• Variações da concentração de boro

através do sistema de regeneração térmica

de boro.

Cada projeto tem suas diferenças e pode-se

encontrar usinas que não possuem todas estas

funções ou que tenham outras não relacionadas

acima.


Durante operação a potência o Sistema de

Refrigeração do Reator é mantido sob contínuo

suprimento e retirada de água via linhas de

carregamento e da selagem das Bombas de

Refrigeração do Reator e da linha de saída

respectivamente.

O fluxo de carregamento normalmente é enviado

para a perna fria do Sistema de Refrigeração do

Reator, com opções de envio para mais de um

circuito.

O controle do nível do Pressurizador é feito numa

válvula que poderá estar tanto na linha de

carregamento como na linha de saída. Assim, o

fluxo de carregamento ou saída são dependentes

do nível do Pressurizador.

O fluxo normal de carregamento durante operação

normal de potência é da ordem de 200 lpm, sendo

que ainda entram no Sistema de Refrigeração do

Reator aproximadamente 20 lpm pela selagem de

cada Bomba de Refrigeração do Reator.

Do fluxo total de injeção pelas Bombas de

Refrigeração do Reator uma parte extravasa dos

selos e retorna para o Sistema de Controle

Químico e Volumétrico. Logo, nem todo o fluxo de

selagem entra no Sistema de Refrigeração do

Reator.

A linha de saída normal é conectada numa perna

intermediária. O fluxo de saída passa pelo

Trocador de Calor Regenerativo, transferindo

calor para a água de carregamento, usando o

princípio do contrafluxo. Neste ponto, a

temperatura da água de saída é reduzida de 290 oC para cerca de 140 oC a plena potência. A

seguir o fluxo de saída passa por orifícios ou

válvulas redutoras de pressão que promovem uma

redução da pressão da ordem de 120 Kgf/cm2.

Após esta redução de pressão há um trecho de

linha com a finalidade de promover um retardo no

deslocamento do fluido, para permitir o

decaimento do Nitrogênio 16, que é um emissor

gama de alta energia, reduzindo assim as taxas

de dose produzidas pelo refrigerante do reator, do

lado de fora do envoltório de contenção,

transitando pelas tubulações nos edifícios

auxiliares da planta.


Nos edifícios auxiliares, com uma pressão

controlada, ocorre a junção com a saída oriunda

do Sistema de Remoção de Calor Residual, a qual

é usada durante as partidas e paradas da

unidade, quando a pressão do Sistema de

Refrigeração do Reator está baixa e não é capaz

de gerar fluxo adequado através do sistema

redutor de pressão (válvulas ou orifícios). Este

fluxo é importante para permitir a purificação

adequada do Sistema de Refrigeração do Reator.

Após a junção com o Sistema de Remoção de

Calor Residual o fluxo de saída, passa por um

segundo estágio de resfriamento, agora resfriado

pelo Sistema de Refrigeração dos Componentes,

onde a temperatura é reduzida para

aproximadamente 45oC. Estando agora numa

temperatura e pressão compatíveis com os

sistemas auxiliares, através de alinhamentos

específicos, esta água poderá ser tratada em

desmineralizadores mistos e/ou aniônicos, filtrada,

desgaseificada, armazenada ou ser direcionada

diretamente para o Tanque de Controle Químico e

Volumétrico.

O Tanque de Controle Químico e Volumétrico

alimenta a sucção das bombas de carregamento

que por sua vez suprem o carregamento para o

Sistema de Refrigeração do Reator e a injeção de

selagem. Este tanque possui um bocal de spray,

de modo a aumentar a área de contato entre a

água e a camada de hidrogênio que mantém o

mesmo pressurizado. Em condições normais de

operação ele recebe todo o fluxo de saída. O

controle de nível deste tanque atua normalmente

numa válvula a montante do mesmo que no caso

de nível alto, desviará o fluxo de saída para o

sistema de armazenamento.

Bombas de Carregamento, com alta pressão,

succionam do Tanque de Controle Químico e

Volumétrico e descarregam no Sistema de

Refrigeração do Reator através da linha de

carregamento e na selagem das Bombas de

Refrigeração do Reator. A linha de carregamento

que vai para o Sistema de Refrigeração do Reator

passa pelo Trocador de Calor Regenerativo cuja

finalidade básica é aquecer esta água para evitar

choque térmico. Este fluxo normalmente é

direcionado para a perna fria de um dos circuitos

do Sistema de Refrigeração do Reator, com a

alternativa de ser enviado para mais de um

circuito.

Normalmente, na sucção das Bombas de

Carregamento estão conectados os Sistemas de

Injeção de Ácido Bórico, de Água Desmineralizada

e de Injeção de Produtos Químicos, sistemas

estes que em conjunto com o Sistema de Controle

Químico e Volumétrico tem a função de variar a

concentração de ácido bórico e fazer o controle do

pH e O2 respectivamente do Sistema de



III.1. TUBULAÇÕES

Todas as tubulações do Sistema de Controle

Químico e Volumétrico e os sistemas auxiliares

conectados a ele são feitas em aço austenítico e

soldadas.


III.2. VÁLVULAS

Todas as válvulas conectadas ao Sistema de

Tubulações do Sistema de Refrigeração do Reator

são projetadas conforme requisitos da categoria 1.

As válvulas do Sistema de Controle Químico e

Volumétrico que operam sob alta pressão são

projetadas conforme requisitos da categoria 2.

Todas as válvulas são em aço austenítico e

quando de alta pressão são soldadas as

tubulações. Existem além das estações redutoras

de alta e baixa pressão, válvulas de três vias,

válvulas estranguladoras, válvulas de segurança e

válvulas direcionadoras (check valve). Todas

estas válvulas em função de sua categoria são

especiais e dificilmente encontradas em prateleira,

sendo necessário encomendas específicas.

III.3. BOMBAS DE CARREGAMENTO

As Bombas de Carregamento de alta pressão

podem ser centrífugas de vários estágios ou de

deslocamento positivo. São bombas que por

trabalharem com o refrigerante do primário,

radioativo, deve ser garantido que não ocorra

nenhum vazamento. Logo terão que ter um

sistema de selagem para cumprir esta função.

Como estas bombas injetam água no Sistema de

Refrigeração do Reator que está em condições

normais de operação em 157 kgf/cm2, sua

pressão de descarga deve ser da ordem de 200

Kgf/cm2 para compensar as perdas na linha de

carregamento. Normalmente são bombas

especiais que requerem sistemas auxiliares de

suprimento e resfriamento do óleo dos mancais,

suprimento de água para selagem e resfriamento

do selo, sistema de resfriamento do motor,

sistema de drenagem e ventilação especiais do

compartimento da bomba uma vez que ela

trabalha com fluido radioativo.

III.4. TANQUES

O tanque de Controle Químico e volumétrico tem

as funções de fornecer pressão de retaguarda no

extravasamento dos selos das Bombas de

Refrigeração do Reator, fornecer pressão

adequada na sucção das bombas de

carregamento para a sua correta operação,

permitir o controle da concentração de O2,

fornecer caminho de complementação, fornecer

caminho de remoção de gases e receber parte do

surto devido a expansão volumétrica do Sistema

de Refrigeração do Reator.

Durante operação normal, uma pressão

manométrica de aproximadamente 1,0 Kgf/cm2 de

Hidrogênio, é mantida automaticamente no

tanque.

III.5. DESMINERALIZADORES

Os desmineralizadores de leito misto retêm

partículas e íons provenientes de produtos de

fissão e produtos de corrosão, excetuando os íons

de lítio e césio. São projetados para

proporcionarem um fator de descontaminação

maior que 10, (FD = Atividade na

entrada/atividade na saída) para a maioria dos

produtos de fissão. Os Desmineralizadores de

Leito Catiônico tem a função de reter partículas de

Lítio e Césio. É usado de forma intermitente,

determinado pela Química, de modo a controlar a

concentração de Li7 no refrigerante do reator,

auxiliando no controle do pH. A resina tem ainda a

capacidade de manter a concentração de Césio


no refrigerante abaixo de 1,0µCi/cm3, com até 1%

de falhas em elementos combustíveis.

O leito catiônico foi dimensionado em função da

produção de Li7 e também deve ter 10 como fator

mínimo de descontaminação.

III.6. FILTROS

Os filtros tem a finalidade de remover resíduos de

resinas e particulados que venham no fluxo de

saída, normalmente após passar pelos

desmineralizadores dos sistemas auxiliares. Eles

tem a capacidade de remover 98% de partículas

acima de 0,45 micros de tamanho, ou maiores,

com o objetivo de reduzir a atividade do Sistema

de Refrigeração do Reator. Nas linhas de selagem

das Bombas de Refrigeração do Reator ainda por

motivos de proteção dos selos também são

instalados filtros.

III.7. TROCADORES DE CALOR

Os Trocadores de Calor Regenerativos ou

recuperativos são de tubos em U e empregam o

princípio do contrafluxo. Os outros trocadores de

calor do Sistema de Controle Químico e

Volumétrico são do tipo em tubo reto. Em ambos

os trocadores de calor toda a parte que está em

contato direto com o Sistema de Refrigeração do

Reator é feito em aço austenítico. A fonte fria de

todos os trocadores de calor que tem de um lado

o refrigerante do reator, que não o regenerativo, é

o Sistema de Refrigeração dos Componentes.


Consideraremos como instrumentação a parte de

medição e de controle. A medição pode ser local

ou na Sala de Controle da Usina. São medidos os

parâmetros tais como: vazão, nível, pressão,

temperatura, posição de válvulas, concentrações

(boro, hidrogênio etc.). Toda a instrumentação que

é usada para medição ou controle de sistemas

relacionados com a segurança da usina é

qualificada tanto do ponto de vista de

confiabilidade quanto do ponto de vista ambiental.

Os principais controles de malha fechada do

Sistema de Controle Químico e Volumétrico são:

controle de temperatura da linha de saída,

controle de nível de água do Pressurizador,

controle de nível de água do Tanque de Controle

Químico e Volumétrico. Vários controles parciais e

intertravamentos relacionados com os sistemas de

proteção e segurança da planta são aplicados em

válvulas e bombas do Sistema de Controle

Químico e Volumétrico.

V. OPERAÇÃO

V.1. OPERAÇÃO DE PARTIDA

Na fase de partida com o Sistema de Refrigeração

do Reator com baixa pressão e com o

Pressurizador cheio o Sistema de Controle

Químico e Volumétrico requer modos especiais de

operação. Nesta situação é utilizado o caminho de

fluxo que vem do Sistema de Remoção de Calor

Residual e o controle de pressão é feito através

de uma estação redutora de baixa pressão,

porque as estações redutoras de alta pressão,

situadas na linha de saída, estão fora de serviço.

Com o Pressurizador cheio, ligam-se os

aquecedores e eleva-se a temperatura nele até

120 oC. Com esta temperatura o nível pode ser

reduzido para o de controle e haverá então a


formação de vapor dentro do Pressurizador.

Elevando então a pressão do Sistema de

Refrigeração do Reator até 31 kgf/cm2, pode-se

partir as Bombas de Refrigeração do Reator e

colocar em serviço a estação de controle de alta

pressão na linha de saída. Nesta situação o

Sistema de Calor Residual poderá então ser

isolado e o controle de pressão do Sistema de

Refrigeração do Reator passará a ser feito pelo

Pressurizador. O aquecimento do Sistema de

Refrigeração do Reator nesta condição é feito

pela energia liberada pelas Bombas de


Na fase de aquecimento há uma considerável

expansão de volume do Sistema de Refrigeração

do Reator, quando então o fluxo de saída fica

muito maior do que o de entrada, para manter o

nível no Pressurizador.

Para a partida do Reator, o Sistema de

Refrigeração do Reator deverá ser diluido para a

condição de criticalidade. Nesta condição o

Sistema de Controle Químico e Volumétrico

direciona todo o fluxo de saída para o sistema de

armazenamento enquanto que as Bombas de

Carregamento passam praticamente a succionar

água pura dos Tanques de Água

Desmineralizada, diluindo assim o primário.

V.2. OPERAÇÃO EM POTÊNCIA

Durante operação estabilizada em potência, o

refrigerante é extraído continuamente do Sistema

de Refrigeração do Reator para purificação e se

necessário para desgaseificação. Além disto, o

Sistema de Controle Químico e Volumétrico e de

Injeção de Ácido Bórico e Água Desmineralizada

são utilizados para ajustar a concentração de boro

no refrigerante do reator de acordo com a queima

e com o envenenamento por xenônio.

V.3. OPERAÇÃO DE PARADA

Primeiramente, o Sistema de Refrigeração do

Reator deverá ser borado pelo Sistema de

Controle Químico e Volumétrico, onde o fluxo de

saída é todo desviado para o sistema de

armazenamento e as Bombas de Carregamento

passam a succionar praticamente dos Tanques de

Ácido Bórico.

A contração volumétrica resultante do

resfriamento de acordo com o diagrama de

resfriamento é tão grande que o fluxo de saída cai

para praticamente zero. Nesta condição

normalmente tem-se duas Bombas de

Carregamento operando em paralelo.

A operação é inversa da condição de partida.








segurança da planta e naqueles como o Sistema

de Controle Químico e Volumétrico que são

importantes para a operação e confiabilidade da

unidade.


Periódicos, há programas específicos, por

exemplo para monitoração de trocadores de calor,


onde são feitos testes não destrutíveis para

predizer as condições dos tubos e paredes dos

mesmos, da mesma maneira que há um programa

de controle de vibrações em bombas e análise de

óleos de equipamentos.


Os problemas mais comuns estão relacionados

com os controles e o obsoletismo dos sistemas de

instrumentação. Em função deste envelhecimento

e a conseqüente dificuldade de encontrar em

prateleiras, para pronta entrega, peças

qualificadas de reposição, leva a operar sistemas

em manual, aumentando assim as probabilidades

de riscos operacionais.

As manutenções corretivas mais comuns são as

trocas de filtros que requerem cuidado especial na

operação em função dos níveis de atividade dos

mesmos, problemas de vazamentos nas selagens

das Bombas de Carregamento e troca de gaxetas

em válvulas.


os mínimos vazamentos, são logo detectados em


Para vazamentos maiores além das mudanças

nas condições operacionais dos sistemas eles são

facilmente detectados ou pelos sistemas de

detecção de vazamentos ou pelos sistemas de



A vida útil do Sistema de Controle Químico e

Volumétrico é função da vida útil dos diversos

equipamentos deste sistema. Com base nas

especificações técnicas dos equipamentos mais

especiais como as bombas de carregamento e os

trocadores de calor, este sistema tem uma vida

útil de 40 anos. Válvulas controladoras

normalmente tem uma vida útil menor e há um

programa para substituição.

Os desmineralizadores tem uma vida útil de não

mais do que um ano. Os filtros tem uma vida útil

entre 3 meses a 6 meses.

REFERÊNCIAS





Sistema de Dados Meteorológicos e Hidrológicos

RESUMO

Estações de dados meteorológicos e hidrológicos

são instalações com equipamentos destinados a

medir, armazenar e transmitir dados relacionados

às condições atmosféricas e ao ciclo hidrológico.

De forma geral, são medidos a temperatura

ambiente, umidade do ar, direção e velocidade

dos ventos, taxa de evaporação, altura de

precipitação, nível e vazão de cursos d’água. Para

cada grandeza medida, existem diversos tipos de

equipamentos utilizados, que, normalmente,

classificam-se em relação às etapas da aquisição:

medida, armazenamento, transmissão do sinal e

transmissão do registro. A manutenção dos

equipamentos é relativamente simples e realizada

de forma preventiva e corretiva. Na atualidade,

observa-se um grande desenvolvimento nas

tecnologias de aquisição automática e

transmissão de dados em longas distâncias,

implicando no aumento da confiabilidade dos

dados aquisitados e na redução do custo dos

equipamentos. Com isso, pode-se estimar que a

vida útil econômica a ser considerada para um

sistema de dados meteorológico e hidrológico é

de 10 anos.

I. INTRODUÇÃO

I.1. HISTÓRICO

O homem, desde sua origem, convive com as

condições naturais do planeta, tanto para seu uso

como para sua sobrevivência. Mesmo não

conhecendo a origem da água e o funcionamento

dos fenômenos naturais, as civilizações antigas

exploraram os recursos hídricos através de

projetos de irrigação, como no Egito e

Mesopotâmia, arquedutos romanos para

abastecimento de água e irrigação e controle de

inundação pelos chineses [1].

No século XVII, Pierre Perrault analisou os

componentes da relação entre precipitação,

evaporação e capilaridade da bacia do rio Sena e

comparou estas grandezas com medições de

vazão realizadas por Edmé Mariotte. Nos Estados

Unidos, a coleta sistemática de medidas de

precipitação iniciou-se em 1819, enquanto que a

de vazões teve inicio em 1888. No Brasil, os

postos mais antigos de precipitação são do final

do século XIX, enquanto que a coleta de dados de

níveis e vazões iniciaram-se no começo do século

XX [1].

I.2. REDES HIDROMETEOROLÓGICAS

A água constitui um patrimônio da humanidade,

devendo ser protegida e seu uso ser bem

gerenciado. Para isso, é necessário o

conhecimento dos recursos hídricos, não somente

a um dado instante, mas ao longo do tempo e com

o maior período de observação possível. As

instituições que participam do gerenciamento dos

recursos hídricos possuem e monitoram um

determinado número de postos de observação,

que se constituem em uma rede


hidrometeorológica. De acordo com os objetivos

dos dados a serem levantados, as estações

podem ser classificadas em:

a) Postos de hidrometria geral, que permitem

ter um conhecimento contínuo dos cursos

de água em todas as condições de

descarga;

b) Postos de alerta e de gestão, instalados

para um objetivo específico;

c) Postos temporários, instalados para um

estudo especial e uma duração limitada.

A densidade, distribuição, tipo de equipamentos e

grandezas observadas dependem de parâmetros,

dentre os quais pode-se destacar:

• Função do órgão operador, seja como

coordenador, agricultura, energia,

pesquisa, instituição de desenvolvimento

regional, dentre outras;

• Particularidades locais, tais como clima,

relevo, poluição, etc.;

• Verbas e pessoal disponível.

No Brasil a Agência Nacional de Energia Elétrica –

ANEEL é a instituição encarregada da

centralização dos dados hidrometeorológicos

brasileiros. A ANEEL opera diretamente ou

indiretamente. Uma parte dos postos

pluviométricos e hidrométricos, e outra grande

parte é de competência de outros

estabelecimentos públicos ou particulares

diferentes, sendo que a ANEEL coordena as

operações de gerenciamento e de difusão de toda

a informação. A agência edita ainda os inventários

de postos de todo o país, unificando a codificação

dos mesmos. Em 1987, foram contabilizadas

11.578 postos pluviométricos e 6.354 estações

fluviométricas [1]. I.3. NORMAS

A maioria dos paises e entidades estatais e

autarquias, que necessitam de medidas

hidrometeorológicas, possui serviços próprios,

estabelecendo e operando redes onde são feitas

medições periódicas e seguindo padrões e

processos internacionalmente regulamentados

pela Organização Meteorológica Mundial (OMM),

filiada à Organização das Nações Unidas (ONU).

Dessa forma, os dados de uma estação podem

ser aferidos e comparados com os de outras,

verificando-se a consistência dos fatores medidos

e permitindo-se fazer previsões [2].


De maneira geral, numa estação meteorológica

são medidos dados de temperaturas máxima e

mínima, pressão atmosférica, umidade relativa do

ar, direção e velocidade dos ventos, evaporação e

precipitação. Nas estações fluviométricas,

realizam-se leituras diárias do nível da água no

curso do rio e medições de vazão, normalmente

em intervalos de tempo de um a três meses.

II.1. MEDIDA DA TEMPERATURA

A maioria dos postos meteorológicos possui

apenas um termômetro de máxima e mínima.

Esses aparelhos costumam ser instalados a 1,5

ou 2,0 m acima do solo, sob um abrigo de madeira

provido de persianas que permitem a livre

circulação do ar, impedem a incidência da

radiação solar direta e a reverberação do solo e

dos objetos circunvizinhos [2].


O tipo mais comum de termômetro consiste de um

tubo de vidro com uma escala graduada e

parcialmente preenchido de líquido. Tipicamente,

os líquidos mais utilizados são o mercúrio, para

temperaturas entre –300C e 300 ºC, e o álcool,

aplicável para temperaturas entre –950C e 78,5

ºC. Quando a temperatura do ar cresce, o líquido

se expande ao longo do interior do tubo de vidro.

Quando o ar e, por conseqüência, o vidro se

esfriam o líquido se retrai ao longo do tubo. A

temperatura é proporcional ao nível do líquido no

tubo de vidro e determinada pela escala gráfica

externa. Portanto, praticamente não existe

desgaste do aparelho, uma vez que o tubo de

vidro é solicitado para as temperaturas ambientes,

que estão bem abaixo da faixa de trabalho do

aparelho.

II.2. MEDIDA DA UMIDADE RELATIVA DO AR

Em geral, numa estação meteorológica, a

umidade relativa do ar é medida várias vezes por

dia, e a determinação da mesma se faz utilizando-

se o termômetro de bulbo úmido, ou psicrômetro,

que consiste num termômetro comum de mercúrio

que tem seu bulbo coberto com tecido de

musselina acoplado a um material absorvente que

é imerso em água pura. A água contida no

material absorvente alcança a musselina e, ao se

evaporar, faz com que a temperatura no

termômetro de bulbo úmido seja mais baixa que

no termômetro de bulbo seco. Com o auxilio de

tabelas práticas, a diferença de temperatura entre

os dois termômetros é traduzida em umidade

relativa, em conteúdo de vapor de água ou em

ponto de orvalho [2].

II.3. MEDIDA DA VELOCIDADE DO VENTO

A velocidade e direção do vento podem ser

medidas simultaneamente pelo aparelho

denominado anemômetro, que consiste de três ou

quatro conchas abertas montadas em um eixo

vertical. Colocado em exposição ao vento, a

rotação do arranjo de conchas é calibrada para

que seja fornecida a velocidade do vento na

unidade desejada. O valor da velocidade pode ser

registrado continuamente através de penas

ligadas a um papel enrolado em tambor giratório,

diretamente em computador ou em fitas

magnéticas [3].

II.4. MEDIDA DA EVAPORAÇÃO

O equipamento mais utilizado para a medida da

evaporação é o tanque evaporimétrico, que

constitui-se de um tanque cilíndrico com

aproximadamente 1,2 m de diâmetro e 0,25 m de

altura. O tanque deve ser feito de um material

resistente à oxidação e corrosão causadas pelo

contato prolongado e direto com a água e

condições climáticas. Para isso, deve-se utilizar

aço galvanizado ou aço inoxidável. O tanque é

aberto em sua face superior e fechado em sua

extremidade inferior. Internamente, o tanque deve

possuir duas marcas de referência pintadas a 5 e

7,5 cm da face superior aberta do tanque [4].

Para facilitar as medidas é instalado um poço

tranqüilizador, de forma cilíndrica, fixado dentro do

tanque por meio de parafusos. Possui em sua

base um furo com a função de permitir a

comunicação da água do tanque com o poço

tranqüilizador, além de evitar as oscilações da

água retardando seu refluxo no poço e facilitando,

assim, a leitura do micrômetro de gancho [4].


O micrômetro de gancho constitui-se de um

parafuso que contém na sua extremidade inferior

um gancho e desloca-se verticalmente dentro de

uma luva que possui três braços divergentes. Os

braços permitem que o micrômetro se sobre a

borda do poço tranqüilizador. Na extremidade

superior da luva, encontra-se um disco graduado,

destinado a medir o deslocamento do parafuso

através de seu giro. O total de água evaporada é

obtida lendo-se no próprio parafuso, o qual é

graduado em escala milimétrica [4].

II.5. MEDIDA DA PRECIPITAÇÃO

Os aparelhos utilizados para a medida da

precipitação classificam-se em dois tipos

principais: os pluviômetros, que recolhem a água

precipitada e a armazenam convenientemente

para posterior medição volumétrica, e os

pluviógrafos, que registram continuamente a

quantidade de chuva que recolhem [2].

Um pluviômetro normalmente empregado no

Brasil compreende:

• Um reservatório cilíndrico de 256,5 mm de

diâmetro e 40 cm de comprimento,

terminado por parte cônica munida de uma

torneira para retirada de água;

• Um receptador cilíndrico-cônico, em forma

de funil, com borda perfeitamente circular,

em aresta viva com 252,4 mm de diâmetro,

sobrepondo-se ao reservatório e que

determina a área de exposição do

aparelho. É a parte mais delicada do

aparelho e deve ser construída e

conservada cuidadosamente. Ele impede

ainda a evaporação da água acumulada no

reservatório;

• Uma proveta de vidro, devidamente

graduada, para medir diretamente a chuva

recolhida. Nessa proveta, é vertida

periodicamente a água recolhida.

Os pluviógrafos existem em uma grande

variedade de aparelhos, usando princípios

diferentes para medir e gravar continuamente as

precipitações. Pode-se classificá-los segundo as

quatro etapas de aquisição: medição, transmissão

do sinal, gravação e transmissão do registro [1].

• Medição – as principais técnicas utilizadas

são: as cubas basculantes, reservatório

equipado com bóia, sifão e pesagem de

um reservatório suspenso;

• Transmissão do sinal – as formas de

transmissão do sinal podem ser: mecânica

(com pena colocada na ponta de uma

alavanca ligada ao movimento do sensor

de medição), elétrica ou eletrônica;

• Gravação – as formas de gravação da

informação podem ser: escrita em suporte

de papel, memorizada em um suporte

eletrônico ou magnético ou transmitida em

tempo real;

• Transmissão do registro – os dados

registrados são transmitidos de forma:

manual, a cabo (telefone, Internet) e sem

cabo (rádio terrestre, satélite).

Quanto ao processo de medição, existem três

tipos mais comuns de pluviógrafos [2]:

• Pluviógrafo de flutuador: A variação do

nível de água armazenada é registrada em

um recipiente apropriado por meio de um

flutuador, ligado por uma haste

diretamente à pena de inscrição no


tambor. O recipiente de medida é ligado a

um recipiente armazenador por sifão que

esvazia automaticamente quando é

atingido um determinado nível;

• Pluviógrafo de balança: O peso da água

recolhida no recipiente é registrado

automaticamente por meio de uma balança

apropriada. Esse aparelho possui também

um sistema de sifão análogo ao existente

no pluviógrafo flutuador;

• Pluviógrafo basculante: Este aparelho

possui dois recipientes conjugados de tal

forma que quando um é preenchido,

bascula e se esvazia, o outro é colocado

em posição para receber a água oriunda

do receptador. O esvaziamento é feito em

um reservatório que acumula o volume

total de precipitação e permite controle dos

resultados. O registro é feito por um

mecanismo que desloca a pena de um

certo valor, correspondente ao volume de

água recolhido para cada basculamento do

sistema.

De modo geral, os pluviógrafos do tipo flutuador

são os mais utilizados no Brasil, os aparelhos do

tipo balança são bastante utilizados nos Estados

Unidos, e os basculantes na França.

II.6. MEDIDA DA NÍVEL DA ÁGUA

A maneira mais simples para medir o nível (cota)

de um curso de água é colocar uma régua na

água e observar com regularidade o nível. As

réguas, ou linímetros, são geralmente constituídas

de elementos verticais de 1 metro, graduados em

centímetros. Constituem-se de placas de metal

inoxidável ou de madeira, colocadas de maneira

que o elemento inferior fique na água, mesmo em

estiagem excepcional. O observador faz leituras

de cotas com uma rotina definida pelo órgão

operador da estação, pelo menos uma vez por

dia. A precisão dessas observações é, de maneira

geral, o centímetro e, excepcionalmente, o

milímetro [1].

Assim como na precipitação, pode-se realizar um

registro contínuo do nível d’água através de um

aparelho automático denominado linígrafo, que

também pode ser classificado segundo as etapas

de aquisição [1]:

• Medição – as principais técnicas utilizadas

são: bóia flutuante, sensor à pressão de

gás, sensor eletrônico por deformação de

membrana ou variação de temperatura;

• Transmissão do sinal - pode ser realizada

por dispositivos: mecânicos, com sistema

de redução da amplitude do sinal, e

eletrônicos;

• Gravação – O sinal pode ser gravado em:

suporte de papel enrolado em tambor,

memorizada em suporte eletrônico ou

magnético (memória residente, cartuchos,

disquetes móveis ou fitas magnéticas) e

transmitida em tempo real;

• Transmissão do registro - os dados

registrados são transmitidos de forma:

manual, a cabo (telefone, Internet) e sem

cabo (rádio terrestre, satélite).

Pode-se destacar que, basicamente, existem

somente dois sistemas fundamentais de linígrafos:

os baseados no registro do movimento de um

flutuador e os baseados no registro da variação de

pressão da água [2].


Os linígrafos de flutuador são de funcionamento

simples, porém exigem uma instalação

complicada por exigir que se coloque o aparelho

diretamente em cima do nível d’água a ser

medido. O flutuador é ligado a um cabo de aço

que transmite seu movimento a um eixo que faz

deslocar um estilete munido de pena, registrando,

assim, num gráfico de papel, a variação da cota

fluviométrica. Este gráfico fica enrolado a um

tambor ou bobina, que possui um mecanismo de

relógio permitindo avançar com movimento

constante em direção perpendicular a da pena. O

linígrafo pode ser instalado em um poço

piezométrico ou sobre uma ponte, sendo o

primeiro ligado ao curso d’água por um tubo de

admissão.

Os linígrafos de pressão mais comuns constam de

um sensor de pressão, colocado no interior de

uma campânula perfurada, mantida no fundo da

água. O sensor é ligado diretamente ao dispositivo

registrador por meio de um tubo plástico ou de

cobre.

Outro tipo de linígrafo de pressão é o de bolhas,

que registra a pressão reinante no interior de uma

tubulação cuja extremidade encontra-se imersa no

leito do rio. A pressão no aparelho é mantida igual

à pressão da água na tomada, pela saída

contínua de pequenas bolhas de ar fornecidas por

uma garrafa de ar comprimido. Os linígrafos de

bolhas são indicados para rios com grande

descarga sólida. Eles contornam a maior

dificuldade dos aparelhos normais do tipo

pressão, mas exigem um consumo de ar

comprimido que pode causar dificuldades no caso

de instalações de difícil acesso. São ainda de

simples instalação, permitindo a colocação do

registrador longe do ponto de tomada de pressão.

São particularmente indicados para locais de

margens muito abruptas e profundas, e com

grandes variações do nível d’água.

II.7. MEDIDA DA VAZÃO

A medição da vazão em um curso d’água é

determinada de forma indireta por diversas

metodologias, sendo a medida das velocidades do

fluxo da água a mais utilizada.

Dentre os aparelhos utilizados para medida da

velocidade do fluxo d’água, o molinete é o mais

utilizado. Neste aparelho, a velocidade da corrente

líquida é determinada pela medida da rotação de

uma hélice ou conjunto de conchas móveis. Os

mais comuns contam com um circuito elétrico que

envia ao operador sinais correspondentes a um

determinado número de rotações. Medindo-se o

tempo com um cronômetro, obtém-se a rotação da

hélice que, através de uma equação previamente

determinada, permite obter a velocidade da água

no ponto em que o instrumento é imerso.

Os problemas construtivos mais importantes

desses aparelhos estão relacionados ao atrito do

eixo nos mancais, aos contatos elétricos, à

vedação, ao equilíbrio da hélice, dentre outras.

Quanto a sustentação dos aparelhos dentro

d’água, pode-se distinguir os aparelhos suspensos

por cabos e os sustentados por hastes verticais

apoiadas no fundo ou moveis. Os molinetes

suspensos em cabos devem ser lastreados com

contrapesos, colocados na parte inferior ou

fazendo corpo com o aparelho, e devem ser


munidos de lemes para a orientação conveniente

na direção da corrente. O cabo é desenrolado por

meio de guinchos especiais, muitas vezes,

incorporado a um sistema de medida [2].


A manutenção preditiva é uma atividade de

inspeção baseada no acompanhamento através

de testes e medidas, realizados em um

equipamento, sem colocá-lo fora de operação e

com o objetivo de se predizer e/ou estimar o

melhor momento para se intervir com uma

manutenção preventiva não-sistemática.

Colocada dessa forma, a manutenção preditiva é

uma técnica cuja aplicação se justifica

normalmente em equipamentos de operação

contínua ao longo tempo, que executam trabalhos

de alta responsabilidade, e a ocorrência de uma

falha implica em correção demorada e/ou com

grandes perdas financeiras.

Portanto, os equipamentos de sistemas

meteorológicos e hidrológicos não são indicados

para a aplicação da manutenção preditiva, pois se

caracterizam como equipamentos de

instrumentação e medida, sendo que, mesmo os

que operam continuamente no tempo não se

caracterizam como equipamentos de alta

responsabilidade e seus custos, relativamente

baixos, não justificam a aplicação das técnicas

utilizadas pela manutenção preditiva.


O procedimento de manutenção empregado para

equipamentos de estações hidrometeorológicas é

a preventiva e corretiva.

Alguns equipamentos não possuem componentes

móveis que sofram desgaste, tais como

termômetros, pluviômetros, réguas linimétricas,

sensores e tanques de evaporação, devendo-se

proceder em inspeções de rotina, observando o

estado de conservação, realizar a limpeza, efetuar

pequenos reparos devido à exposição ao

ambiente, substituir componentes danificados ou

perdidos (como sensores e réguas), proteger

contra a ação de animais, insetos ou mesmo

pessoas estranhas.

No caso de equipamentos com registro

automático, como linígrafos e pluviógrafos, deve-

se verificar o estado dos componentes

registradores, contatos elétricos e sistemas de

transmissão e substituição de gráficos de papel ou

cartuchos de registro. No caso de falhas

normalmente os mesmos são retirados para

reparo em oficina apropriada, caso haja um outro

equipamento para substituição imediato, isto é

feito, senão o posto permanece por um período de

tempo sem registros.


De acordo com o explanado nos itens anteriores,

os equipamentos de sistemas de dados

meteorológicos e hidrológicos não são solicitados

em condições extremas de desgaste, podendo-se

afirmar que suas vidas úteis são dependentes da

correta utilização dos mesmos e de uma

manutenção preventiva adequada. As diversas

empresas concessionárias de energia elétrica

admitem valores de vida útil que variam entre 5 e

25 anos.


Nas duas últimas décadas se observou um grande

desenvolvimento nas tecnologias de aquisição

automática e transmissão de dados em longas

distâncias. Por isso, as redes hidrometeorológicas

com fins específicos, como as de empresas do

setor energético, possuem, em sua maioria,

estações modernas que coletam dados

continuamente ao longo do tempo, normalmente

na forma digital, e os transmitem de forma

automática. Por outro lado, as redes destinadas

ao conhecimento dos regimes meteorológicos e

hidrológicos do país, ou suas regiões, possuem,

em sua maioria, estações cuja leitura é realizada

de forma manual. Devido às características

diferentes de funcionamento, estas estações

possuem também vida útil diferente, sendo as

primeiras com menor tempo de vida do que os

postos manuais, que sofrem menor desgaste ao

longo do tempo.

Com essas considerações e juntamente com o

rápido desenvolvimento que se observa nos

sistemas de aquisição e transmissão automático

de dados, com uma conseqüente redução de seus

custos, pode-se estimar uma vida útil econômica

de 10 anos para um sistema de dados

meteorológicos e hidrológicos.

REFERÊNCIAS

[1] Tucci, C.E.M. Hidrologia – Ciência e Aplicação.

Editora da Universidade UFRGS, 2º edição 1997.

[2] Garcez, L.N.; Alvarez, G.a. Hidrologia. Editora

Edgard Blucher, 2º edição 1988.

[3] Moran, J.M.; Morgan, M.D. Meteorology – The

Atmosphere and the Science of Weather. Prentice

Hall, 5º edition 1994.

[4] Mônaco, M.A.G. Hidrometria Básica –

Estações Hidrometeorológicas. FUPAI/EFEI,

1999.


Sistema de Exaustão, Ventilação e Ar Condicionado

RESUMO

A ventilação consiste no deslocamento de ar

tendo como finalidade a retirada ou o

fornecimento de ar a um ambiente fazendo assim

a renovação do ar no mesmo. Essa renovação

tem a função de obter um ar com um grau de

pureza e velocidade de escoamento compatível

com as exigências fisiológicas para a saúde e o

bem estar do homem. O sistema de exaustão é

uma subdivisão da ventilação, e visa, através de

um sistema exaustor, remover o ar de locais onde

existem fontes poluidoras produtoras de

substâncias nocivas a saúde, para a atmosfera. O

ar condicionado visa o controle simultâneo, num

ambiente delimitado, da pureza, umidade,

temperatura, e movimentação do ar. Entre os

equipamentos envolvidos, considerando os três

sistemas, estão, compressores, ventiladores,

condensadores, evaporadores, torres de

resfriamento, termostatos, pressostatos

dispositivos de expansão, rede de dutos,

tubulações, etc. A manutenção preditiva nos

sistemas de exaustão ventilação e ar

condicionado é praticamente inexistente, sendo

normalmente realizadas as manutenções

preventivas e corretivas. A portaria 3523 de 28 de

agosto de 1998 do Ministério da Saúde e a NBR

13.971 - Sistemas de Refrigeração,

Condicionamento de Ar e Ventilação -

Manutenção Programada, podem ser usadas

como referências no planejamento de

manutenções preventivas. A manutenção corretiva

possui um grau de complexidade proporcional ao

tipo de falha. Considerando as características dos

sistemas em questão e levando em conta a

recomendação de fabricantes, o tempo de vida útil

pode ser estimado em 15 anos.

I. INTRODUÇÃO

Os sistemas de ventilação podem ser divididos em

sistema de ventilação geral e sistema de

ventilação local exaustora, aqui denominado de

sistema de exaustão. A ventilação geral pode ser

natural, quando não são empregados recursos

mecânicos para provocar o deslocamento de ar,

ou geral diluidora, quando são empregados

recursos mecânicos, tais como ventiladores, para

a ventilação do recinto. A ventilação geral pode

ser realizada por meio de insuflação, exaustão ou

insuflação e exaustão combinados, constituindo o

chamado sistema misto.

O sistema de ventilação local exaustora ou

sistema de exaustão realiza-se com um

equipamento captor de ar junto a fonte poluidora,

de modo a remover o ar do local para a atmosfera,

por um sistema exaustor, ou tratá-lo devidamente,

a fim de evitar-se poluição ambiental.

Entre as aplicações dos sistemas de exaustão e

ventilação estão, a renovação do ar em ambientes

fechados, retirada e tratamento de poluentes


gerados por processos químicos e industriais e

ventilação de equipamentos elétricos e eletrônicos

visando a remoção do calor gerado pelos

mesmos.

O sistema de ar condicionado, devido a sua

melhor capacidade em controlar as condições de

um recinto, encontra atualmente inúmeras

aplicações, sendo, por exemplo, indispensável

em:

• Processos de manufatura que exigem o

controle da umidade, temperatura e pureza

do ar, como fabricação de produtos

farmacêuticos e alimentícios, salas de

desenho de precisão;

• Ambientes de trabalho, visando aumentar

o conforto do operário e

consequentemente a produtividade;

• Ambientes onde se exige segurança, onde

se operam produtos inflamáveis ou tóxicos;

• Ambientes onde se processam materiais

higroscópicos;

• Etapas de produção que exigem controle

das reações químicas (cristalização,

corrosão de metais, ação de

microorganismos);

• Locais onde é necessário eliminar a

eletricidade estática para prevenir

incêndios ou explosões;

• Operações de usinagem com tolerância

mínima;

• Laboratórios de controle e teste de

materiais;

• Locais de habitação.

Alguns dos principais fabricantes são: Coldex-

Trane, Carrier, Springer, Sulzer, Philco, Brastemp,

Trox, York, Century e Tropical.


II.1. SISTEMA DE VENTILAÇÃO

Os sistemas de ventilação geral diluidora

promovem o fornecimento ou a retirada de ar de

um ambiente delimitado, obtendo assim, um grau

de pureza e velocidade de escoamento

compatíveis com as exigências fisiológicas para a

saúde e o bem estar do homem.

Pode-se realizar a ventilação por um dos

seguintes métodos:

• Admissão e exaustão naturais;

• Insuflação mecânica e exaustão natural;

• Insuflação natural e exaustão mecânica;

• Insuflação e exaustão mecânicas.

A ventilação com admissão e exaustão naturais

consiste em proporcionar a entrada e a saída de

ar de um ambiente de forma controlada através de

aberturas existentes para esse fim.

Na ventilação por insuflação mecânica e exaustão

natural um ou mais ventiladores enviam ar exterior

para o interior do recinto. A pressão no recinto se

torna maior que a pressão exterior e o ar insuflado

sai por outras aberturas existentes, produzindo os

efeitos desejados. A insuflação mecânica permite

um bom controle da incidência de ar e um melhor

controle da pureza do ar insuflado do que no caso

da ventilação natural e ainda impede que o ar

contaminado de outro recinto penetre no recinto

que está sendo ventilado.

Na ventilação por insuflação natural e exaustão

mecânica um ou mais exaustores (ventiladores


axiais, por exemplo) removem o ar do recinto para

o exterior. A pressão no interior baixa devido a

exaustão e estabelece-se um fluxo do exterior

para o interior do recinto. A pressão baixa no

recinto ventilado evita que o ar contaminado

passe para recintos vizinhos, mas permite que

ocorra o contrário.

No caso de insuflação e exaustão mecânicas, há

ventiladores que insuflam o ar e ventiladores que

removem o ar do recinto, eles podem ser

colocados diretamente nos recintos ou podem

atuar através de uma rede de dutos. Consegue-

se, assim, uma ventilação mais controlável tanto

em relação a qualidade do ar que entra quanto a

distribuição do mesmo no recinto.

II.2. SISTEMA DE EXAUSTÃO

O sistema de exaustão tem por finalidade a

remoção do ar, em recintos fechados, junto à

fontes poluidoras para a atmosfera. Os principais

equipamentos que compõem um sistema de

exaustão são captor, ventilador, rede de dutos e

dispositivo de tratamento de ar.

A operação consiste na captação da substância

poluidora juntamente com o ar através do captor,

esta substância é conduzida através de uma rede

de dutos e seu escoamento se dá devido a

diferença de pressão provocada pela ação do

ventilador. A substância captada com o ar é então

removida pelo dispositivo coletor de partículas, ou

no caso de gases, pelos lavadores. O ar é então

liberado para a atmosfera devidamente purificado.

O captor é um dispositivo de captação do

contaminante, e é colocado no local onde este se

origina. Devido a diferença de pressão entre o ar

ambiente e o ar existente no captor estabelece-se

uma corrente para o interior do mesmo.

O ventilador tem a função de criar uma diferença

de pressão para que possa ocorrer o fluxo do ar

desde o captor até a atmosfera, passando por

todos os equipamentos do sistema de exaustão.

A rede de dutos conduz o ar contaminado do

captor ao ventilador e deste ao exterior ou ao

dispositivo de tratamento de ar.

Os dispositivos de tratamento de ar têm a

finalidade de reter partículas ou dissolver os gases

nocivos, impedindo que esses sejam jogados

livremente na atmosfera. Tais dispositivos podem

ser: coletores de partículas, filtros, lavadores de

gases e vapores, precipitadores eletrostáticos

entre outros. Alguns tipos são colocados antes do

ventilador, outros, após o mesmo.

II.3. SISTEMA DE AR CONDICIONADO

O objetivo do sistema de ar condicionado é

controlar simultaneamente, num ambiente

delimitado, a pureza, umidade, temperatura, e

movimentação do ar. Deve-se lembrar que o ar

condicionado pode promover tanto o resfriamento

quanto o aquecimento.

Alguns dos equipamentos que podem compor um

sistema de ar condicionado são, self-contained

(unidades autônomas para produção do frio), Fan-

coils (gabinetes contendo basicamente ventilador

e serpentina), chillers (unidades resfriadoras de

líquidos), tubulação de água gelada, rede de

dutos, bombas, ventiladores etc. O self-contained

e o chiller são providos de sistema de


refrigeração, cujos principais equipamentos são o

compressor, o condensador, o dispositivo de

expansão e o evaporador.

Os sistemas de ar condicionado, quanto a

operação de resfriamento, podem ser de

expansão direta ou indireta. O sistema de

expansão direta ocorre quando o calor do meio a

ser condicionado é retirado diretamente pela

expansão do fluido frigorífico no evaporador.

Fazem parte desse sistema os condicionadores

de janela e os self-contained. Na expansão

indireta o calor é retirado do meio a ser

condicionado, por um fluido intermediário

(salmoura ou etileno glicol). Esse fluido

intermediário retira calor do recinto através dos

fan-coils cedendo esse calor para o evaporador do

chiller.

Existem vários tipos de sistemas de ar

condicionado tais como:

• Sistema de zona simples;

• Sistema com reaquecimento terminal;

• Sistema de duplo duto ou multizona;

• Sistema com volume de ar variável;

• Sistema de água gelada.

Estes sistemas são apresentados em Stoecker,

1995.


Exceto no caso de sistemas de ar condicionado

de grande capacidade e responsabilidade, onde

pode existir manutenção preditiva através da

análise de vibrações e análise do lubrificante,

geralmente não é feita manutenção preditiva nos

sistemas de exaustão, ventilação e ar

condicionado. As manutenções normalmente

realizadas são preventivas e corretivas

As atividades que constituem a manutenção

preventiva são descritas, a seguir, de maneira

sucinta, para alguns dos equipamentos que

podem ser encontrados nos sistemas em questão.

Para um bom planejamento de manutenção

podem ser usadas com referências a portaria

3523 de 28 de agosto de 1998 do Ministério da

Saúde e a NBR 13.971 - Sistemas de

Refrigeração, Condicionamento de Ar e Ventilação

- Manutenção Programada. Os equipamentos são:

III.1. COMPRESSOR

Os compressores são encontrados em

equipamentos de sistemas de ar condicionado tais

como, condicionadores de janela, self-contained, e

chiller. A manutenção preventiva consiste em

algumas verificações e medições descritas a

seguir, que dependendo do equipamento, podem

ou não existir:

• Verificação de ruídos e vibrações

anormais;

• Verificação da corrente elétrica e

comparação com dados de placa;

• Verificação das pressões de sucção e

descarga;

• Verificação do amortecedor de vibração da

base;

• Verificação resistência de isolamento;

• Medição da pressão de óleo (self-

contained e chiller);

• Verificação do nível do óleo (self-contained

e chiller);

• Substituição de óleo (self-contained e

chiller);


• Verificação da resistência de aquecimento

do óleo do Carter (self-contained e chiller).

III.2. CONDENSADOR

Os condensadores são encontrados em

condicionadores de janela, self-contained e chiller,

podem ser condensadores a água ou a ar. A

manutenção preventiva para condensador a água

consiste em:

• Limpeza interna dos tubos;

• Verificação da pressão e temperatura de

entrada e saída de água;

• Verificação das válvulas de segurança;

• Verificação de vazamentos nas juntas e

conexões.

A manutenção preventiva para condensador a ar

consiste em:

• Limpeza da serpentina;

• Limpeza dos filtros ou tela de proteção.

III.3. EVAPORADOR

Os evaporadores são encontrados nos

condicionadores de janela, self-contained e chiller

e a manutenção preventiva, dependendo do tipo

de equipamento, consiste em:

• Verificação do estado do isolamento;

• Verificação da pressão e temperatura de

entrada e saída de água (chiller);

• Limpeza da serpentina.

III.4. VENTILADOR

Os ventiladores estão presentes nos sistemas de

exaustão, ventilação e ar condicionado. A

manutenção preventiva consiste em:

• Verificação de ruídos e vibrações

anormais;

• Verificação do alinhamento das polias;

• Verificação dos acoplamentos;

• Verificação das tensões das correias;

• Lubrificação dos rolamentos;

• Reaperto dos parafusos de fixação;

• Verificação do estado dos coxins;

• Execução de limpeza.

III.5. SISTEMAS DE REFRIGERAÇÃO

Os sistemas de refrigeração estão presentes nos

sistema de ar condicionado e fazem parte dos

condicionadores de janela, self-contained e chiller.

A manutenção consiste em:

• Verificação da estanqueidade do sistema;

• Verificação da presença de umidade;

• Verificação do filtro secador;

• Verificação do reservatório de líquido;

• Verificação da atuação da válvula

solenóide.

III.6. VÁLVULAS DE EXPANSÃO

Estão presentes nos sistemas de ar condicionado

e a manutenção consiste em:

• Verificação do superaquecimento;

• Verificação do subresfriamento;

• Verificação da atuação da válvula de

expansão;

• Verificação da fixação dos bulbos.

III.7. REDE DE DUTOS E GRELHAS

Estão presentes nos sistemas de ar condicionado

e podem estar presentes nos sistemas de

exaustão e ventilação. A manutenção preventiva

consiste na limpeza da rede de dutos e das

grelhas.


III.8. QUADROS OU PAINÉIS ELÉTRICOS

Podem estar presentes nos sistemas de exaustão

ventilação e ar condicionado e a manutenção

consiste em:

• Limpeza externa e interna;

• Reaperto dos terminais;

• Teste das lâmpadas de sinalização;

• Ajuste e teste de relés térmicos;

• Verificação e reaperto dos fusíveis;

• Verificação do aquecimento da fiação;

• Verificação do contato das contatoras e

chaves.


Em relação a manutenção corretiva, atenção

especial deve ser dada ao sistema de refrigeração

existente no sistema de ar condicionado. A seguir

são apresentadas alguns exemplos de falhas que

podem ocorrer nesses sistemas.

IV.1. VAZAMENTO DE FLUÍDO REFRIGERANTE

O sistema de refrigeração num sistema de ar

condicionado deve ser perfeitamente estanque

para que se tenha um bom funcionamento. Em

sistemas que trabalham com pressão positiva a

falta de estanqueidade provoca a perda de fluido

refrigerante ocasionando uma redução na

capacidade do sistema, podendo ainda provocar

sobreaquecimento no motor do compressor vindo

a queimá-lo. Em sistemas que trabalham com

pressão negativa pode ocorrer a infiltração de ar

juntamente com umidade para dentro do sistema,

prejudicando e até interrompendo seu

funcionamento.

A detecção do problema pode ser feita através de

testes de vazamento com espuma de sabão,

lamparina a álcool, detetor eletrônico, ou ainda

verificando a pressão do sistema. Caso exista

perda de fluido este deve ser devidamente reposto

e o vazamento deve ser eliminado.

IV.2. UMIDADE NO SISTEMA

A presença de umidade no sistema de

refrigeração dos sistemas de ar condicionado

pode provocar os seguintes problemas:

• O congelamento da sede da válvula de

expansão, o que impede a passagem de

fluido refrigerante para o evaporador

fazendo o motor do compressor desligar

por baixa pressão. Desligado o sistema, o

gelo na válvula é derretido, a pressão no

evaporador aumenta e o motor do

compressor volta a funcionar, repetindo o

ciclo. Com partidas e paradas freqüentes,

o motor do compressor tende a queimar.

• A formação de ácido clorídrico e fluorídrico

que atacam as partes metálicas do

sistema, além de atacar o isolamento do

motor do compressor provocando sua

queima.

• Decomposição do óleo lubrificante, que

forma uma lama espessa entupindo os

canais de lubrificação e eventualmente

travando peças móveis do compressor

podendo provocar a queima do motor.

A presença da umidade pode ser detectada

através da mudança de cor do elemento

higroscópico presente nos visores de líquido.

Caso exista umidade no circuito o filtro secador

deve ser trocado.

IV.3. FALHA DA VÁLVULA SOLENÓIDE

A falha da válvula solenóide no sistema de

refrigeração de uma instalação de ar


condicionado, ou a sua ausência pode causar

danos ao sistema. A válvula solenóide

normalmente aberta é instalada na linha de

pressão após o condensador. Caso ocorra a falta

de energia elétrica e a válvula não feche, o fluido

frigorífico continua a circular até que a pressão se

estabilize em todo o circuito. Com isso, o fluido

refrigerante pode se condensar no cabeçote do

compressor e na volta da energia, o compressor

entra em funcionamento comprimindo o liquido

condensado e danificando-se.


Considerando praticamente, a não existência de

manutenção preditiva e levando em conta as

recomendações de fabricantes, pode se estimar

uma vida útil dos sistemas de exaustão, ventilação

e ar condicionado de 15 anos.

REFERÊNCIAS

[1] Macintyre, A.J. Ventilação Industrial e Controle

da Poluição. Livros Técnicos e Científicos Editora

S.A., 2a edição, Rio de Janeiro, 1990.

[2] Stoecker, W.F., Jones, J.W. Refrigeração e Ar

Condicionado. Editora McGraw-Hill do Brasil Ltda.,

São Paulo, 1985.

[3] Dossat, R.J., Princípios de Refrigeração.

Hemus Editora Ltda, São Paulo.


Sistema de Lubrificação, de Óleo de Regulação e Óleo Isolante

RESUMO

O Sistema de Lubrificação, de Óleo de Regulação

e Óleo Isolante é o nome dado ao conjunto de

sistemas de óleo relacionados com uma Turbina a

Vapor de uma Central Térmica. Na realidade, são

dois fluidos completamente diferentes, isolados

por uma válvula de interface. De um lado, tem-se

o Sistema de Óleo de Controle e, do outro, o

Sistema de Óleo de Lubrificação. O Sistema de

Óleo de Controle atua nos atuadores das Válvulas

de Controle de Desligamento da Turbina. Estas

válvulas são mantidas abertas pela pressão do

óleo de controle. O Sistema de Óleo de

Lubrificação, por sua vez, é dividido em dois

sistemas de óleo, sendo um deles o de

lubrificação propriamente dito, e o segundo, o óleo

de parada. Enquanto que, no óleo de lubrificação,

há um fluxo contínuo perfazendo a função de

lubrificação, o óleo de parada ou óleo isolante é

uma fração deste óleo que passa por um orifício

para o Coletor de Óleo de Parada. Este coletor é

pressurizado pelo Rearme da Turbina. Ele

pressurizado mantém a Válvula de Interface

fechada, mantendo pressurizado o Sistema de

Óleo de Controle que permite abrir e manter

abertas as Válvulas da Turbina (governadora,

interceptadora e de bloqueio). A atuação de

qualquer proteção da turbina irá despressurizar o

óleo de parada, da mesma maneira que irá

despressurizar o diafragma da válvula de

interface, causando sua abertura pela ação de

molas. Com a abertura da Válvula de Interface, o

Óleo de Controle será drenado e, então, todas as

válvulas de controle da turbina fechar-se-ão por

ação de molas. A drenagem do óleo de parada

não afeta diretamente o óleo de lubrificação

porque existe um orifício entre eles, ou seja, o

Sistema de Óleo de Lubrificação pode ser mantido

em operação com uma pequena drenagem

através do orifício que vai para o Sistema de Óleo

de Parada. Estes sistemas são parte da Turbina e

têm um nível de manutenção muito pequeno em

função da tecnologia já desenvolvida para estes

equipamentos. A vida útil, de acordo com o

fabricante, é de 30 anos.


I.1. SISTEMA DE ÓLEO DE CONTROLE

Tem a função de fornecer a força de acionamento

para o posicionamento das válvulas de vapor para

a turbina (governadoras, interceptadoras e de

fechamento rápido), em resposta aos comandos

do controlador eletrônico.

Em alguns projetos, este sis tema tem a função de

fornecer a força de acionamento também para as

válvulas do sistema de desvio de vapor, válvulas

das extrações turbina, válvula quebra vácuo,

drenos e outros.


I.2. SISTEMA DE ÓLEO LUBRIFICANTE

Tem as seguintes funções:

• Suprimento de óleo para lubrificação dos

mancais da turbina e do gerador;

• Suprimento de óleo ao girador hidráulico

do eixo da turbina durante partida e parada

da central (há turbinas que usam o girador

com suprimento elétrico);

• Suprimento de óleo de levantamento dos

mancais durante a partida e parada;

• Exaustão e remoção de gases de vapor de

óleo de diversos pontos de exaustão;

• Drenagem do óleo do sistema durante

reparos e manutenções;

• Tratamento do óleo para purificação e

condicionamento contínuo.

II. DESCRIÇÃO DOS SISTEMAS

II.1. SISTEMA DE ÓLEO DE CONTROLE

O suprimento de óleo para o posicionamento das

válvulas se faz através de dispositivos governados

a partir de sinais elétricos que, por sua vez, são

gerados com a ajuda de um computador, daí o

nome Digital Eletro-hidráulico – DEHC, muitas

vezes usado nestes sistemas.

O sistema do DEHC combina as vantagens de um

controlador eletrônico com um sistema hidráulico

de alta pressão totalmente independente do

sistema de lubrificação. Esta combinação permite

introduzir sinais de realimentação que aumentam

a precisão, a rapidez e a confiabilidade da

resposta do controle.

No suprimento de óleo para o acionamento das

válvulas do sistema, existem, no mínimo, dois

conjuntos com bomba, filtro de descarga e válvula

de descarga e, no retorno para o tanque de óleo,

existem dois conjuntos de filtro seguido de

resfriador.

O óleo do DEHC é o “tri-phosphate ester”, com

resistência a fogo e de boa estabilidade, o qual é

armazenado em reservatório de aço inoxidável.

Junto ao reservatório existe uma umidade polidora

com um filtro de compostos de areia em série com

outro de celulose. Para se purificar o óleo do

DEHC, é necessário desviar parte do fluxo de

descarga da bomba em operação para passar

através da unidade polidora e de volta para o

tanque de óleo, de acordo com a orientação do

Setor de Química e com os Procedimentos de

Operação. Em alguns sistemas, esta unidade

polidora pode ser um pacote à parte.

Pontos normalmente supridos pelo óleo do DEHC:

Válvulas de Reaquecido da Turbina (bloqueio e

interceptadoras); Válvulas Principais da Turbina

(bloqueio ou parada e governadoras ou de

controle); Válvulas de Desarme da Turbina pela

parte do DEHC (solenóide e Válvula de Interface

que são montadas em paralelo); Válvulas de

Proteção contra Sobrevelocidade; Válvula Piloto

de Ar para as Válvulas de Retenção da Extrações

da Turbina; Válvula Piloto de Parada;

Acumuladores de alta pressão de óleo para

acionamento das Válvulas de Vapor para a

Turbina.

As válvulas de bloqueio e de bloqueio de

reaquecido são válvulas normalmente abertas ou

fechadas. As válvulas governadoras e as

interceptadoras são válvulas moduladas.


II.2. SISTEMA DE ÓLEO LUBRIFICANTE

Como os sistemas de óleo mineral são

susceptíveis a incêndios, todas as partes são

projetadas para pressões muitíssimo mais altas do

que as esperadas em operação normal.

Todas as linhas de óleo de retorno sem pressão,

esvaziamento, desaeração e exaustão de gases

de óleo são dimensionadas em relação à sua

resistência como as linhas de pressão de óleo de

lubrificação dos mancais. As linhas de pressão de

óleo dos mancais são dimensionadas para a

altura (pressão) de descarga da bomba principal

de óleo com fluxo mínimo e com sobrevelocidade.

A bomba principal de óleo está acoplada no

próprio eixo da turbina e é dimensionada para a

soma da quantidade de óleo de lubrificação e da

quantidade requerida pelo ejetor de sucção. Sua

altura manométrica de descarga é dimensionada

de modo a ultrapassar a pressão de óleo das

bombas auxiliares de óleo de plena carga, quando

sua rotação ainda estiver ligeiramente abaixo da

nominal.

As bombas auxiliares de óleo de plena carga,

alimentadas eletricamente, são dimensionadas,

cada uma, para a soma da quantidade do óleo de

lubrificação e, se aplicável, do óleo do girador do

eixo da turbina. Suas alturas manométricas de

descarga são dimensionadas de modo que se

alcancem as pressões hidráulicas necessárias

para o girador do eixo da turbina e a pressão de

lubrificação dos mancais.

Uma bomba de óleo de emergência é

dimensionada para a quantidade de óleo de

lubrificação necessária até a parada do turbo-

gerador. Sua altura manométrica de descarga

garante a pressão mínima de lubrificação

necessária.

As bombas de óleo de levantamento são

dimensionadas para a quantidade de óleo que

escorre pela ranhura dos mancais durante o

levantamento do eixo. A altura manométrica de

descarga é dimensionada para a pressão

necessária exigida para o levantamento de todo o

eixo do conjunto turbo-gerador.

A capacidade de armazenamento do tanque

principal de óleo é projetada de modo que a

quantidade de óleo armazenada no tanque

durante a operação, não seja recirculado mais do

que 8 vezes por hora (principalmente devido à

separação do ar). O tanque de coleta de descarga

é dimensionado para a totalidade de óleo

existente no sistema.

O sistema de suprimento de óleo de lubrificação,

pode ser subdividido em :

• Suprimento e retorno de óleo lubrificante e

óleo motriz;

• Suprimento de óleo de levantamento;

• Ttratamento do óleo da turbina;

• Exaustão de gases.

A temperatura do óleo é controlada através de um

controle de desvio do fluxo de óleo dos

resfriadores. As temperaturas de óleo nas linhas

de entrada e saída são monitoradas através de

vários pontos de medição. Utiliza-se um ponto de


medição na linha de saída para o controle da

temperatura do óleo.

O fluxo de óleo para os mancais é conduzido

através de um filtro duplo de óleo. Antes das

entradas dos compartimentos dos mancais da

turbina e do gerador, são utilizadas válvulas

restritoras de óleo dos mancais, através das

quais, é ajustada a quantidade necessária de óleo

de lubrificação para o mancal correspondente.

Quando aplicável, o óleo para acionamento do

girador do eixo é retirado do coletor pressurizado

e suprido ao girador através de válvulas.

O óleo de lubrificação que escorre das carcaças

dos mancais é conduzido de volta ao tanque

principal de óleo através de um coletor comum.

O óleo de descarga dos blocos dos mancais

anteriores da turbina de alta pressão, devido às

condições locais e devido às grandes

quantidades, é conduzido de volta para o tanque

principal de óleo através de uma linha separada.

Durante a partida e parada, o turbo-gerador é

suprido através de uma das bombas auxiliares de

óleo de plena carga. Ela recalca o óleo do tanque

principal de óleo para um coletor de óleo

pressurizado. Um pouco antes da turbina atingir a

sua rotação nominal, o sistema de suprimento de

óleo de lubrificação é assumido pela bomba

principal de óleo. A bomba principal de óleo é

acionada pela turbina através de uma

engrenagem. O ejetor aspira o óleo do tanque

principal de óleo e gera uma pressão suficiente

para todas as condições operacionais na sucção

da bomba principal de óleo. Assim é assegurado

que a bomba principal de óleo efetue a operação

garantidamente sem cavitação. O óleo para

impulso é extraído do tubo coletor de óleo

pressurizado através de um orifício.

A bomba de óleo de emergência, ligada à rede de

suprimento elétrico ininterrupto, em caso de

“black-out” ou perda da bomba principal de óleo e

das bombas de óleo auxiliares, assegurando o

suprimento de óleo aos mancais durante a

desaceleração do turbo-gerador.

O nível de óleo no tanque principal de óleo, assim

como a pressão no coletor de óleo pressurizado

são monitorados através de medições de nível e

pressão respectivamente.

A pressão do óleo dos mancais, após passar nos

resfriadores de óleo, é reduzida para a pressão de

óleo de lubrificação dos mancais. O controle da

temperatura do óleo em um valor constante é

realizado com a válvula de três vias, através do

desvio do resfriador, efetuando-se, assim, uma

mistura de óleo. O fluxo de água de resfriamento

pelo resfriador é constante.

O dispositivo de óleo de levantamento serve para

levantar todo o conjunto do rotor, assim que o

dispositivo do girador do eixo da turbina seja

ligado. Em baixas velocidades, a movimentação

de rotação do eixo é aliviada pelo óleo de

levantamento, evitando-se o atrito. Para que este

suprimento ocorra também em caso de “black-

out”, uma das duas bombas de óleo de

levantamento é conectada ao suprimento elétrico

de emergência.


Uma das duas bombas de óleo de levantamento,

recalca diretamente do tanque principal de óleo,

para os mancais.

O controle de uma pressão constante no coletor é

efetuado através de uma válvula limitadora de

pressão. Ao ultrapassar uma determinada

pressão, o óleo excedente é conduzido de volta

ao tanque principal de óleo.

Cada mancal é suprido através de um coletor.

Antes da entrada de cada mancal, existem

válvulas de ajuste fino, através das quais podem

ser ajustadas as pressões de óleo de

levantamento necessárias para cada mancal.

A circulação e purificação contínua do óleo são

executadas durante a operação por meio da

unidade de purificação de óleo. Esta unidade

pode, ainda, fazer a purificação do óleo,

retornando ao tanque de drenagem com ajuda de

uma bomba de retorno.

A bomba de recirculação succiona óleo de ambas

as câmaras do tanque principal e retorna-o ao

tanque através de um filtro de malha fina.

A tubulação de descarga é protegida contra

sobrepressurização por meio de uma válvula de

segurança.

Quando aplicável, o dispositivo girador do eixo da

turbina é feito através da ação de óleo de impulso

em uma roda de palhetas, o eixo da turbina é

acionado durante a partida e parada. O óleo de

impulso que escoa é conduzido de volta ao tanque

de óleo principal.

O eixo do gerador possui, no lado da turbina e no

lado da excitatriz, mancais radiais, que são

lubrificados com óleo pressurizado a partir de um

coletor. Durante a partida da turbina, estes dois

mancais e mais o da excitratiz auxiliar são

supridos com óleo de levantamento. O óleo que

escorre é retornado através da linha de retorno de

óleo dos mancais.

O gerador pode ser selado por óleo e, neste caso,

o Sistema de Óleo de Selagem do Gerador é

suprido pelo Sistema de Suprimento de Óleo de

Lubrificação da turbina através da linha de retorno

de óleo dos mancais. O óleo de selagem

excedente é retorna ao tanque de descarga.

II.3. SISTEMA DE ÓLEO DE PARADA (ISOLANTE)

Conforme já foi citado, o Óleo de Parada é uma

ramificação do Óleo Lubrificante. Através de um

orifício, o óleo lubrificante vasa para um coletor

que, estando a Turbina desarmada, este óleo é

drenado de volta ao reservatório.

Quando se Rearma a Turbina, o caminho de

dreno deste óleo é fechado e então este coletor

volta a ser pressurizado. Com a pressurização

deste coletor, a válvula de interface, válvula esta

que drena o Sistema de Óleo de Controle, é

também fechada, pois o Óleo de Parada atua num

dos lados do diafragma desta válvula.

Qualquer sinal de desarme para a Turbina atuará

uma solenóide que irá drenar este Óleo de

Parada, da mesma maneira que desarmes ,como

baixo vácuo e baixa pressão de óleo dos mancais,

atuam numa alavanca que também drena este

Óleo de Parada. Como já visto, drenando este


Óleo de Parada, a válvula interface irá se abrir

drenando o Óleo de Controle que, por sua vez, irá

fechar todas as Válvulas da Turbina,

Governadora, Interceptadoras e Válvulas de

Bloqueio e, desta maneira, a Turbina será

desarmada.


A exemplo dos sistemas de segurança, por serem

os Sistemas de Óleo da Turbina essenciais na

manutenção da confiabilidade da usina, há um

programa de inspeções periódicas, além de

praticamente todos os seus equipamentos

pertencerem ao programa de manutenção

preditiva em que são monitoradas vibrações das

bombas e inspeções dos trocadores de calor.

Os Sistemas de Óleo de Controle e de

Lubrificação, como foi visto, têm redundância em

todos os equipamentos, o que permite a

realização de testes sem interrupção dos

sistemas. Todos os desarmes da Turbina podem

ser simulados, mesmo estando a turbina em

operação. Mesmo com a usina em operação,

todas as válvulas da turbina são testadas em sua

operabilidade.


As manutenções corretivas mais comuns nos

sistemas de óleo são pequenos vazamentos em

válvulas e troca de gaxetas, visto que estes

sistemas já são bastante consagrados.

Quando considera-se a parte de controle

elétrico/eletrônico do Sistema de Óleo de Controle

o DEHC, depara-se com o problema do

obsoletismo de seus componentes em virtude do

avanço muito rápido dos recursos eletrônicos.

Angra 1, com 20 anos de operação, está trocando

todo o sistema computacional, principalmente a

parte de hardware do DEHC.


As Turbinas a Vapor são equipamentos com uma

tecnologia muito desenvolvida A vida útil dos

Sistemas de Óleo da Turbina que fazem parte do

equipamento turbina, por conseqüência, também

tem uma performance muito boa.

Os problemas ficam por conta do hardware do

sistema de controle que, na realidade, não é parte

desta descrição, se considerarmos o Sistema de

Óleo de Controle como somente o Sistema de

Suprimento de Óleo de Controle. Desta maneira,

podemos dizer que a vida útil destes sistemas é

de 25 anos.

REFERÊNCIAS



– Eletronuclear SA.


Sistema de Proteção Contra Incêndio

RESUMO

Uma Central Nuclear normalmente está dividida

em diversas Áreas de Risco de Incêndio. A

primeira consideração neste "lay-out" é a

separação de componentes e sistemas de

segurança de suas contra partes redundantes e a

isolação e separação de riscos de incêndio dos

sistemas de segurança. É feita também a

consideração sobre o isolamento de

concentrações de combustíveis, previsão de vias

de acesso e saída das áreas de Risco para o

pessoal da Usina e Brigadas de Incêndio. Cada

edifício da Usina é separado por barreiras físicas

ou por distâncias adequadas. O Edifício da

Turbina é separado dos Edifícios da Usina

Primária por barreiras corta-fogo. O Sistema de

Proteção Contra Incêndio é parte de um programa

de proteção contra fogo, como parte de uma

política da empresa. O incêndio numa Usina

Nuclear, além de trazer todas as consequências

ruins deste tipo de acidente numa indústria, tem

ainda o problema da probabilidade de liberação de

radioatividade. Com base nesta política, um

princípio de incêndio numa instalação nuclear

requer que seja implementado o Plano de

Emergência. Normalmente, toda Usina Nuclear,

além de contar com o apoio da Brigada de

Incêndio do Município, tem sua Brigada própria.

Esta Brigada recebe todo tipo de treinamento de

uma Brigada profissional desde a conceituação

teórica até os exercícios práticos de combate a

incêndio em área aberta e confinada. Exercícios

simulados de incêndio são realizados como parte

do programa de retreinamento dos bombeiros. As

Usinas possuem um sistema de alarme e

indicação de incêndio e sistemas de combate

propriamente ditos, que são específicos para cada

tipo de área. Para fazer frente a um princípio de

incêndio, existe toda uma estrutura

organizacional. O primeiro combate é feito sempre

por membros da Brigada da Central, composto

por, no mínimo, um bombeiro profissional, o

encarregado de turno da operação, que é o

coordenador da equipe, operadores, técnicos da

manutenção, guardas de segurança física,

técnicos da Proteção Radiológica e Técnicos da

Química. O Sistema de Proteção Contra Incêndio

compõe-se de Sistemas Automáticos de CO2 e

Sistemas com Água Doce, incluindo borrifadores,

hidrantes, sistema deluge, sprinker, entre outros.

A experiência na manutenção destes sistema

permite-se prever uma vida útil de 30 anos.

I. DESCRIÇÃO DOS SISTEMAS

I.1. SISTEMA AUTOMÁTICO DE CO2

Este sistema é projetado para descarregar

quantidade suficiente de gás carbônico durante o

incêndio para assegurar apropriada atmosfera de

extinção de fogo dentro do compartimento

envolvido. São as seguintes as áreas protegidas

com este sistema:


• Sala dos Geradores Diesel;

• Sala dos Computadores;

• Sala de Cabos;

• Sala dos Barramentos de Segurança.

A descarga do gás em cada área deve ser iniciada

por operação de um detetor de taxa de elevação

de temperatura, termostato, detetor de ionização

ou, manualmente, por atuação remota ou local.

Quando a liberação do gás é comandada pelos

processos acima, os controles do sistema fazem

soar um alarme audível no compartimento

correspondente vinte segundos antes da liberação

do gás, acionando o correspondente anunciador

na Sala de Controle. O alarme local possibilita a

evacuação do local por pessoas ali presentes

antes da liberação do gás.

Cada cilindro de 75 libras (34kg) de CO2 é

equipado com válvulas de pressão, possuindo um

disco de segurança para liberar gás a uma

pressão de 300% da pressão normal de operação.

As válvulas dos cilindros são adaptadas a uma

linha de descarga que são conectadas por tubos

flexíveis a um coletor comum. As linhas de

descarga possuem válvulas de retenção para

evitar perda de gás, enquanto um ou mais

cilindros são desconectados do coletor. Em um

painel de controle, estão localizados todos os

disjuntores, relés auxiliares, relés de tempo e

blocos terminais, que possibilitam a operação

manual remota do sistema, bem como teste dos

circuitos de alarme e operação dos cilindros. Os

alarmes referentes à atuação do sistema de CO2

são vistos no Painel de Anunciadores de Incêndio

na Sala de Controle.

I.2. SISTEMA COM ÁGUA DOCE

A água para este sistema é fornecida,

normalmente, por um reservatório situado fora da

Usina. Uma pressão mínima de 10 Kgf/cm2 pode

ser mantida no sistema através de um reservatório

situado numa cota mais alta ou através de

bombas.

Normalmente, usa-se o mesmo reservatório de

água potável, sendo a tomada de água para o

sistema de incêndio em um ponto mais baixo do

reservatório, de modo que um grande volume de

água seja estritamente reservado para este

sistema.

No caso da Central Nuclear de Angra, o sistema é

alimentado por gravidade, fornecendo uma altura

de coluna d'água suficiente para produzir uma

pressão de aproximadamente 10 kgf/cm2. Um

pressostato localizado no coletor principal do

sistema causa alarme na Sala de Controle em

caso de perda de pressão no sistema.

I.2.1. Sistema de Borrifo de Água (DE LUGE)

Este sistema é automático, supervisionado por

dispositivos de detecção de calor por taxa de

elevação de temperatura e com válvulas de alto

fluxo tipo "DE LUGE" instalados nos circuitos.

Os detetores são montados em sistemas de

supervisão independentes e atuam na válvula

automática (MULTIMATIC) de suprimento de água

para o ramal acidentado, que também pode ser

acionado manualmente pela quebra do vidro na

estação localizada próxima ao equipamento. Esta

estação também pode ser usada para os testes

normais do sistema.


Os equipamentos protegidos por sistema de

borrifo são os seguintes:

• Transformadores principais;

• Transformador Auxiliar de Serviço;

• Transformador auxiliar da Unidade;

• Reservatório de óleo lubrificante da

turbina;

• Tanque de óleo limpo-sujo da turbina;

• Unidade de selagem do hidrogênio;

• Filtros do sistema de ventilação.

I.2.2. Sistema de "Sprinklers" de Tubos

Úmidos

As salas de gabinetes elétricos/eletrônicos são

protegidas por sistemas automáticos de

"Sprinklers" de tubos úmidos.

O sistema de tubo úmido utiliza "Sprinklers"

resistentes ao fogo, atuados pelo calor, para

controlar o fluxo de água para a área sob sua

proteção. Quando o calor de um incêndio aumenta

a temperatura do "sprinkler" até sua temperatura

de projeto, no caso 100oC, o bulbo de vedação

fundirá, permitindo a liberação do fluxo de água.

Uma válvula de retenção com alarme especial

projetada para operar um alarme quando a água

fluir levantar-se-á de sua sede e permitirá o fluxo

de água pelo "Sprinkler" que foi aberto pelo

incêndio. Uma pequena quantidade de água será

desviada para uma câmara de retardo onde o

aumento de pressão atuará um pressostato que

dará alarme na Sala de Controle. A descarga do

"Sprinkler" é interrompida pelo fechamento da

válvula obturadora manual localizada

imediatamente a montante da válvula de retenção

com alarme. Um alarme de problema soará

quando a válvula obturadora for movida da

posição inteiramente aberta (se for fechada).

I.2.3. Caixas de Incêndio e Mangueiras de

Incêndio

Nos diversos Edifícios da Usina são instaladas

Caixas de Incêndio e linhas de mangueiras

vulcanizadas com esguicho e carretel para enrolá-

las ("Hose Reel") supridos pelo reservatório

principal de água através de 4 linhas derivadas do

coletor principal, com válvulas que permitem o

isolamento parcial dos sistemas com mínima

interrupção.

No interior da contenção, também são instaladas

Caixas de Mangueira

I.2.4. Hidrantes

A proteção da Área Externa à Usina é feita por

uma rede de hidrantes. Um coletor subterrâneo

em volta da Usina, suprido pelo Sistema de

Proteção Contra Incêndio, possui válvulas que

permitem o isolamento parcial do sistema com

mínima interrupção de serviço durante uma

quebra da linha principal ou de manutenção.

I.3. SISTEMA DE COMBATE A INCÊNDIO NOS

EDIFÍCIOS DOS GERADORES DIESEL

Para o combate a incêndio nas salas dos painéis

de comando e controle e do sistema de

ventilação, são colocados extintores portáteis de

CO2. A sala do Gerador Diesel possui um Sistema

Deluge. Para a sala do Tanque Diário dos

Geradores Diesel, é instalado o Sistema de "Spray

Water" (água nebulizada).


Normalmente, o caminhão de espuma da Usina

fica estacionado próximo às salas dos Geradores

Diesel como mais uma medida de segurança.

A água de alimentação do sistema “Spray Water”

vem da rede de água do Sistema de Proteção

Contra Incêndio.

O sistema é constituído por 2 Detetores de

ampola "Quartzoid" instalados na tubulação

principal e acima do tanque, os quais mantêm

fechada a água para as tubulações onde se

encontram os Projetores de Média Velocidade que

descarregam a água em forma pulverizada,

constituída de partículas finamente divididas e em

densidade uniforme. O funcionamento do

elemento sensível que proporciona a abertura da

água se dá quando a temperatura atingir 79oC.

Quando ocorre a atuação do sistema, o fluxo de

água acionará o Motor de Alarme Hidráulico, que

provocará um alarme sonoro contínuo local, muito

estridente, e haverá a atuação da "Chave

Detentora de Fluxo de Água" que alarma no painel

de controle do sistema de incêndio do gerador

diesel que, por sua vez, alarmará nos painéis do

comando local e remoto (na Sala de Controle).

O Sistema de Combate a Incêndio (Deluge) das

Salas dos GD é acionado manualmente com o

acionamento da botoeira ou com a abertura da

válvula de desvio, que comandará abertura de

uma válvula solenóide que, por sua vez, permitirá

a abertura da válvula Deluge, possibilitando a

passagem de água para as tubulações do sistema

e também para a linha do alarme sonoro

hidráulico, onde está localizado um pressostato

que, percebendo a variação de pressão,

comandará o acionamento dos alarmes visuais e

sonoros nos painéis de controle local e na sala de

controle da Usina. Este comando também

acionará uma sirene com luzes localizadas

externamente ao edifício dos Geradores.

A água de alimentação do sistema vem da rede

de água do Sistema de Proteção Contra Incêndio.

O sistema é constituído por três coletores, sendo

que um está em cada lateral do Gerador Diesel e

outro central ao mesmo. Para ocorrer vazamento

de água para o combate ao incêndio, fazem-se

necessários a atuação da válvula deluge e o

rompimento dos bulbos de cada um dos sprinklers

localizados no coletor central e, para os coletores

laterais, faz-se necessário atuar, além da válvula

deluge, 1 de 2 comandos térmicos (rompimento

de bulbo por alta temperatura) que permitirá o

vazamento para o respectivo coletor e bicos

ejetores direcionados ao Gerador Diesel. Há dois

comandos térmicos para cada coletor lateral,

tornando-os independentes quando da atuação do

sistema.

II. MANUTENÇÃO PREDITIVA



Análise de Segurança – RFAS - possui um



sistemas e equipamentos relacionados à

segurança da planta.


Periódicos (por experiência), durante paradas, são


feitas inspeções em trechos do coletor principal

com vistas a identificar pontos de corrosão.


O Sistema de Proteção Contra Incêndio, por não

possuir equipamentos rotativos e por permanecer

a maioria do tempo na condição estática e numa

atmosfera agressiva de beira de mar, apresenta,

durante os testes, problemas de emperramento

de dispositivos e válvulas na maioria das vezes

devido à corrosão.


A vida útil do Sistema de Proteção Contra

Incêndio está limitada, principalmente, pelos

problemas de corrosão nos coletores de aço

carbono convencional, vida esta de não mais do

que 30 anos.

REFERÊNCIAS





Sistema de Pulverização do Envoltório de Contenção

RESUMO

O Sistema de Pulverização do Envoltório de

Contenção é um sistema de segurança específico

para usinas nucleares. Ele é projetado para, num

acidente postulado de projeto com ruptura em

guilhotina do Sistema de Refrigeração do Reator

ou uma Quebra de Linha de Vapor dentro do

Envoltório de Contenção, não deixar que a

pressão interna do envoltório atinja os valores de

projeto, assumindo que toda a energia do reator

foi desprendida dentro do envoltório. A parte mais

crítica deste acidente é nos primeiros momentos

após a ruptura, onde uma grande energia é

liberada dentro do envoltório. No evento de termos

Elementos Combustíveis falhados no núcleo, este

acidente poderia aumentar o nível de Iodo dentro

do Envoltório de Contenção. A base do projeto

prevê, ainda, a remoção deste Iodo da atmosfera

da Contenção, pois se ocorrer algum vazamento

do envoltório para o meio ambiente, poderia-se

colocar em risco a população. Para o ser humano,

o Iodo é retido na tireóide, que tem uma meia vida

biológica muito maior que a normal. Os bocais

espersores do Sistema de Pulverização do

Envoltório de Contenção ficam a uma altura

suficiente para permitir a reação da Soda com o

Iodo. Esta reação produz um composto que não é

volátil e fica assim retido na água no Poço do

Envoltório. Para garantir os critérios de projeto

acima, todo o sistema é em aço inoxidável, de

classe sísmica, com iniciação automática,

redundância nos equipamentos e circuitos,

previsões de testes e tem seus equipamentos

arranjados dentro do Envoltório de Contenção, de

maneira que mísseis oriundos de acidentes

internos não venham comprometer sua

operabilidade. A vida útil deste sistema é de, no

mínimo, 30 anos, considerando que é um sistema

com poucos equipamentos, de classe de

segurança nuclear, com número reduzido de

operações, praticamente somente em testes e

com 100% de capacidade de reserva.


A função do Sistema de Pulverização do

Envoltório de Contenção é limitar o pico de

pressão no Envoltório de Contenção para valores

menores do que o da pressão de projeto durante a

fase mais crítica, seguindo um acidente de quebra

de linha do primário, com perda de refrigerante do

reator ou uma quebra da linha de vapor dentro do

envoltório. O Sistema também remove o Iodo

desprendido dos Elementos Combustíveis

falhados caso ocorra um acidente de quebra de

linha do primário.

II. DESCRIÇÃO GERAL DO SISTEMA


Contenção é composto das Bombas de

Pulverização, um Tanque de Aditivo Químico, um

Ejetor, Anéis no topo do envoltório de contenção,


Bocais espersores e tubulações e válvulas

necessárias. O Tanque de Água de

Recarregamento é a fonte de água borada para as

Bombas de Pulverização.

Quando o Sistema de Pulverização do Envoltório

de Contenção é ativado, as bombas succionam do

Tanque de Água de Recarregamento e

descarregam o fluido para os anéis e bocais

pulverizadores dentro do envoltório. Uma porção

do fluxo de descarga é direcionada para o ejetor

do Tanque de Aditivo Químico, que remove e

mistura o NaOH (Hidróxido de Sódio) contido no

Tanque de Aditivo Químico e descarrega a

mistura na linha de sucção da Bomba de

Pulverização.

Num acidente com injeção de segurança, na fase

de recirculação, o refrigerante do Poço do

Envoltório de Contenção é direcionado para os

coletores de sucção das Bombas do Sistema de

Pulverização.

III. DESCRIÇÀO OPERACIONAL DO

SISTEMA

III.1 TANQUE DE ÁGUA DE RECARREGAMENTO

Durante a fase inicial de operação, o suprimento

de água é feito pelo Tanque de Água de

Recarregamento. Dos 275.000 galões de água

borada (2.000 ppm de boro), 60.000 galões ficam

disponíveis para uso do Sistema de Pulverização

do Envoltório de Contenção e o restante para

resfriamento pelo Sistema de Injeção de

Segurança.

III.2 BOMBAS DE PULVERIZAÇÃO DA CONTENÇÃO

As bombas são horizontais, simples estágio,

centrífugas, motorizadas e cada uma é capaz de

descarregar 2.600 gpm a 20 kfg/cm2 de pressão.

Não há instrumentação associada para estas

bombas. As bombas são projetadas para trabalhar

com hidróxido de sódio e solução de boro. Estas

bombas são equipadas com selo mecânico, o qual

não requer refrigeração especial.

III.3 TANQUE DE ADITIVO QUÍMICO

O tanque é feito de aço carbono revestido

internamente com aço austenítico para protegê-lo

contra a mistura altamente corrosiva de Hidróxido

de Sódio. O tanque contém cerca de 2.000 galões

de uma solução com 30% de NaOH. O NaOH é

efetivo na remoção do Iodo, prejudicial para a

tireóide, da mesma maneira que ele aumenta o pH

da água do poço da contenção para ~8,5, o que

reduz as taxas de corrosão se comparadas,

somente, à água borada.

Na Sala de Controle, há alarme de baixo nível do

Tanque de Aditivo Químico em 80%, e as

Especificações Técnicas requerem nível mínimo

de 72%.

Para prevenir a decomposição do NaOH, é

mantida uma atmosfera inerte de Nitrogênio no

tanque.

O volume de NaOH no tanque é suficiente para,

misturados no poço do envoltório com todo o

volume do Tanque de Água de Recarregamento

mais o volume do Sistema de Refrigeração do

Reator mais o volume dos Acumuladores, manter

uma concentração de sódio na mistura final, que


mantém o pH de 8,5 e continua a remoção do iodo

mesmo na fase de recirculação.

III.4 BOCAIS DE ASPERSÃO

Os bocais de aspersão são colocados nos anéis

numa extensão de 360°. São projetados para criar

uma área de superfície suficiente para remoção

do calor e remoção do iodo.

III.5 EJETOR

O meio usado para adicionar o NaOH na água,

que será pulverizada pelo sistema de

pulverização, é o ejetor. Ele é um dispositivo que

usa a energia cinética de um líquido pressurizado,

penetrando em um outro líquido, misturando

ambos. O líquido pressurizado vem da descarga

da Bomba do Sistema de Pulverização, e a

mistura é enviada para a sucção da bomba. Os

ejetores são projetados para que a mistura não

ultrapasse o pH de 10,5 durante a fase de injeção.

III.6 REMOÇÃO DE IODO

O Sistema de Pulverização, em virtude da grande

área de superfície criada pelas gotículas que

saem dos dispersores, cria um excelente meio

para a absorção do Iodo na fase gasosa.



Contenção é iniciado pelos seguintes sinais:

• Pressão muito alta no Envoltório de

Contenção – este sinal ocorre quando a

pressão atinge 50% do valor da pressão

de projeto, cerca de 1,5 kgf/cm2;

• Iniciação Manual – duas botoeiras

acionadas simultaneamente.

Quando o sistema é atuado por uma das duas

condições acima, abrem-se as válvulas de

descarga das bombas, e elas partem.

V. OPERAÇÃO

Quando o sistema é iniciado, as duas bombas

retiram água do Tanque de Água de

Recarregamento e descarregam nos coletores

através de linhas individuais. Estas linhas são

equipadas com válvulas paralelas para assegurar

o fluxo, mesmo na hipótese de uma válvula falhar.

Estas válvulas, normalmente, estão fechadas e

abrem quando o sinal de iniciação automática

existe.

Uma parte da descarga da bomba é direcionada

para o ejetor, o qual adiciona uma mistura com

30% de NaOH no fluxo final de injeção. O Tanque

normalmente está isolado por válvulas que se

abrem quando o sinal automático de partida do

Sistema de Pulverização está presente.

O Tanque de Aditivo Químico leva

aproximadamente 30 minutos para descarregar

toda a solução de NaOH.

Durante esta fase de operação, o Sistema de

Pulverização do Envoltório de Contenção atua na

diminuição da pressão da contenção e, se

necessário, na remoção de Iodo. Da Sala de

Controle, pode-se monitorar o fluxo do Tanque de

Aditivo Químico. A pressão do Envoltório de

Contenção também é monitorada diretamente da

Sala de Controle.

Quando a fase de recirculação para o Sistema de

Injeção de Segurança é iniciada, ainda restam

80.000 galões de água borada no Tanque de


Água de Recarregamento para uso no Sistema de

Pulverização. Esta reserva garante operação do

Sistema de Pulverização para a completa adição

de NaOH.

Quando atinge o nível muito baixo no Tanque de

Água de Recarregamento, a sucção das Bombas

do Sistema de Pulverização deve ser trocada para

o Poço da Contenção, onde toda a água dos

Acumuladores, do Sistema de Refrigeração do

Reator e do Tanque de Água de Recarregamento

foi coletada.

A fase de recirculação será tão longa quanto for

necessária para diminuir a pressão do Envoltório

de Contenção.


Como sistema de segurança nuclear, ele está

incluído no programa de testes periódicos da

usina.


Por ser um sistema que não opera em condições

normais e somente em testes parciais, mesmo

assim, parcialmente, porque somente as bombas

são testadas, as manutenções corretivas são

praticamente zero.


A vida útil do Sistema de Pulverização do

Envoltório de Contenção é superior a 30 anos.

REFERÊNCIAS





Sistema de Radiocomunicação

RESUMO

Os sistemas de radiocomunicação existentes no

Brasil representam parte considerável dos

equipamentos auxiliares necessários para o

monitoramento contínuo dos processos de

produção, neste caso, da energia nas centrais

termelétricas. Em função das características dos

equipamentos quanto à operacionalidade e

observância, quanto à manutenção, bem como à

substituição por equipamentos tecnologicamente

mais modernos, que podem incorrer na

obsolescência dos mesmos, tem merecido a

atenção de técnicos e engenheiros com a

finalidade de preservá-los e diminuir os custos

com a depreciação. Conseqüentemente, este

trabalho visa a estudar os principais aspectos

operacionais e de manutenção dos equipamentos

correlatos à radiocomunicação, bem como

apresentar valores indicativos da vida útil dos

mesmos para efetuar os cálculos de depreciação.

Estima-se a vida útil em 20 anos.

I. INTRODUÇÃO

A utilização dos sistemas de radiocomunicação

dos transceptores VHF,UHF,FM, AM, Celulares,

Pagers e PABX correspondem ao conjunto de

equipamentos auxiliares necessários à

monitorização assistida de todas as etapas de

produção de energia nas centrais termelétricas,

permitindo a melhoria dos sistemas de controle e

automação devido à rapidez e à facilidade de

controle a distância. Além disso, propicia um

ambiente de trabalho mais organizado,

favorecendo a segurança dos operadores.

Estes equipamentos devem permitir a

comunicação entre pessoas em locais diferentes,

máquinas posicionadas a distancia do operador

ou de uma sala de controle.

De acordo com [6], historicamente, o campo das

comunicações tem-se apresentado bastante

promissor de idéias, praticamente desde o

primeiro sistema opto-telegráfico apresentado pelo

físico inglês Robert Hooke, em 1684, à Royal

Society de Londres.

Cem anos mais tarde, o engenheiro francês

Claude Chappe construiu mais de 500 estações

de sinalização na França, que vieram a tornar-se

a primeira rede organizada de telecomunicações.

Além disso, com a invenção do telefone, com

Grahan Bell no século XIX, a instalação dos

primeiros cabos submarinos, a evolução de

dispositivos eletrônicos cada vez menores e a

transmissão de voz via satélite(1957), o campo

das radiocomunicações sofreu uma grande

expansão e implantação nas unidades de

produção industriais, principalmente, depois que

G. Marconi demonstrou a capacidade global deste


meio para propagação em alta freqüência (HF)

entre 3 MHz e 30 MHz.

No Brasil, esta expansão e modernização dos

sistemas radiocomunicadores iniciou-se na

década de 1950, face ao interesse do governo

federal na expansão do setor das

telecomunicações e elétrico com a finalidade de

atender o aumento da população e do consumo

de energia elétrica e, com isso, minimizar a

possibilidade do racionamento de energia em

decorrência da estiagem nos principais

reservatórios de centrais hidrelétricas no país.

Novos investimentos têm sido efetuados,

principalmente, na implantação das centrais

termelétricas devido à característica peculiar de

possuírem menor prazo para entrada em

operação, de acordo com [1, 2], bem como

garantir a segurança e a monitorização continuada

e total dos processos. Para tanto, foram instituídos

o Programa Prioritário das Termelétricas e o

Programa de Expansão e Modernização dos

Sistemas de Radiocomunicação.

No mercado, dentre os fabricantes de linhas de

comutação por circuito, base da comunicação

telefônica e redes de informações, têm-se

destacado: ENGESBRA e Sul America Philips.

A Sul America Philips atua no mercado desde

1971, iniciando suas atividades com a instalação

de centrais telefônicas CPA (Controle por

Programa Armazenado), tais como a TELESP,

TELERJ, entre outras.

A ENGESBRA Telecomunicações Ltda foi

fundada em 1987 e, atualmente, destaca-se na

venda de rádios bidirecionais Motorola.

Segundo [3], devido às recentes tecnologias de

compressão de dados e voz, ao longo da década

de 1990, algumas operadoras de telecomunicação

estão substituindo a tecnologia de comutação por

circuito para a tecnologia da rede única baseada

em pacotes digitalizados, aumentando a

confiabilidade, a sensibilidade e o alcance do

sistema, sem fios, via satélite. Neste meio,

destacam-se a tecnologia WAP (Wireless

Application Protocol) e redes mais velozes, como

EDGE (Enhanced Data Rates for Global

Evolution) e GPRS (General Packer Radio

Service).


A radiocomunicação pode ser efetuada através de

módulos de comunicação ou transceptores,

divididos em três partes: emissor, transmissor e

receptor.

É importante ressaltar que estes equipamentos

operam em conjunto, devendo-se ajustar a faixa

de freqüência de operacionalidade de cada um de

forma a evitar ruídos, ou seja, interferência.

Para VHF, as freqüências abrangem de 30 MHz a

300 MHz. Para UHF, de 300 MHz a 3.000 MHz e,

acima de 3.000 MHz, corresponde às Microondas

[6]. Estas últimas apresentam grande aplicação

nas indústrias aeronáutica e aeroespacial.


O alcance máximo para VHF é de 200 milhas,

enquanto que, para UHF e microondas, pode

atingir até 600 milhas.

Ao longo da trajetória percorrida pelas ondas de

rádio, podem ocorrer perdas devido à atenuação

ou absorção dos raios pelas chuvas, neve ou

“fog”, vapor d’água ou oxigênio, desvanecimento

tipo multipercurso em função da existência de

obstáculos naturais (montanhas), do período

(horas matinais nos meses quentes) e das

tempestades solares.

Dentre os equipamentos utilizados para a

radiocomunicação, destacam-se: o transceptor

portátil (microfone e alto-falante, Pagers e

Celulares, por indivíduo); o transceptor móvel

(antena, alimentação, microfone e alto-falante, em

carros e caminhões ); e Estação Fixa/Repetidora

(antenas para transmissão em UHF / VHF / FM,

Codificadores e Internet na sala na central

termelétrica); e sistemas PABX para envio de

mensagens.

No Brasil, de acordo com as normas ABNT, os

sistemas de radiocomunicação estão

padronizados, contemplando as seguintes

normas:

• NBR 8765: fixa as condições exigíveis

para os equipamentos em VHF/UHF, com

capacidade de 24 canais telefônicos,

operando nas faixas designadas para

atender serviços públicos;

• NBR 10620: prescreve limites e métodos

de medição de interferência

eletromagnética de receptora de

radiodifusão e de televisão;

• NBR 7875: estabelece prescrições

referentes ao instrumento de medição de

tensão campo de radiointerferência na

faixa de 0,15 a 30 MHz.

• NBR 12939: fixa características técnicas

mínimas exigíveis para a interface entre

equipamentos de comunicação de dados

(ECD) e a rede telefônica pública, para

velocidade de transmissão de sinal de

dados de até 20.000 bit/s;

• NBR 9611: padroniza código brasileiro de

caracteres a ser usado em sistemas de

processamento de dados, sistemas de

comunicação e equipamentos associados

para intercâmbio de informação;

• NBR 13083: fixa requisitos técnicos

mínimos exigidos das Centrais Privadas de

Comutação Telefônica ( CPCT ), cujas

ligações são Controladas por Programa

Armazenado ( CPA ) e que utilizam

tecnologia de estado sólido de forma

preponderante para o desempenho de

suas funções de controle das ligações.

Somente os transceptores portáteis funcionam

com baterias ou pilhas, devendo-se atestar a

durabilidade das mesmas e evitar que vazem no

interior dos compartimentos, comprometendo a

vida útil do equipamento.

Os transceptores móveis funcionam conectados à

bateria dos carros e caminhões, devendo-se evitar

mantê-los em ambientes quentes devido à

insolação, pois pode danificar os sensores.

Os transceptores fixos/repetidoras funcionam

diretamente conectados à rede elétrica, devendo-


se assegurar a existência de estabilizadores

confiáveis para evitar sobrecarga de corrente e

tensão de forma a não queimar os circuitos

eletrônicos internos.

II.1. TIPO EMISSOR

O emissor, que pode ser móvel ou não, contempla

todos os equipamentos capacitados para

converter os sinais analógicos e/ou digitais em

ondas eletromagnéticas com freqüência e

comprimento de onda definidos. Normalmente, os

sinais são utilizados para a monitorização do

funcionamento de equipamentos.

II.2. TIPO TRANSMISSOR

O transmissor, constituído por conversores e

antenas, permite a transmissão destes sinais

eletromagnéticos a distâncias limitadas pela

potência dos conversores.

II.3. TIPO RECEPTOR

O receptor, que também pode ser móvel ou não,

realiza o trabalho inverso do emissor, convertendo

os sinais eletromagnéticos em sinais analógicos

e/ou digitais, que podem ser interpretados

diferentemente dependendo da interface utilizada.

III. MANUNTEÇÃO PREVENTIVA

Neste tipo de manutenção, no sistema de

radiocomunicação remota e sem atendentes,

deve-se efetuar de forma a descobrir eventuais

defeitos antes que eles causem as falhas reais,

evitando interromper o serviço, a destacar:

• Patrulhar e inspecionar periodicamente a

linha da central repetidora, para evitar

perdas de sinal, falhas dos equipamentos

eletrônicos e falhas no fornecimento de

energia;

• Efetuar pequenos reparos e mudanças nas

antenas ou nas estruturas das torres para

evitar perdas de potência;

• Afastar galhos e cortar árvores;

• Trabalhar em equipes de testes nas

centrais adjacentes localizadas nas

proximidades das centrais

receptoras/repetidoras, procurando

esclarecer as falhas encontradas e

reportadas;

• Manter contínua observância dos

dispositivos eletrônicos de microondas e

circuitos integrados internos dos

transceptores móveis e portáteis, bem

como do estado operacional e de

conservação das fontes elétricas;

• Procurar evitar o acúmulo de poeira e

sujeira, o desgaste e/ou envelhecimento

precoce dos circuitos dos sensores nos

equipamentos;

• Evitar instalar os equipamentos em lugares

desprovidos de pára-raios ou permissíveis

à existência de animais e insetos.

IV. MANUNTEÇÃO CORRETIVA

Neste tipo de manutenção, pode ocorrer uma

interrupção do serviço, sendo a falha prontamente

localizada e as unidades defeituosas recolocadas,

se necessário. É mais comum nos transceptores

de transmissão, nas salas das repetidoras e nos

terminais de microondas. Pode-se destacar:

• Ajustar os amplificadores, de forma a

manter os ganhos adequados e

freqüências características;


• Corrigir os equivalentes de transmissão

dos circuitos externos, internos e

individuais;

• Corrigir os chaveamentos defeituosos na

rede de comunicações, nas mesas de

testes e painéis. O uso de “stand-by” é

recomendável;

• Efetuar a adequabilidade das variações

permissíveis da freqüência nas centrais

repetidoras.


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

Comutação

(transmissor/receptor)

15

Estação de Comutação 15

Celulares 12

Antenas 15

Postes 30

Cabos Aéreos 30

Cabos Subterrâneos 40

Cabos Blindados 30

Fios Aéreos 25

Unidades Portáteis 6

Pilhas 2

Baterias 2

A introdução de novos equipamentos, resultando

na obsolescência tecnológica dos existentes e,

por conseguinte, em grandes retiradas de tal

instalação, pode alterar este quadro, talvez

drasticamente, e encurtar a vida útil do

equipamento para fins de depreciação.

REFERÊNCIAS

[1] C & I – Controle e Automação, Grupos

Encontram Dificuldade para Viabilizar Projetos de

Geração Termelétrica, pp 82, julho de 2000.

[2] C & I– Controle e Automação,Automação no

Setor Sucroalcooleiro – Tendência para

Integração das Células, pp 26, agosto de 2000.

[3] P & S – Produtos e Serviços, Publicação

BANAS, Fornecedores de radiocomunicação,pp

25 e 77, junho de 1999.

[4] Word Telecom, IDG Computer Word do Brasil,

pp 22, ano III, no. 27, outubro 2000.

[5] Castilho, A . , Relatório de Estágio – Embraer,

Escola Federal de Engenharia de Itajubá, abril de

1987.

[6] Hamsher D. H., Sistemas de

Telecomunicações, Editora Guanabara Dois S.A.,

pp 716 - 724, Rio de Janeiro, RJ, 1980.


Sistema de Refrigeração de Emergência do Núcleo do Reator

RESUMO

O Sistema de Refrigeração de Emergência do

Núcleo é o nome dado a um conjunto de sistemas

de segurança que foram projetados para fazer

frente a um acidente básico de projeto. A quebra

de uma linha de vapor no final de um ciclo de

combustível levaria o Reator a uma condição

bastante insegura em função da diminuição da

margem de desligamento do mesmo, da mesma

maneira que a quebra de uma linha do Sistema de

Refrigeração do Reator colocaria em risco o

resfriamento do Núcleo do Reator. Nestas

condições, o Sistema de Refrigeração de

Emergência do Núcleo atuaria no sentido de

aumentar a margem de desligamento do Reator e

garantir seu resfriamento. O Sistema de

Refrigeração de Emergência do Reator

compreende os sistemas de Injeção de

Segurança, Remoção de Calor Residual e

Acumuladores. Todos os equipamentos que

compõem estes sistemas estão localizados nos

Edifícios de Segurança da Usina, que são

construídos atendendo normas rígidas de

segurança. A alimentação elétrica destes

sistemas faz parte do sistema de alimentação

elétrico de segurança, que tem garantida a

alimentação elétrica, mesmo sem nenhum suporte

externo de energia. Para garantir a operabilidade

destes sistemas, visto que os mesmos não estão

normalmente em operação, são realizados testes

periódicos com critérios de aceitação bem

definidos. O projeto destes sistemas atende

alguns critérios que estabelecem, além de

duplicidade de sistemas, meios diferentes para

chegar a um mesmo fim. Como conseqüência de

que todos os equipamentos que compõem este

sistema são de classe nuclear e, com base na

experiência, podemos concluir que a vida útil de

40 anos como prognosticada pelos fabricantes é

aceitável.

I. BASES DE PROJETO


Núcleo é projetado de forma a satisfazer diversos

critérios de segurança e confiabilidade, dentre os

quais:

I.1. LIMITES DA ‘NUCLEAR REGULATORY

COMMISSION – NRC” ESTABELECIDOS NA

NORMA 10 CRF 50 PARA CONDIÇÕES DE

ACIDENTES

• temperatura máxima do encamisamento =

1204 °C;

• Durante um acidente, há a formação de H2

pela reação do Zircaloy dos Elementos

Combustíveis com a água. A máxima

quantidade de H2 gerada devido a esta

reação deverá ser menor do que 1% de


todo o H2 que poderia, teoricamente, ser

gerado no interior do envoltório de

contenção;

• A oxidação máxima do encamisamento

deverá ser menor que 17% da espessura

do encamisamento;

• O sistema deve ser capaz de prover um

resfriamento de longo termo;

• O núcleo deve manter uma geometria que

propicie o seu resfriamento, mesmo

durante acidente.

I.2. CRITÉRIO DE FALHA ÚNICA

• O Sistema de Refrigeração de Emergência

do Núcleo é capaz de manter o

resfriamento de emergência do núcleo

mesmo com a ocorrência de uma única

falha ativa ou passiva durante a fase de

recirculação.

I.3. MARGEM DE DESLIGAMENTO

• A atuação adequada do Sistema

possibilitará a manutenção em, pelo

meno,s 5 DeltaK/K, com todas as barras

inseridas, exceto a mais reativa.

II. FUNÇÕES DO SISTEMA


Núcleo proporciona o resfriamento de emergência

do núcleo e aumenta sua margem de

desligamento nos casos de acidentes com perda

de refrigerante do reator ou quebra da linha de

vapor principal.

III. DESCRIÇÃO OPERACIONAL DO

SISTEMA

III.1. OPERAÇÃO NORM AL

Durante a operação normal da usina, o sistema

fica alinhado para uma injeção de segurança, e

somente uma das bombas de recirculação do

tanque de injeção de boro fica em operação para

que não ocorra precipitação da solução de ácido

bórico no interior do tanque.

III.2. FASE DE INJEÇÃO

O objetivo desta fase é inserir reatividade negativa

no Núcleo do Reator e recobrir o mesmo de modo

a permitir o seu resfriamento.

Nesta fase, a água borada vinda do Tanque de

Água de Recarregamento é enviada para o

Núcleo do Reator através das pernas frias e

injetadas diretamente no Vaso do Reator. Durante

os 3 minutos iniciais de injeção, a água é injetada

pelo Sistema de Injeção de Segurança na perna

fria passando pelo tanque de injeção de boro,

arrastando ácido bórico a aproximadamente

21.000 ppm, de modo a combater inserções de

reatividade positiva, como as que ocorrem no

caso de quebra da linha de vapor principal. Após

esse tempo, é iniciada a injeção direta no Vaso do

Reator pelo Sistema de Injeção de Segurança.

Se a pressão do SRR atingir valores inferiores a

52,7 Kg/cm2, teremos a injeção dos Acumuladores

nas pernas frias. Caso a pressão caia ainda mais

e alcance valores inferiores a 10 Kg/cm2, teremos

também a descarga das Bombas do Sistema de

Remoção de Calor Residual diretamente no Vaso

do Reator.

Para grandes rupturas no Sistema de

Refrigeração do Reator, a sua despressurização é


bem rápida, e os Acumuladores iniciariam a sua

injeção em torno de 10 a 12 segundos após o

início do acidente.

III.3. FASE DE RECIRCULAÇÃO - PERNA FRIA

A mudança para esta fase deve ser iniciada

quando for atingido o ponto de alarme de nível

muito baixo no Tanque de Água de

Recarregamento, desde que exista nível

adequado no Poço do Envoltório de Contenção.

Nesta fase, a água borada que vazou do Sistema

de Refrigeração do Reator para o Poço do

Envoltório de Contenção é recirculada para o

núcleo através das pernas frias e de injeção

diretamente do vaso do reator. Agora, o objetivo é

remover o calor de decaimento radioativo do

Núcleo do Reator.

III.4. FASE DE RECIRCULAÇÃO - PERNA QUENTE

Nesta fase, a água borada que vazou do Sistema

de Refrigeração do Reator para o Poço do

Envoltório de Contenção é recirculada para o

núcleo através, somente, das pernas quentes.

Agora, o objetivo é estabelecer e manter a

condição de subresfriamento no núcleo, além de

remover o ácido bórico depositado nas estruturas

superiores do mesmo, trazendo este ácido bórico

de volta para a água que está resfriando o núcleo.

A mudança para esta fase deve ser executada

cerca de 24 horas após a ocorrência do acidente.

IV. DESCRIÇÃO DOS EQUIPAMENTOS

IV.1. TANQUE DE ÁGUA DE RECARREGAMENTO

Características

Volume total 1,08 x 106 litros

Concentração de boro 2000 ppm

IV.2. TANQUE DE INJEÇÃO DE BORO

Características

Volume total 3,41 x 103 litros

Pressão de projeto 192,33 Kg/cm2

Temperatura de operação 68,3 °C - 79,4 °C

Concentração de boro 20000 ppm - 22500

ppm

Aquecedores 12 Externos

(elétricos) 12 KW

IV.3. TANQUE DE SURTO DE INJEÇÃO DE BORO

Características

Volume total 283,9 litros


Concentração de boro 20000 ppm - 22500

ppm

Aquecedor 6KW Imersão

(elétrica)

IV.4. BOMBAS RECIRCULAÇÃO DE INJEÇÃO DE

BORO

Características

Tipo centrífuga

Pressão de projeto 10,5 Kg/cm2

Pressão de descarga máxima 3 Kg/cm2


Fluxo de projeto 75,7 lpm

IV.5. BOMBAS DE INJEÇÃO DE SEGURANÇA

Características

Tipo Centrífuga

Pressão máxima de descarga 152 Kg/cm2

Fluxo de descarga 2,65 x 103 lpm


IV.6. ACUMULADORES

Característica

Pressão de operação 52,7 kg/cm2

Temperatura de operação 49 °C

Volume normal 35400 litros

Concentração de boro 2000 ppm

V. INSTRUMENTAÇÃO

São vários os intertravamentos existentes entre as

válvulas do Sistema de Refrigeração de

Emergência do Núcleo para fazer frente aos

vários modos de operação.

Os Tanques de Injeção de Boro e seu Tanque de

Surto possuem controle de temperatura.

Geração do Sinal S - Sinal de Atuação de Injeção

de Segurança:

Manual: Coincidência de 1 e 2 chaves

Alta Pressão no Envoltório de Concentração:

Coincidência: 2/3 canais

Valor de Atuação: 0,28 kg/cm2

Objetivo da Proteção: evitar liberação de produtos

radioativos, limitando a pressão no interior do

envoltório de contenção.

Baixa Pressão na Linha de Vapor Principal:

Coincidência: 2/3 canais em 1/2 linhas de vapor

Valor de Atuação: 42 kg/cm2

Objetivo da Proteção: neutralizar inserção de

reatividade positiva no núcleo do reator.

Baixa Pressão no Pressurizador:

Coincidência: 2/4 canais

Valor de atuação: 122,15 kg/cm2

Objetivo da Proteção: atenuar a perda do

refrigerante e os seus efeitos, além de servir de

reserva para a quebra da linha de vapor.

VI. ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS

As Especificações Técnicas são requisitos

regulados pela Comissão Nacional de Energia

Nuclear, principalmente para os sistemas de

segurança, que têm que ser cumpridos pelo

Operador sob pena de multas e suspensão da

Licença de Operação.

Para o Sistema de Refrigeração de Emergência

do Núcleo são as seguintes as Especificações

Técnicas aplicadas:

VI.1. REATOR NÃO PODERÁ SER CRITICALIZADO

A MENOS QUE AS SEGUI NTES CONDIÇÕES

ESTEJAM SATISFEITAS:

• O Tanque de Recarregamento contém não

menos que 1.040.000 litros (275.000

galões) de água com uma concentração de

boro de, pelo menos, 2000 ppm.

• O Tanque de Injeção de Boro contém não

menos que 3.400 litros (900 galões) de

11,5 a 13 % por peso (20.000 a 22.500

ppm de boro) de solução de ácido bórico a

uma temperatura de, pelo menos, 63 °C

(145 °F). Dois canais de aquecimento de

linha devem estar disponíveis para o

caminho de fluxo.

• Cada Acumulador está pressurizado a,

pelo menos, 50,4 Kg/cm2 (716,8 psig) e

não mais que 53,3 Kg/cm2 (758,1 psig) e

contém um mínimo de 34.990 litros

(1235,3 pés cúbicos) ou um máximo de

35.810 litros (91264,5 pés cúbicos) de


água com uma concentração de boro de,

pelo menos 1900 ppm. Nenhum dos

Acumuladores pode ser isolado, exceto

como descrito no item “g” abaixo.

• Duas bombas de remoção de calor

residual juntamente com suas válvulas e

tubulações associadas estão operáveis.

• Duas bombas de injeção de segurança

juntamente com suas válvulas e


• Dois Trocadores de Calor Residual

juntamente com suas válvulas e


Durante operação em potência, os requisitos

acima podem ser modificados como descrito

abaixo na especificação para permitir que

qualquer um dos seguintes componentes fique

inoperante a qualquer momento. Se o sistema não

é restabelecido para atingir os requisitos acima,

dentro dos períodos especificados, o reator deve

ser desligado sendo mantido a temperaturas e

pressões de 0% de potência, utilizando

procedimentos normais de operação. Se os

requisitos não estão satisfeitos dentro de 48 horas

adicionais, o sistema deve ser resfriado utilizand-

se os procedimentos normais de operação.

• Um acumulador pode ser isolado por um

período que não exceda 4 horas.

• Uma bomba de Injeção de Segurança

pode estar fora de serviço, desde que a

bomba seja restituída para o estado

operável dentro de 24 horas, e a bomba

restante seja demonstrada operável.

• Uma bomba de remoção de calor residual

pode estar fora de serviço, desde que a

bomba seja restituída para o estado

operável dentro de 24 horas, e a outra

bomba de remoção de calor residual seja

demonstrada operável.

• Um trocador de calor residual pode estar

fora de serviço, desde que seja restituído

para o estado operável dentro de 48 horas.

• Qualquer válvula necessária ao

funcionamento do sistema durante e após

as condições de acidente pode estar

inoperante desde que seja restituído ao

estado de operável dentro de 24 horas, e

todas as válvulas no sistema que

proporcionam a função redundante sejam

demonstradas operáveis.

• Durante operação normal, um canal de

aquecimento do tanque de injeção de boro

e / ou um canal de aquecimento de linha

pode estar inoperável por 30 dias desde

que as temperaturas do tanque e dos

caminhos de fluxo sejam verificadas e

estarem ≥ 63 °C (145 °F) pelo menos a

cada 6 horas. Caso contrário, desligar o

Reator dentro de 12 horas.

VII. MANUTENÇÃO PREDITIVA



Análise de Segurança – RFAS - possui um




segurança da planta, sendo o mais importante

deles o Sistema de Refrigeração de Emergência

do Núcleo.


VIII. MANUTENÇÃO CORRETIVA

Dos sistemas que compõem o Sistema de

Refrigeração de Emergência do Núcleo, somente

o Sistema de Remoção de Calor Residual opera

durante condições de partida e parada, sendo que

os demais somente em condições de emergência.

Por operarem muito pouco, mais em condições de

testes, estes sistemas apresentam um número

muito reduzido de manutenções corretivas.

As manutenções corretivas mais comuns são

devido a vazamentos nas selagens das Bombas

de Injeção de Segurança e troca de gaxetas em

válvulas.


os mínimos vazamentos são logo detectados em


Para vazamentos maiores, além das mudanças

nas condições operacionais dos sistemas, eles

são facilmente detectados ou pelos sistemas de

detecção de vazamentos, ou pelos sistemas de


IX. VIDA ÚTIL ECONÔMICA

A vida útil do Sistema de Refrigeração de

Emergência do Núcleo como informada pelo

fabricante/projetista da usina é de 40 anos,

principalmente em função dos critérios de

fabricação dos componentes de classe de

segurança nuclear.

REFERÊNCIAS





Sistema de Refrigeração do Reator

RESUMO

O Sistema de Refrigeração do Reator numa usina

nuclear tem tarefas operacionais, como de

segurança. Ele é o centro do sistema e é nele que

se encontra o Reator Nuclear que é chamado de

coração da usina. Ele é um sistema fechado e

fisicamente está localizado dentro das grandes

estruturas do Envoltório de Contenção, que

funcionam como uma proteção para eventuais

acidentes, tantos externos quanto internos. Em

função da capacidade da usina este sistema

poderá ter um, dois, três ou quatro circuitos.

Unidade com cerca de 650 MWe possui 2

circuitos; unidade com 980 MWe possui 3 circuitos

e unidade com 1350 MWe possui 4 circuitos. Esta

descrição é típica para usinas com reator de água

pressurizada - PWR, podendo ter pequenas

variações de uma usina para outra em função da

filosofia de cada fabricante e do número de

circuitos que cada uma. Nela está descrito as

funções do sistema, sua descrição considerando

os critérios de projeto, detalhes, e conexões com

outros sistemas. Com relação aos equipamentos é

feito uma descrição sumária dos principais

equipamentos como as Bombas de Refrigerante

do Reator, Geradores de Vapor, Pressurizador,

Tanque de Alívio do Pressurizador e o Reator que

é tema de uma descrição específica. Com relação

a instrumentação do sistema são descritos os

principais controles e pontos de medição de

vazão, temperatura, nível e pressão. Num item

específico é feito uma descrição da operação do

sistema, considerando condições de partida da

planta, operação a potência e a parada. Da

manutenção é feito uma descrição considerando

os principais programas de manutenção para este

sistema. Uma análise sobre a vida útil do sistema

é feita com base na vida útil de seus

equipamentos e a experiência nuclear. O

fabricante informa que a vida útil do Vaso do

Reator é da ordem de 40 anos. As primeiras

usinas nucleares de potência são do final da

década de 50 e o grande impulso do programa

nuclear mundial ocorreu nas década de 70 e 80,

ou seja, ainda não existe uma experiência nuclear

que possa comprovar estas afirmativas. Com

relação aos Geradores de Vapor, tem usinas que

foram obrigadas a troca-los com apenas 20 anos

de uso, embora a vida útil definida pelos

fabricantes também seja de 40 anos. Desta

maneira uma vida útil de 30 anos pode ser

considerada para o Sistema de Refrigeração do

Reator.


A principal função do Sistema de Refrigeração do

Reator é transportar a energia térmica gerada no

Reator e pelas Bombas de Refrigeração do Reator

até os Geradores de Vapor, onde esta energia é

transferida ao sistema secundário.


O sistema tem ainda as funções de remover a

energia gerada no combustível devido ao

decaimento dos produtos de fissão após o

desligamento do reator, atuar como meio de

transporte para o veneno solúvel (boro), funcionar

como barreira de contenção dos produtos de

fissão, melhorar a economia de nêutrons no reator

atuando como refletor e atuando como moderador

de neutrôns.


O sistema consiste de circuitos de transferência

de calor conectados em paralelo ao vaso do

reator. Como já mencionado podem ser 1, 2, 3 ou

4 circuitos. As usinas brasileiras de Angra 1 tem 2

circuitos e Angra 2 tem 4 circuitos.

Cada circuito contém uma Bomba de Refrigerante

do Reator e um Gerador de Vapor. Além destes

equipamentos o sistema inclui um Pressurizador,

um Tanque de Alívio do Pressurizador, tubulações

e instrumentação necessária ao controle

operacional do sistema.

Todos os equipamentos do sistema estão

localizados dentro do envoltório de contenção.

Durante a operação do sistema, as Bombas de

Refrigeração do Reator fazem circular água

pressurizada através do Vaso do Reator e dos

circuitos de refrigeração do reator.

A água que serve como refrigerante do reator,

moderador de nêutrons e solvente do ácido bórico

(usado para controle de reatividade), é aquecida a

medida que passa através do reator. A água então

flui até os Geradores de Vapor, onde o calor é

transferido ao Sistema de Vapor Principal, e daí

retorna às Bombas de Refrigerantes do Reator

para repetir o ciclo.

A pressão no Sistema de Refrigeração do Reator

é controlada pelo Pressurizador, onde água e

vapor são mantidos em equilíbrio por aquecedores

elétricos e spray de água. Para reduzir as

variações de pressão no Sistema de Refrigeração

do Reator devido a contração e expansão do

refrigerante do reator, vapor é formado (pelos

aquecedores) ou condensado (pelo spray do

Pressurizador).

No Pressurizador há válvulas de alívio e válvulas

de segurança, que quando operadas descarregam

no Tanque de Alívio do Pressurizador, onde o

vapor é condensado e resfriado por uma mistura

com água fria vinda dos sistemas auxiliares de

água de reposição.


III.1. VASO DO REATOR

O vaso do reator é cilíndrico, com tampa inferior

hemisférica soldada e tampa hemisférica superior

removível, flangeado com anéis de vedação. Este

vaso contém o núcleo e as estruturas de suporte

do núcleo do reator, barras de controle, barreira

térmica e outras partes associadas diretamente

com o núcleo.

As barras de controle são operadas por meio de

mecanismos selados, montados na tampa

superior.

O vaso do reator tem tantos bocais de entrada e

de saída quanto o número de circuitos e


dependendo do fabricante tem bocais específicos

para injeção de segurança. Os bocais de entrada

e saída são localizados em um mesmo plano

abaixo do flange da tampa superior e acima do

topo do núcleo do reator. O refrigerante entra no

vaso do reator através dos bocais de entrada e flui

de cima para baixo no espaço anelar entre o barril

do núcleo da parede do vaso do reator, até a base

do núcleo e daí flui para cima através do núcleo

até os bocais de saída. O vaso é do aço carbono

com uma camada de aço inoxidável austenítico

em todas as superfícies em contato com o

refrigerante do reator.

A selagem do vaso do reator é feita através de

anéis metálicos circulares localizados entre os

flanges do vaso do reator e da tampa.

Vazamentos na selagem são detectados e

coletados através de sistemas de detecção de

vazamentos, que alarmam na Sala de Controle.

A pressão e temperatura de projetos para vasos

de pressão típicos de Angra 1 e Angra 2 são

respectivamente 175 Kgf/cm2 e 345oC. O diâmetro

médio de um bocal de saída ou entrada é cerca

de 70 cm.

III.2. GERADOR DE VAPOR

Os Geradores de Vapor são idênticos, um para

cada circuito do Sistema de Refrigeração do

Reator. O Gerador de Vapor é do tipo vertical,

tubos em U, equipado com um separador de

umidade. O refrigerante do reator entra por um

bocal situado na base hemisférica inferior do

gerador de vapor, flui através dos tubos em U

invertidos e sai em um segundo bocal também

situado na base hemisférica inferior.

A base hemisférica inferior é dividida em câmara

de entrada e câmara de saída, por meio de uma

placa de separação vertical que vai desde a

tampa da base hemisférica até a base do espelho.

O acesso de pessoal para inspeção e manutenção

pode ser feito tanto pela câmara de entrada (base

inferior, lado primário) como pela câmara de

separadores de umidade (parte superior, lado

secundário) que dá acesso até o bocal de saída

de vapor, no topo do Gerador de Vapor. Os

Geradores de Vapor são instalados acima do vaso

do reator, pois este arranjo assegura circulação

natural para a remoção de calor residual. A

estrutura dos Geradores de Vapor é feita de aço

carbono. Os tubos de transferência de calor são

de inconel, o lado primário do espelho do feixe de

tubos é revestido com inconel e as demais

superfícies interiores em contato com o

refrigerante do reator são revestidas com aço

inoxidável austenítico.

Em média um Gerador de Vapor a 100% de

potência tem uma taxa de troca de calor de 950

MWt, com uma vazão de aproximadamente 4500

Kg/s, com a temperatura de entrada da água do

primário de 324oC e a temperatura de saída de

287oC, pressão de operação de 157 kgf/cm2. No

lado secundário a temperatura de entrada da água

de alimentação é de aproximadamente 210oC e a

temperatura do vapor de 280oC, com uma pressão

de 64 Kgf/cm2 e 0,25% de umidade.

III.3. BOMBA DE REFRIGERAÇÃO DO REATOR

As Bombas de Refrigeração do Reator são do tipo

centrífugas, eixo vertical estando o motor montado

acima do eixo da bomba.


Um volante de inércia está montado na parte de

cima do eixo do motor. Quando há perda de

alimentação elétrica AC para o motor, a inércia do

volante garante a vazão de refrigerante, durante

um período de tempo (100 segundos) suficiente

para assegurar a remoção de calor necessária

para evitar danos ao núcleo do reator.

Uma seção de selagem do eixo da bomba

consistindo de três selos arranjados em série,

controla vazamento ao longo do eixo da bomba,

de forma que o vazamento de refrigerante do

reator para o Envoltório de Contenção é

praticamente zero. A água de selagem a alta

pressão, suprida pelo Sistema de Controle

Químico e Volumétrico é injetada na bomba,

através de uma conexão na parede da barreira

térmica. Uma parte da água de selagem sobe pelo

eixo da bomba passando pelo mancal radial

inferior e pelos selos da bomba. A outra parte da

vazão de água de selagem desce pelo eixo da

bomba, passa pela barreira térmica, onde impede

que o refrigerante do reator suba pelo eixo da

bomba.

Estas bombas normalmente são de um único

estágio com uma pequena altura manométrica,

cerca de 80m a 90m, porém, com uma grande

capacidade de fluxo 360.000 lpm a 450.000 lpm.

Usam motor de indução gaiola de esquilo,

refrigerados a ar com potência média de 6 MWe

cada uma.

III.4. PRESSURIZADOR

O Pressurizador é o local no Sistema de

Refrigeração do Reator onde vapor e líquido

saturado coexistem em equilíbrio e dessa forma

mantém o sistema subresfriado, já que a

temperatura do Pressurizador é maior do que a do

Sistema de Refrigeração do Reator. A

manutenção do equilíbrio entre vapor e líquido

saturado permite o controle de pressão do

Sistema de Refrigeração do Reator.

O Pressurizador é um vaso cilíndrico vertical, com

as tampas hemisféricas superior e inferior feitas

de aço carbono, com revestimento de aço

inoxidável austenítico em todas as superfícies em

contato com o refrigerante do reator. Aquecedores

elétricos de imersão são instalados na base do

vaso, enquanto que as junções da linha de spray,

Válvulas de Alívio e Válvulas de Segurança são

instaladas na tampa superior do vaso. Os

aquecedores podem ser removidos para

manutenção ou substituição.

O Pressurizador é projetado para acomodar as

expansões e contrações volumétricas causadas

por variações de carga. A linha de surto, que sai

da base do Pressurizador, interliga-o à perna

quente de um dos circuitos do Sistema de

Refrigeração do Reator. Durante expansões

volumétricas (devidas a aumento de temperatura)

o sistema de spray, cuja água vem das pernas

frias do Sistema de Refrigeração do Reator,

condensa parte do vapor existente no

Pressurizador, evitando que a pressão atinja o

valor de atuação das Válvulas de Alívio. As

Válvulas de Spray são moduladas pelo Sistema

de Controle de Pressão do Pressurizador,

podendo ser operadas manualmente da sala de

controle. Durante contrações volumétricas do

Sistema de Refrigeração do Reator, a


transformação de água em vapor e conseqüente

geração de vapor por atuação automática dos

aquecedores, mantém a pressão acima do valor

em que ocorre o desligamento do reator por baixa

pressão.

A pressão e temperatura de projeto do

Pressurizador é de aproximadamente 175 Kgf/cm2

e 360 0C respectivamente. A capacidade dos

aquecedores é função da capacidade da planta,

para uma planta semelhante a Angra 1 é de cerca

de 1.000 KWe, para Angra 2 é de cerca de 2.000

KWe.

III.5. VÁLVULAS

O Sistema de Refrigeração do Reator possui

relativamente poucas válvulas no processo. As

mais importantes são as Válvulas de Spray,

Válvulas de Alívio e Válvulas de Segurança.

As Válvulas de Spray estão conectadas nas linhas

de Spray e são usadas quando o Sistema de

Controle de Pressão necessita diminuir a pressão,

o que é feito pela abertura destas válvulas para

borrifar água mais fria na atmosfera de vapor

dentro do Pressurizador. Estas válvulas tem um

dispositivo que permite um fluxo mínimo para

evitar choque térmico nos bocais e manter a

concentração de boro no Pressurizador o mais

próximo possível da do sistema.

Tanto as Válvulas de Alívio como de Segurança

fazem parte do sistema de controle e proteção de

pressão do Sistema de Refrigeração do Reator.

Elas estão conectadas a linhas que saem do

Pressurizador e a descarga vai para o Tanque de

Alívio do Pressurizador. As Válvulas de Alívio não

são parte dos sistemas de segurança e possuem

uma válvula de isolação a montante. As Válvulas

de Alívio fazem parte do controle de pressão do

Sistema de Refrigeração do Reator, podendo ser

operadas manualmente pelos operadores da Sala

de Controle.

As Válvulas de Segurança são operadas

automaticamente quando a pressão atinge níveis

pré-ajustados e seu fechamento é feito por ação

de molas.

III.6. TANQUE DE ALÍVIO DO PRESSURIZADOR

A função principal do Tanque de Alívio do

Pressurizador é receber, condensar e resfriar a

descarga das válvulas de alívio e de segurança do

Pressurizador. O Tanque de Alívio do

Pressurizador também recebe as descargas de

válvulas de segurança de outros sistemas

localizados dentro do envoltório de contenção.

O vapor originário do Pressurizador é

descarregado no Tanque de Alívio do

Pressurizador através de um conjunto de

chuveiros localizados abaixo do nível de água no

tanque.

Este arranjo permite que o vapor se condense

devido a mistura com água no tanque de alívio do

Pressurizador, que normalmente está a uma

temperatura baixa. Um sistema auxiliar faz o

resfriamento do tanque após uma descarga de

vapor do Pressurizador.

Discos de ruptura são instalados no tanque de

alívio do Pressurizador para proteger o mesmo de

uma sobrepressão.


Uma atmosfera de nitrogênio a baixa pressão é

normalmente mantida no tanque.


Nas pernas quentes e frias do Sistema de

Refrigeração do Reator são instalados termopares

para medir as temperaturas. Estas temperaturas

transmitidas pelos detetores são usadas para

desenvolver sinais de ∆T e Tmed para os

sistemas de proteção e controle. A partir destes

sinais, o sistema de proteção computa o ∆T do

refrigerante do reator - temperatura da perna

quente (TH), menos a temperatura da perna fria

(TC) - e a temperatura média do refrigerante do

reator (Tmed). O ∆T e Tmed de cada circuito é

indicado no painel principal. O sinal de ∆T e Tmed

de cada circuito pode atuar alarmes no painel

principal. O sinal de temperatura média ainda é

usado nos controles de nível do PZR, no sistema

de desvio de vapor, sistema das barras de

controle e outros controles da planta.

Os sinais de temperatura média individual são

usados em lógicas de bloqueios e sistemas de

proteção.

Para condições de partida e parada existem

sensores especiais de temperatura.

Indicações de pressão dos circuitos são usados

também para intertravamentos e sistemas de

proteção e controle.

O Sistema de Controle de Pressão do Sistema de

Refrigeração do Reator utiliza de sensores de

pressão instalados no Pressurizador. Estes

mesmos sensores também enviam sinais para o

sistema de proteção.

V. OPERAÇÃO

Considerando a condição mais crítica, que é

aquela quando a usina vem de uma longa parada

para manutenção, como por exemplo, troca de

elementos combustíveis. Nesta condição, o reator

está na pressão atmosférica e a temperatura de

50 oC.

A partida da condição subcrítica/fria segue os

seguintes passos:

• Desgaseificação e suspiro do Sistema de

Refrigeração do Reator, enchimento com

refrigerante;

• Teste de estanqueidade do Sistema de

Refrigeração do Reator;

• Aquecimento do Sistema de Refrigeração

do Reator através da operação das

Bombas de Refrigeração do Reator e

aquecimento da tubulação do vapor

principal com uma pressão de

aproximadamente 6 kgf/cm2;

• Diluição do Sistema de Refrigeração do

Reator;

• Criticalidade do Reator;

• Aquecimento da Turbina;

• Sincronismo;

• Aumento de potência do Gerador até

100%.

Nas variações de carga em usinas nucleares

normalmente procura-se fazer variações rápidas,

em forma de degrau (com tamanho limitado), que

acontecem por exemplo no caso de perturbações

na rede ou variações lentas em forma de rampa,


que acontecem nas operações de seguimento de

carga (ciclo dia/noite). No primeiro caso usa-se as

barras de controle e no segundo caso, variando a

concentração de boro do sistema.








segurança da planta e naqueles como o Sistema

de Refrigeração do Reator que são importantes

para a operação e confiabilidade da unidade.


Periódicos, há programas específicos por exemplo

para monitoração de trocadores de calor, onde

são feitos testes não destrutíveis para predizer as

condições dos tubos e paredes dos mesmos, da

mesma maneira que há um programa de controle

de vibrações em bombas e análise de óleos de

equipamentos.

Para os Geradores de Vapor, a experiência

nuclear mostrou a necessidade de se fazer um

programa especial de testes envolvendo ECT

(Eddy Current Test) nos tubos, Sludging Lancing

no lado secundário, tratamentos químicos,

inspeções visuais e com fibras óticas etc., que

permitem acompanhar o estado dos tubos.

Critérios definidos, com base na experiência

nuclear, mostram quando tem-se que tamponar

tubos para minimizar as chances dos incidentes

com furos de tubos. Operações com furo de tubos

em Geradores de Vapor são incidentes

largamente treinados pela equipe de operação,

pois envolvem contaminação do circuito

secundário e se não conduzido corretamente

poderá levar a liberação de contaminação para o

meio ambiente.

Como a maioria dos equipamentos do Sistema de

Refrigeração do Reator não tem redundantes, a

exemplo da maioria dos sistemas de uma planta

nuclear, quando das paradas para recarga, as

principais válvulas como do Spray, Alívio e de

Segurança, sofrem testes especiais, da mesma

maneira que as Bombas de Refrigeração do

Reator que passam por inspeções no sistema de

selagem com troca dos selos.


O Sistema de Refrigeração do Reator em virtude

do pequeno número de equipamentos e de sua

operação contínua, tem pouca manutenção

corretiva.

A experiência mostra que as Válvulas de Spray e

Válvulas de Alívio são os equipamentos com o

maior número de manutenções corretivas.

Manutenções corretivas no Sistema de

Refrigeração do Reator são delicadas e requerem

um planejamento muito bem feito em função da

alta temperatura e pressão com que o sistema

trabalha e devido as altas taxas de doses

radioativas.

Sempre que possível, as manutenções neste

sistema são deixadas para oportunidades de

paradas para recarga dos elementos

combustíveis ou por alguma outra necessidade.



A vida útil do Sistema de Refrigeração do Reator é

ditada principalmente pela vida útil do Vaso do

Reator. A ductilidade do vaso do reator é a sua

capacidade de poder deformar-se sob carga antes

de atingir a ruptura. A variação da temperatura de

transição de frágil para dúctil, chamada de NDTT,

está correlacionada com a exposição a nêutrons

rápidos sofridos pelo vaso. Para evitar tensões no

vaso de pressão, a pressão do Sistema de

Refrigeração do Reator é limitada até que a

temperatura de vapor esteja suficientemente alta,

da mesma maneira que também é limitada a taxa

de aquecimento e resfriamento do Sistema de

Refrigeração do Reator. As especificações

técnicas da usina definem curvas operacionais

com áreas de atuação, que levam em

consideração exatamente estas relações de

temperatura e pressão.

Preso dentro do vaso do reator existem provas,

amostras de material do vaso, que são retirados

em intervalos preestabelecidos para que seja feito

uma análise dos esforços sofridos pelo fluxo de

nêutrons.

O fabricante informa que a vida útil do Vaso do

Reator é da ordem de 40 anos. Como as primeiras

usinas nucleares de potência são do final da

década de 50 e considerando que o grande

impulso do programa nuclear mundial ocorreu nas

década de 70 e 80, ainda não existe uma

experiência nuclear que possa comprovar estas

afirmativas.

Com relação aos Geradores de Vapor, tem usinas

que foram obrigadas a troca-los com apenas 20

anos de uso, embora a vida útil definida pelos

fabricantes também seja de 40 anos. Em função

desta experiência os programas de testes hoje

aplicados a estes equipamentos é bastante rígido

e com critérios bem definidos.

REFERÊNCIAS





Sistema de Resfrigeração e Purificação do Poço de Combustível Usado

RESUMO

A Piscina ou Poço de Combustível Usado numa

usina nuclear é o local de armazenagem

temporária dos Elementos Combustíveis Usados.

É o local onde também se fazem as inspeções,

testes e operações de trocas de internos dos

Elementos Combustíveis. Em vários países, por

ainda não possuírem um local definitivo para

armazenamento dos Elementos Combustíveis

Usados ou por não possuírem instalações para

reprocessamento, estas piscinas têm servido para

o armazenamento definitivo, como é o caso do

Brasil. O sistema de armazenagem da Piscina da

Usina de Angra 1 foi projetado inicialmente para

armazenar 3 núcleos inteiros. Considerando que a

cada recarga se troque 1/3 dos Elementos

Combustíveis do núcleo, sua capacidade era de 6

recargas somente, pois tinha que ser mantido

sempre o espaço para uma descarga completa do

núcleo em uso se necessário. Com uma

modificação de projeto que permitiu usar racks

compactos, a capacidade da Piscina de Angra 1

passou para 11 núcleos completos, ou seja, 30

recargas. A capacidade da Piscina de Angra 2 é

para quatro núcleos completos, ou seja, 9

recargas. Considerando esta hipótese de

armazenamento definitivo, os sistemas de

resfriamento e purificação da piscina são

projetados para uma capacidade máxima de

armazenamento. Como o Sistema de

Refrigeração da Piscina de Combustível Usado é

um sistema que deverá garantir uma operação a

longo termo, o mesmo deve ser tratado como um

sistema de segurança, com fontes de alimentação

de emergência ou fontes alternativas. Nesta

descrição, serão discutidos as funções dos

sistemas, suas descrições, instrumentação,

operação e manutenção. Também será discutido

sobre a vida útil do equipamento. A experiência

nuclear tem mostrado que a vida útil dos

Trocadores de Calor é da ordem de 20 anos. A

vida útil dos Sistemas de Resfriamento e

Purificação das Piscinas de Combustível Usados



I.1. SISTEMA DE REFRIGERAÇÃO DA PISCINA DE

COMBUSTÍVEL USADO

Remover o calor gerado pelo decaimento

radioativo dos Elementos Combustíveis Usados,

estocados na piscina.

I.2. SISTEMA DE PURIFICAÇÃO DA PISCINA DE

COMBUSTÍVEL USADO

Remover as impurezas que ficam na superfície da

água da Piscina de Combustível Usado, mantendo

uma boa visibilidade, facilitando o manuseio das

ferramentas, dos elementos combustíveis e de

seus acessórios.

II. DESCRIÇÃO DOS SISTEMAS


II.1. SISTEMA DE REF RIGERAÇÃO DA PISCINA DE

COMBUSTÍVEL USADO

O Sistema de Refrigeração da Piscina de

Combustível Usado consiste basicamente de uma

bomba centrífuga, um trocador de calor, um

desmineralizador de leito misto, um filtro,

instrumentação, tubulações e válvulas associadas.

Ele é requerido estar em operação contínua

enquanto houver elemento combustível estocado

na Piscina de Combustível Usado.

Toda usina possui, no mínimo, um sistema de

retaguarda, sendo que várias delas possuem dois

trens completos do Sistema de Refrigeração da

Piscina de Combustível Usado.

Durante a operação normal, a Bomba de

Refrigeração succiona da piscina cerca de 1 metro

abaixo do nível normal. A descarga da bomba é

enviada de volta para a PCU passando pelos

tubos do trocador de calor que recebe na sua

carcaça Água de Refrigeração de Componentes.

A descarga é feita por baixo, a aproximadamente

2 metros do topo dos elementos combustíveis.

A fonte fria deste sistema, o Sistema de

Refrigeração dos Componentes, é um sistema de

segurança que possui suas bombas e toda a

instrumentação alimentadas pelos Geradores

Diesel de Emergência.

Da mesma maneira, o Sistema de Resfriamento

da Piscina de Combustível Usado também tem

sua alimentação elétrica alinhada para o sistema

de segurança e, em alguns casos, com outras

fontes alternativas.

Como este sistema fica num edifício que

normalmente está isolado, o nível, a temperatura

e as condicões da Bomba de Refrigeração são

monitoradas continuamente por instrumentações

específicas, e qualquer anormalidade soará um

alarme na Sala de Controle.

A descarga da Bomba de Refrigeração da Piscina

de Combustível Usado pode ser enviada para um

Desmineralizador de Leito Misto e/ou Filtro,

promovendo a purificação e limpeza da água da

piscina.

Em operação normal, a Bomba de Refrigeração

succiona e descarrega de volta na PCU, passando

apenas pelo Trocador de Calor. Mas podem

ocorrer casos em que parte da descarga da

Bomba de Refrigeração seja desviada para o

Desmineralizador de Leito Misto e/ou para o Filtro.

Na linha de descarga da Bomba de Refrigeração,

dentro da piscina, existe um dispositivo para

impedir o efeito sifão que poderia levar à

drenagem acidental da piscina caso a bomba se

danificasse, uma vez que estas bombas

normalmente estão num piso inferior ao piso da

piscina. Este dispositivo é anti-sifão e consiste em

um pequeno furo feito na linha de descarga da

bomba de refrigeração, cerca de 60 cm abaixo no

nível normal. Com isso, a drenagem será

interrompida numa cota muito próxima da normal.

O filtro da Piscina de Combustível Usado é de

0,45 micra e deve ser trocado quando o diferencial

de pressão através do mesmo atingir 2,8 kg/cm2

ou a taxa de dose em contato com a parte externa

da sua carcaça atingir 0,4 Sv/h (40 Rem/h).


A Piscina de Combustível Usado pode receber

água borada de diversos pontos: Tanque de Água

de Recarregamento, Cavidade de

Recarregamento, Acumuladores, Tanque de

Espera de Reciclagem, Água Desmineralizada e

Água do Sistema de Proteção Contra Incêndios. O

objetivo é garantir que, mesmo em condições

totalmente adversas, tenha condição de suprir

água para a piscina.

II.2. SISTEMA DE PURIFICAÇÃO DA PISCINA DE

COMBUSTÍVEL USADO

Este sistema é utilizado quando se deseja

melhorar a visibilidade na Piscina de Combustível

Usado. Ele não é requerido estar em operação

contínua.

O sistema é composto de uma bomba centrífuga;

dois pontos de sucção com posicionamento

regulável manualmente (escumadeiras),

instalados próximos à borda da piscina; um filtro

tipo tela na sucção e outro tipo cartucho na

descarga da bomba e uma linha de descarga que

devolve a água da piscina em vários pontos

vizinhos e instalados próximos ao nível normal

(borda).

A sucção e a descarga deste sistema ficam em

pontos opostos ao longo do comprimento da

piscina para fazer uma varredura das

impurezas/partículas que tendem a se depositar

na superfície da água da piscina.

Da mesma maneira que o Sistema de

Refrigeração da Piscina de Combustível Usado, o

Sistema de Purificação é interligado com

praticamente todos os tanques e sistemas que

têm água borada, podendo perfazer as mesmas

funções de purificação nestes sistemas.

O filtro da descarga da Bomba de Purificação de

Superfície da piscina é de 6 Micra e deve ser

trocado quando o diferencial de pressão, através

do mesmo, atingir 1,4 kg/cm2 ou a taxa de dose

em contato com a superfície externa da sua

carcaça atingir 0,04 Sv/h (4 Rem/h).


III.1 PISCINA DE COMBUSTÍVEL USADO

A Piscina de Combustível Usado tem como função

o armazenamento seguro e subcrítico dos

elementos combustíveis, mantendo a sua

refrigeração e assegurando que os mesmos

estejam sempre cobertos com água.

A Piscina de Combustível Usado é um tanque

construído em concreto armado, reforçado e

revestido com chapas de aço inoxidável. Embora

dependa do arranjo para cada usina,

normalmente, ela tem uma comporta com um

conjunto de travas que fecha de dentro para fora,

acionada por motor elétrico e com selagem que

pode ser por borracha inflável, ar ou gás entre as

faces da comporta e o batente na estrutura da

piscina.

O acionamento para a comporta só pode ser

executado se a piscina e o outro lado, canal de

transferência ou cavidade do reator, estiverem

com o mesmo nível de água. Com a comporta

fechada, é possível drenar o outro lado.


Dentro da piscina, ficam as células (racks) que

recebem os elementos combustíveis usados e até

alguns novos em determinadas circunstâncias

(normalmente, os elementos combustíveis novos

são estocados em um outro conjunto de células

ou racks que ficam no poço de combustíveis

novos). Também no interior da piscina, ficam

alojadas a ferramenta de manuseio de

combustível usado e as ferramentas para troca

de barras de controle. Pode-se encontrar, ainda

nas piscinas, receptáculos especiais para

Elementos Combustíveis falhados e dispositivos

para análise de Sipping Can.

A piscina normalmente tem pontos (bicas) para

monitoração de vazamento do revestimento de

aço inoxidável.

III.2. DESMINERALIZA DOR DE LEITO MISTO

O leito misto contém resinas de troca iônica na

razão de 1:1 (resinas catiônicas e resinas

aniônicas).

As resinas trocadoras de íons são pequenas

bolinhas feitas de polímeros entrelaçados

insolúveis em água. As cadeias de polímeros

contêm grupos iogênicos chamados de íons fixos.

Íons de cargas opostas são atraídos para estes

íons fixos, que podem ser intercambiados

facilmente durante a purificação do poço de

combustível e progressivamente substituídos por

íons com o mesmo sinal e alta afinidade com as

resinas.

Normalmente, o fluxo flui para dentro do leito

misto através de uma entrada na sua parte

superior e, após passar através do leito de

resinas, o fluxo sai do vaso por um bocal

localizado na sua parte inferior.

O aumento da pressão diferencial através do leito

misto é conseqüência do grau progressivo de

obstrução do leito de resinas durante o contínuo

acúmulo de impurezas sólidas e coloidais. Esta

pressão diferencial é monitorada por um

instrumento de medição de pressão diferencial.

III.3. FILTRO

A tarefa principal do filtro é reter resinas todas as

vezes que ocorrer um mau funcionamento ou

quebra da tela de retenção do desmineralizador.

O filtro consiste basicamente de um vaso de

pressão vertical com tampa flangeada, contendo,

em seu interior, um cesto tipo peneira. O fluxo de

purificação entra no vaso através da parte

cilíndrica superior e deixa-o pelo bocal localizado

na cabeça torisférica inferior.

O grau de obstrução do filtro retentor de resinas é

monitorado por um instrumento de pressão

diferencial.


Os Sistemas de Refrigeração e Purificação da

Piscina de Combustível Usados estão equipados

com as seguintes categorias de pontos de

medição:

• Pontos de medição de fluxo;

• Pontos de medição de nível;

• Pontos de medição de diferencial de

pressão;

• Pontos de medição de temperatura;

• Pontos de posição de válvula.


V. OPERAÇÃO

O Sistema de Refrigeração da Piscina de

Combustível Usado é mantido em operação

contínua desde que haja Elementos Combustíveis

Usados armazenados na piscina. Durante

operações de recarga de Elementos

Combustíveis, pode ser necessária a colocação

dos dois trens em operação para manter a

temperatura da piscina dentro do limites

programados.

O Sistema de Purificação é colocado em operação

toda vez que a visibilidade da água não estiver

boa. Durante operações de recarga de Elementos

Combustíveis, este sistema permanece em

operação contínua fazendo a limpeza não só da

Piscina de Combustíveis Usados como da

Cavidade do Reator e Canais de Transferência.


Programas de análises químicas garantem a

qualidade da água que ficam armazenadas nas

piscinas de Elementos Combustíveis Usados,

diminuindo os riscos de corrosão.

A Manutenção preditiva é realizada nos trens que

estão de reserva.


As manutenções corretivas mais comuns são as

trocas de filtros que requerem cuidados especiais

na operação em função dos níveis de atividade

dos mesmos, problemas de vazamentos nas

selagens das Bombas de Refrigeração e

Purificação e troca de gaxetas em válvulas.

Devido à água da Piscina de Combustível possuir

boro, mesmo os mínimos vazamentos são logo

detectados em função da cristalização do boro

nas superfícies. Para vazamentos maiores, além

das mudanças nas condições operacionais dos

sistemas, eles são facilmente detectados ou pelos

sistemas de detecção de vazamentos ou pelos

sistemas de monitoração de áreas.


A vida útil de um leito desmineralizador é de

aproximadamente um ano. Um filtro poderá ter

uma vida útil de 3 meses a 1 ano.

A vida útil das Piscinas pode ser considerada

como permanente por tratarem de equipamentos

estáticos, com uma grande estrutura de concreto

e revestimento de aço inoxidável e ainda

considerando que há um completo programa de

acompanhamento das condições químicas da

água das piscinas.

A experiência nuclear tem mostrado que a vida útil

dos Trocadores de Calor é da ordem de 20 anos.

A vida útil dos Sistemas de Resfriamento e

Purificação das Piscinas de Combustível Usados


REFERÊNCIAS





Sistema de Resfriamento de Equipamentos

RESUMO

Denomina-se sistema de resfriamento toda gama

de componentes que tem como função reduzir a

temperatura de máquinas térmicas, reatores,

baixar a temperatura de óleo de refrigeração de

mancais de máquinas, controlar a temperatura de

processos e ambientes, entre outros. Os

equipamentos que executam essa função são

encontrados de diversos tipos e dimensões.

Podem ser trocadores de calor ou refrigeradores:

por contato direto ou indireto dos elementos, em

sistema aberto (quando o fluido refrigerante sai do

sistema) ou, ao contrário, o fluido recircula

constantemente. Na maioria dos casos, se

compõe basicamente de um tanque de

alimentação, sistema de bombeamento (ventilador

ou bomba), tanque de emergência e rede de

tubulação, além de todo instrumental de controles

de fluxo e temperatura. O objetivo principal desse

trabalho é a abordagem dos equipamentos de

refrigeração ligados à sistema de geração de

energia elétrica, principalmente no que tange aos

aspectos de manutenção e avaliação de vida útil

desses equipamentos. A compreensão dos

princípios de transferência de calor e de como

aplicá-los é importante quando se estuda o

resfriamento de equipamentos de forma geral. É

tão importante como o conhecimento dos

aspectos específicos das fontes quentes que

queremos refrigerar. Aspectos nucleares de um

reator, por exemplo, quando se trata de

refrigeração em reatores nucleares, dos ciclos

termodinâmicos em equipamentos de uma usina

termelétrica ou da termodinâmica dos diversos

processos onde esses equipamentos estão

inseridos. Esses conhecimentos, a priori, estão

intimamente relacionados à elaboração do projeto

do orçamento de custos de instalação dos

aspectos de sua manutenção e a vida útil a ser

considerada. Quer seja por um trocador líquido -

líquido, líquido - vapor/gás ou fluido – fluído,

sempre se objetiva a troca de calor com a

atmosfera, de forma natural como nas chamadas

torres de refrigeração, por exemplo, ou os

sistemas de ar forçados tipo aerocoollers em

usinas siderúrgicas ou os condensadores e

coolers das termelétricas, dentre outros. Um

reator construído somente à base de condições de

criticalidade poderá produzir apenas potência

muito baixa; outro, construído somente à base de

especificações de potência não poderá, de forma

alguma, operar. No caso de uma central térmica, o

que se espera é que o trocador de calor tenha o

máximo de eficiência, pois, assim, obteremos o

máximo de energia possível de um determinado

ciclo, embora, muitas vezes, no balanço global de

custos, o melhor seria investir de outra forma, por

exemplo, na caldeira ou turbina, para se obter um

retorno maior com o mesmo custo. A vida útil dos

equipamentos de uma instalação de refrigeração

varia muito em função do tipo de instalação, da

classe de serviço e do tempo de funcionamento

diário. Pode-se prever uma vida útil de 10 anos

em média para uma instalação que trabalhe sob


regime muito severo, no caso de resfriamento de

conversores numa aciaria LD, por exemplo, a vida

útil de alguns componentes pode ser ainda menor.

Já para instalações que trabalham com solicitação

não tão severa e que sofrem manutenção

periódica, esse tempo pode crescer para até cerca

de 20 anos.

I. INTRODUÇÃO

Os sistemas de refrigeração podem empregar

fluidos movendo-se à alta velocidade ou à baixa

velocidade.

Uma vez que a natureza das quedas de pressão

nos tubos depende fundamentalmente do tipo de

escoamento, faremos uma revisão da diferença

entre escoamento laminar e escoamento

turbulento. Existe escoamento laminar se as

partículas movem-se somente na direção do

escoamento; enquanto, no escoamento

turbulento, elas possuem movimentos parasitários

no interior da corrente. Os tipos de escoamento

podem ser distinguidos pelo número de Reynolds.

Esse número adimensional tem relação com o

diâmetro da tubulação, das características do

líquido, sua velocidade e do coeficiente de

viscosidade absoluta. Se o número for menor que

2000, consideramos o fluxo laminar, se maior que

4.000, é turbulento. É definido pela seguinte

relação:

NR = Dρν/µ

Onde: D = diâmetro, ρ = peso específico do

líquido, ν = velocidade e µ = coeficiente de

viscosidade (absoluta).

I.1. COEFICIENTES DE TRANSFERÊNCIA DE

CALOR

O coeficiente de transferência de calor é a variável

mais importante para se avaliar e projetar um

sistema de troca de calor entre dois elementos,

dependendo de uma série de fatores. São

envolvidas as propriedades básicas do

refrigerante, tais como a condutividade,

viscosidade, calor específico e peso específico.

Fatores geométricos, tais como os tamanhos, a

forma dos condutos do refrigerante e direção da

passagem do fluido em relação à superfície

aquecida também o são. A velocidade do

refrigerante, o seu grau de turbulência e a

natureza da superfície metálica são também

importantes. Como se poderia esperar, não é

possível obter-se uma fórmula única para calcular

o coeficiente de troca de calor, aplicável a todas

as situações.

Grande variedade de fórmulas empíricas são

encontradas na literatura de transferência de

calor, possuindo elas entre si afinidades

aparentemente muito pequenas, uma vez que a

escolha das combinações dos números

adimensionais depende das tendências individuais

de cada autor. Idealmente, se são disponíveis

medições experimentais num sistema de

compressão com outro pré-dimensionado, tais

medições devem ser usadas. Se nenhum dado

aplicável é encontrado, são necessários cálculos

com emprego de fatores de segurança.

I.2. RESFRIAMENTO POR CONVECÇÃO NATURAL

As fórmulas de transferência de calor do parágrafo

precedente referem-se a situações em que o

fluido é forçado através das superfícies aquecidas.


Quando o resfriamento é obtido pela remoção do

calor por convecção natural, os coeficientes de

transferência de calor são obtidos por relações

diferentes. Quantidades adimensionais são ainda

usadas, mas de um modo empírico novo.

I.3. TROCADORES DE CALOR

Havendo completado nossa análise dos princípios

gerais de transferência de calor e da correlação

entre os projetos e o aquecimento e resfriamento

do fluido, vamos ao problema lógico seguinte que

é o da utilização desses conceitos e do calor para

finalidades práticas.

A combinação mais desejável poderia consistir de

uma bomba que fizesse circular o líquido a ser

refrigerado ou o refrigerante ou ambos. A área de

troca de calor deve ser a maior possível, os

materiais com resistências mínimas, ou um

máximo de condutância térmica.

Muitas vezes é necessário que os fluidos não

entrem em contato, por exemplo, caso dos

trocadores de um reator nuclear, onde há risco de

contaminação. Nas indústrias de alimentos, esse

é um problema a ser cuidado, pois pode ter

conseqüências graves.

Às vezes, é necessário o uso canais duplos

concêntricos, com espaço livre entre eles e com

um sistema detector para assinalar o vazamento

de qualquer dos fluidos. Este espaço é cheio com

um fluido que não reage com a água, mas que

permite a condução do calor entre os ciclos

primário e secundário.

O conceito de resistência à transferência de calor

é o que melhor interpreta os fatores que

determinam as dimensões dos tubos do trocador

de calor. Muitas vezes, utilizam-se sistemas de

aletas nos tubos para aumentar a área de contato

e, portanto, de troca de calor entre os fluidos

contido em tubos metálicos, envolvidos por água

fervendo, como fluido externo. Isto em analogia

com a lei de Ohm da eletricidade.

Outro ponto considerado importante em

instalações, onde um vazamento dos fluidos

poderia comprometer a funcionalidade e a

segurança da instalação, é a necessidade de um

reservatório de emergência que garanta a

refrigeração por um período de tempo seguro.

Do sistema de refrigeração, os trocadores de calor

são os elementos mais sensíveis e mais

importantes da instalação. As instalações de

refrigeração mais antigas são tanques de

refrigeração e torres escalonadas de refrigeração.

Ambas têm o defeito de ocupar muito espaço,

baixo rendimento e dependente do vento.

• Os tanques de refrigeração abertos, sobre

os quais se esparge a água por bocais,

são utilizados para vazões até 800 m3/h.

Elimina-se cerca de 4.000 a 5.000 kcal/h

por m2.

• Engradados são feitos de madeira ou

cerâmica, geralmente em local adequado,

com alturas maiores que 8 a 10 m. A água

vem descendo através dos recipientes em

grades e refrigerando ao natural. A água é

então recolhida num tanque. Capacidade

de carga de 1 a 2 m3/h por m2 de superfície

de base.


• Torres de refrigeração: para grandes

vazões, utilizam-se hoje,

predominantemente, torres fechadas.

Podem trabalhar por transmissão de calor

de forma natural ou forçada com

ventiladores. A água de refrigeração é

bombeada e descarregada de forma

pulverizada por bocais ou dividida em

canais para cair em finas camadas que se

encontram com o ar ascendente.

I.4. CUIDADOS COM ESSES TIPOS DE

EQUIPAMENTOS

A limpeza freqüente dós módulos, tanto na torre

quanto nos tanques e a troca dos elementos dos

engradados ocorre pelo menos a cada 3 anos. Os

bocais sujos, no caso das torres , além de

exigirem grande potência da bomba, podem

ocasionar obstruções, podendo avariar as

bombas. As canalizações abertas devem ser

inspecionadas e limpas com bastante freqüência

(no mínimo a cada ano).

Dos tipos de trocador de calor, o mais comum é o

sistema constituído de um conjunto de dutos

inseridos em uma câmara ou um tubo onde,

internamente, percorre um dos líquidos e,

externamente, o outro. Nesse tipo de trocador de

calor, é muito importante a área de contato entre

os líquidos e os tubos. Eles podem ser de

correntes cruzadas, unidirecional ou ortogonais.

Normalmente, é utilizada a água como fluido

refrigerante. Nesse caso, é imprescindível se

controlar a qualidade da água. Em grandes

sistemas, tais como, usinas termelétricas e usinas

termonucleares, essa água, devido ao grande

volume utilizado, vem em estado natura, sem

tratamento. Nesse caso, a vida útil dos tubos

estará comprometida.

Na maioria dos casos, bombas hidráulicas de

grande potência são utilizadas. Pode-se passar

sem água de refrigeração, quando se pode esfriar

diretamente a fonte quente com ar fresco, isto é,

submetendo-se à ação de correntes de ar de

ventiladores.

Neste caso, os elementos do condensador ou

trocador são constituídos de tubos aletados de

grande resistência aerodinâmica e elevado

coeficiente de transmissão térmica. O consumo de

potência dos ventiladores é da mesma grandeza

que nas bombas das instalações de refrigeração

com líquido refrigerante em circulação.


II.1. MATERIAIS E CONSTRUÇÃO DOS

TROCADORES DE CALOR

As torres de refrigeração de grande capacidade

são geralmente construídas em alvenaria e

concreto. As menores são metálicas ou mais

modernamente construídas em fibras sintéticas.

Já os condensadores ou os trocadores de calor do

tipo tubular geralmente são de carcaças

cilíndricas, de chapa de aço soldada, de

comprimento de cerca de 2 m vezes diâmetro.

Chapas tubulares: 20 a 30 mm de espessura,

feitas de chapas de aço e, em caso de águas

ácidas ou salgadas, de latão (MS 60), unidas à

carcaça por flanges; as de aço, unidas com solda

(BBC), ancoradas umas as outras.


Tubos: diâmetro externo de 17 a 25 mm;

comprimentos (>100 a 150), multiplicados pelo

diâmetro do tubo.

Chapas de apoio de (50 a 70) vezes o diâmetro,

para evitar vibrações.

Tubos de alimentação, segundo a norma DIN

1785: muitas vezes, para equipamentos sujeitos a

maiores solicitações são especificados tubos de

maior espessura de parede.

Para indústrias químicas e de alimentos, muitas

vezes, são utilizados aços inoxidáveis, de cobre

ou de alumínio.

Os tubos são usualmente unidos às chapas ou

espelhos, por solda, buchas (mais raramente) ou

ajustes com interferências. Deve-se, em todos os

casos, levar em consideração o diferencial de

dilatação entre as partes.

Tampas: de chapa de aço soldadas ou de ferro

fundido, para águas corrosivas, unidas à carcaça

por charneiras ou, para grandes condensadores,

deslizáveis, por meio de carrinhos sobre trilhos.

Neste caso, as tampas só têm aberturas de

limpeza ou escotilhas. Para entrada e saída da

água, temos câmaras d`água especiais, nas quais

as paredes necessárias à condução da água terão

de suportar toda a pressão da bomba. A água

geralmente circula em dois fluxos, se bem que há

construções com fluxos múltiplos. Com o número

de fluxos da água, aumenta a resistência à

circulação e, com isto, a potência necessária às

bombas. O valor 5 a 8 m de coluna d’água é

considerado econômico.

Escape de emergência: Em caso de falha das

bombas d’água ou entrada exagerada de vapor, o

condensador poderia ficar submetido à pressão.

Uma válvula de escape que, em operação normal

fique fechada pelo vácuo, deve ser de tal forma

dimensionada que a pressão de teste da carcaça

envolvente do condensador não seja rebaixada.

Bombas: As bombas para grandes vazões são

geralmente radiais (até 10.000 m3/h), contra

reduzida sobre-pressão (de 8 a 20 m de coluna

d’água). Nas usinas termelétricas, são

freqüentemente duplas, por instalação de turbina

a vapor e motor elétrico. Isso é devido ao

comprometimento do sistema com a falha de uma

bomba.

Nos sistemas de refrigeração que não se dispõem

de água utilizável em nível suficiente, deve-se

fazer o projeto em ciclo fechado, fazendo passar a

água dos condensadores. Na maioria dos casos

para a refrigeração, emprega-se ar.

Existem outras bombas no sistema, tais como: as

bombas de ar seco geralmente são bombas a

vácuo ou a pistão. Muito empregadas em

sistemas antigos nas centrais termelétricas e

indústrias químicas. Hoje são substituídas pelas

bombas de jato. Elas devem ser protegidas contra

corrosão e são de manutenção delicada. Para

maior necessidade de vácuo, são usadas as

bombas de embolo rotativo, com óleo. Bombas de

ar úmido e as bombas de condensado que são,

em geral construídas superdimensionadas, para


prevenir uma eventual falta de vedação nos tubos

de água de refrigeração. O condensado deve

afluir a bomba que, em alguns casos, deve elevá-

lo para um nível alto de pressão, através de pré-

aquecedores ou a depósito de água quente. Por

isso, fabricam-se modelos múltiplos estágios.

Abaixo algumas partes de um sistema de

resfriamento:

Figura 1 - Condensador Balcke, tipo Ginabat. O

condensado que goteja incide tangencialmente sobre

os tubos colocados abaixo. a) aberturas no suporte de

tubos; b) chapas deslizantes; c) saída do condensador;

d) bocais de aspiração do ar; e) escape de

emergência.

Figura 2 - Trocador de superfície com câmara d’água.

a) tubos; b) ancoragem; c) tubos de distanciamento; d)

suporte dos tubos; e) câmara; f) bocal; g) saída; h)

nível de água; i) entrada; k) saída d’água; l) orifício de

enchimento; m) escape de ar; n) escape de água; o)

escape de emergência; p) câmara d’água; q) aberturas

para limpeza.

Figura 3 - Bomba de ar por jato d’água, modelo MAN.

a) bocal; b) câmara de mistura; c) difusor; d) válvula de

retenção; e) válvula de aeração.

Para os componentes dos sistemas de

refrigeração de equipamentos ou modelos

encontrados no mercado, tudo vai depender da

função e características dos equipamentos.

Relacionado à obsolescência tecnológica, vamos

encontrar maior nível nos sistemas de

bombeamento e equipamentos de medição e

controle. Os sistemas de bombeamento estão


com tendência de queda nos preço, devido a

ganhos de produção em escala e maior

simplicidade. Já nos sistemas eletrônicos de

medição, coleta e transmissão de dados, bem

como nos sistemas de controle, como válvulas,

por exemplo, têm-se alijado de operação os

sistemas de fabricação mais antigos. Hoje é mais

econômico, muitas vezes, a substituição desses

componentes do que a sua manutenção.

II. MANUTENÇÃO PREDITIVA

A manutenção nos sistemas de resfriamento de

equipamentos, tal como qualquer sistema que

utilize água como veículo para gerar ou absorver

calor, estará sujeita a problemas associados com

incrustações ou, em caso de vapor, a

escorvamento e Incrustação.

Os sistemas de bombeamento podem ser

submetidos a esquemas de análise de espectros a

partir de funcionamento eficiente do sistema, com

sensoriamento dos parâmetros operacionais, tais

como: temperatura, pressão da linha, pressão de

óleo de refrigeração de mancais, sensores de

vibração e principalmente, sensoriamento de

vazamento e nível de tanque.

A água, o solvente universal na natureza, nunca

está em estado puro. Ao evaporar ou vaporizar, os

sais minerais ficam na solução original deixando

uma concentração. Quando essa concentração

passa dos limites, o excesso sai da solução por

uma ação de polarização e adere na superfície.

Esses depósitos são chamados incrustações. A

incrustação depositada nos tubos cria uma

camada uniforme que reduz a eficiência de troca

de calor por ser isolante térmica. Temos dois tipos

de problemas: 1) O isolamento térmico diminuído

comprometendo todo o sistema dependente dessa

troca de calor; 2) Aumentando as calorias dentro

ou fora dos tubos para compensar essa perda de

eficiência, a mesma compromete o metal dos

tubos, resultando em “fadiga do metal”. Se, por

esse motivo, seja necessário aumentar-se a

pressão da bomba, esse aumento vem em

conseqüência com uma sobrecarga em todo o

sistema, reduzindo substancialmente a vida útil

dos componentes.

Se existirem incrustações nos tubos, um

tratamento preventivo e corretivo é necessário.

Limpeza periódica é requerida, bem como um

tratamento na água de refrigeração com a

aplicação de produtos químicos contra a formação

e solventes.

Corrosão: Da mesma forma, um metal na

presença de água se submete a um processo de

oxidação, conhecido como ferrugem. A ferrugem

em si não é um problema se tratada, mas, num

sistema de refrigeração, a ferrugem rapidamente

passa para um estado de corrosão, podendo

danificar equipamentos e tubulação.

A corrosão geral é controlada de algumas

maneiras. As mais comuns são: controle do nível

de acidez ou alcalinidade da água; usar um

inibidor de oxigênio e quimicamente, portanto,

inibir a ação do oxigênio no metal.

Corrosão Localizada – “Pitting”. É um fenômeno

da natureza da água e pode perfurar a parede de

um tubo em muito pouco tempo. É relacionada ao

oxigênio livre que a água deixa no metal quando


circula sobre ele e encontra uma irregularidade na

sua superfície, aí ocorre a chamada corrosão

localizada. Uma vez iniciada, atua como um imã,

atraindo mais oxigênio livre e mais corrosão.

Corrosão Galvânica. As instalações de

resfriamento estão também sujeitas a esse tipo de

corrosão, causada pela troca de elétrons entre

dois metais na presença de água.

Lodos. Água obtida de poços de rios e, muitas

vezes, da mesma água de fornecimento público

contém um leve e até um elevado teor de lodo e

areias. Ao penetrar no sistema, bombeamento,

tubulação, válvulas, entre outros, começa a

acumular-se em curvas ou em lugares onde a

circulação normal não consegue arrastá-la. Com o

tempo, esse acúmulo torna-se petrificado

entupindo o sistema. O tratamento consiste em

floculação das partículas de lodo com elementos

químicos.

A manutenção preventiva, além da limpeza e

preparo da água, tem que ser planejada em

períodos regulares. Essa manutenção comporta:

lubrificação de mancais de bomba, limpeza interna

do rotor das bombas, interior dos trocadores de

calor, válvulas, entre outros.

O balanceamento do rotor é importante para

garantir sua operação suave e que não venha a

comprometer o restante do sistema.

Verificação da vida remanescente de buchas,

rolamentos, kits de vedação de válvulas, tais

como: sede, câmara, entre outros.

Parte do sistema, muitas vezes, deve sofrer uma

troca preventiva (por exemplo, a troca de

tubulação antes que fure), prevenindo uma

ocorrência que venha a comprometer o restante

do sistema. Deve-se planejar a troca de tubos,

com bastante antecedência, além da previsão de

limpeza ou até flashing na linha, se necessário.


Manutenção corretiva nesse tipo de equipamento

tem que ser evitada a todo custo, a menos que se

conte com sistema duplo (by pass). Os maiores

problemas nesses sistemas estão normalmente

ligados à qualidade e adequação do projeto, à

operação dentro dos parâmetros e limites dos

componente, à falta de manutenção preventiva, de

limpeza e de lubrificação. Mas, na maioria das

vezes, os problemas estão relacionados à

qualidade do fluido refrigerante.

Mesmo com a ocorrência de uma falha, tipo

vazamento, entupimento ou parada de bombas,

por exemplo, o sistema de refrigeração não pode

comprometer o equipamento principal o qual

estamos refrigerando, com risco de maiores danos

à segurança operacional ou até segurança

pessoal de equipes que trabalham ao redor do

equipamento com essa fonte quente.

A equipe de manutenção deve ser ágil na solução

das ocorrências. Muitas vezes, é necessário

prever sistemas de emergência que operem

durante esse tempo, por exemplo, tanque em

nível elevado para suprir água de vazamentos,

sistemas de alarme e desligamento seletivo das

unidades e/ou possibilidades de conexão

temporária a outros sistemas.


As falhas que podem ocorrer são: furos nos tubos

do trocador ou da linha; quebra do eixo do rotor de

bombas; travamento de rolamentos; correias de

transmissão partidas; entupimentos; válvulas

emperradas ou danificadas; sistema de

transmissão travado; super aquecimento em

mancais e carcaça, entre outros.


A vida útil dos equipamentos de uma instalação

de refrigeração varia muito em função do tipo de

instalação, da classe de serviço e do tempo de

funcionamento diário.

Pode-se prever uma vida útil de 10 anos em

média para uma instalação que trabalhe sob

regime muito severo, no caso de resfriamento de

conversores numa aciaria LD, por exemplo, a vida

útil de alguns componentes pode ser ainda menor.

Já para instalações que trabalham com solicitação

não tão severa e que sofrem manutenção

periódica, esse tempo pode crescer para até cerca

de 20 anos.

Para alguns componentes, como os componentes

eletrônicos de controle e, às vezes, até o sistema

de bombeamento, estes são trocados bem antes,

por uma questão de obsolescência. No mercado,

o equipamento ou peças de sobressalente

passam a não ser mais encontrados. Nesse caso,

se dá preferência por substituí-los por outros com

tecnologia mais nova e melhor desempenho.

REFERÊNCIAS

[1] Dubbel – manual do engenheiro

[2] R.P. Torreira – Geradores de Vapor e

trocadores de calor.

[3] E. Cometta – Resist6encia de materiais

[4] R.L. Murray – Engenharia nuclear.


Sistema de Serviços

RESUMO

O Sistema de Serviço é composto por diversas

edificações, obras civis e benfeitorias encontradas

nas usinas, sejam elas hidrelétricas, térmicas ou

termonuclear, e ainda em subestações. Estas

edificações visam atender a necessidades que

podem ser consideradas secundárias na

instalação analisada, tais como: apoio

operacional, serviços auxiliares, serviço de

assistência e capacitação, proteção de

equipamentos, entre outras. Durante o tempo de

vida útil de uma edificação, diversos problemas

civis rotineiros ligados a sua manutenção podem

ocorrer. Os mais comuns, especialmente os

observados em Sistemas de Serviços, são muitas

vezes de simples identificação e de custos de

reparação relativamente baixos. Além das

inspeções programadas, as edificações de

Sistemas de Serviços 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, tal como enchentes, sismos

induzidos e outros. Como qualquer outra obra

industrial o tempo de vida útil de uma edificação

do Sistema de Serviços está inicialmente na

dependência do bom ou mau desempenho do seu

projeto, de sua construção e de sua manutenção,

sejam eles atuando isoladamente ou combinados.

A experiência de diversas concessionárias do

setor elétrico brasileiro mostra que é aceitável

fixar a vida útil das edificações do Sistema de

Serviços em cerca de 25 anos aproximadamente.

I. INTRODUÇÃO

O Sistema de Serviço é composto por diversas

edificações, obras civis e benfeitorias encontradas

nas usinas, sejam elas hidrelétricas, térmicas ou

termonuclear, e ainda em subestações.

Estas edificações visam atender a necessidades

que podem ser consideradas secundárias na

instalação analisada, tais como: apoio

operacional, serviços auxiliares, serviço de

assistência e capacitação, proteção de

equipamentos, entre outras.

Dentre estas podemos citar:

• Alojamentos;

• Aministração;

• Centro de recreação;

• Refeitório/Cantinas;

• Garagens;

• Galpões diversos;

• Guaritas/Portarias;

• Centros de assitência social;

• Enfermarias;

• Almoxarifado;

• Depósitos;

• Sala de Telecomunicação;

• Etc.


Durante o tempo de vida útil de uma edificação,

diversos problemas civis rotineiros ligados a sua

manutenção podem ocorrer.

Os mais comuns, especialmente os observados

em Sistemas de Serviços, são muitas vezes de

simples identificação e de custos de reparação

relativamente baixos.

Outros são mais intrínsecos, aparecendo, em

geral, na forma de anomalias do concreto, tais

como rachaduras, trincas, fissuras, etc. seguidas

ou não de vazamentos e infiltrações.

Como esse tipo de obra além do concreto pode

ser construída de alvenaria, estrutura metálica,

etc. Fica difícil levantar todos os possíveis

problemas que podem ocorrer nessas edificações.

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, onde as mais importantes destas serão

especificadas:

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 serão apenas citadas:

• Vidros;

• Instalações elétricas e aparelhos;

• Instalações hidráulico-sanitárias;

• Etc...

III. MANUTENÇÃO

Além das inspeções programadas, as edificações

de Sistemas de Serviços 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, tal 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.


III. VIDA ÚTIL ECONÔMICA

Como qualquer outra obra industrial o tempo de

vida útil de uma edificação do Sistema de

Serviços está inicialmente na dependência do

bom ou mau desempenho do seu projeto, de sua

construção e de sua manutenção, sejam eles

atuando isoladamente ou combinados.

A experiência de diversas concessionárias do

setor elétrico brasileiro mostra que é aceitável

fixar a vida útil das edificações do Sistema de

Serviços em cerca de 25 anos aproximadamente.

REFERÊNCIAS

[1] Manual Técnico do DOP – Obras e Serviços,

Tomo 3, 1976.


Sistema para Gaseificação de Carvão

RESUMO

Os sistemas para gaseificação de carvão vegetal

para fins de geração de energia elétrica são pouco

difundidos no Brasil, principalmente devido à

maior viabilidade econômica de se produzir

energia por outras fontes. Além disso, deve-se

considerar os desafios técnicos e econômicos

para operação de sistema de gaseificação para

geração de energia em maior escala. Embora, do

ponto de vista técnico, as dificuldades serem

transpostas, a maior dificuldade é torná-la viável

economicamente. No entanto, esta tecnologia é

conhecida desde o século XVIII e sua utilização

para geração de potência mecânica data do final

do século dezenove. Os equipamentos do sistema

de gaseificação constituem-se principalmente do

gaseificador ou reator, propriamente dito e do

sistema de limpeza de gases que trabalham sob

efeito de calor. No caso do carvão vegetal, a

operação destes é bastante simples, pois o carvão

vegetal se encontra praticamente isento de

matérias voláteis. No entanto, é importante

ressaltar que existem pouquíssimos desse modelo

operando no mundo devido ao custo elevado da

energia obtida com à baixa eficiência. Quanto aos

sistemas de gaseificação de carvão mineral,

esforços têm sido despendidos, principalmente

nos Estados Unidos com intuito de consolidar esta

tecnologia. O desafio é grande, principalmente

quando se trata da limpeza do gás devido à

presença de enxofre. Os sistemas de gaseificação

de carvão, com finalidade de gerar energia

elétrica, existem praticamente em nível

experimental. Estes equipamentos requerem

manutenções com maior freqüência no sistema de

limpeza de gases e troca do revestimento interno

do reator que pode ser feito com materiais

cerâmicos. De forma geral, a vida útil destes

equipamentos situa-se por volta de 15 anos.

I. INTRODUÇÃO

Os sistemas para gaseificação de carvão não são

difundidos no Brasil devido à concorrência com

outras formas de geração de energia. Atualmente

nos Estados Unidos existem grupos grandes que

envolvem bastantes recursos financeiros,

pesquisando com intuito se obter tecnologia para

viabilizar a gaseificação de carvão mineral.

Os princípios básicos de gaseificação de

biomassa são conhecidos desde o final do século

XVIII. As primeiras aplicações tinham finalidade de

fornecer calor, bem como utilizar gás para

iluminação. Sabe-se que, antes de 1850, grande

parte da cidade de Londres era iluminada

utilizando-se gás como combustível. No setor

industrial, também tinha-se estabelecido um

crescimento no uso de gaseificadores com a

finalidade de utilizar o gás para iluminação. Em

1881, pela primeira vez, foi utilizado o gás em

motores de combustão interna. Contudo, a

utilização de gás combustível oriundo de


biomassa sempre apresentou as suas limitações,

dentre elas, destaca-se a baixa densidade

energética frente aos combustíveis fósseis que,

com o decorrer do tempo, passaram a ser

utilizados em larga escala. O interesse em utilizar

a biomassa como combustível para geração de

potência era despertado quando o fornecimento

de petróleo ficava comprometido ou em função de

guerras ou devido à elevação de seus preços

causada por crises neste setor. Neste contexto, a

gaseificação de carvão mineral, com finalidade de

geração de energia elétrica, foi e tem sido

encarada com maior ênfase nas ultimas décadas,

principalmente nos Estados Unidos.

No entanto, vale lembrar as dificuldades em se

produzir um gás com níveis admissíveis de

contaminantes a custos competitivos com as

demais formas de geração de energia. Porém,

atualmente, com a tendência de escassez e o

aumento de preço dos combustíveis fósseis em

um futuro próximo, bem como considerações de

custo e caráter ambiental, tem-se estimulado a

utilização de biomassa e carvão mineral para

produção de energia elétrica e, neste sentido, a

gaseificação é uma tecnologia que deverá ser

retomada para geração de potência.

A gaseificação de biomassa numa cadeia de

processos mostra-se como o processo

termoquímico de conversão bastante eficiente em

termos energéticos. Apesar das perdas de energia

na conversão da madeira em gás, a gaseificação

ainda é um processo competitivo com a

combustão direta quando se consideram as

eficiências globais de aproveitamento do

combustível. Em se tratando de gaseificação do

carvão vegetal, isto não é uma realidade pois este

é acompanhado de baixas eficiências.

Apesar disso, no processo de gaseificação, vale

lembrar que esta trás como vantagem frente à

combustão direta a facilidade e a conveniência de

se utilizar um gás como combustível final. A sua

distribuição é simples, a sua combustão é

facilmente controlada e a possibilidade de

automação é grande.

Quando se considera a biomassa no estado

natural, após a preparação da mesma com intuito

de atingir uma granulometria adequada, o

processo de produção de um gás combustível

realiza-se normalmente em três etapas distintas:

secagem, pirólise e a gaseificação propriamente

dita. A secagem é feita quando a biomassa é

introduzida no gaseificador, mediante a

temperatura existente naquela região do

gaseificador. A formação de gases, vapor de

água, vapor de alcatrão e carvão, normalmente,

ocorre durante a etapa da pirólise e, na etapa de

gaseificação, é liberada a energia necessária para

o processo, pela combustão parcial dos produtos

da pirólise. A madeira possui alto teor de voláteis

(em torno de 80%) com baixo teor de cinzas

(menos que 1%), contendo oxigênio e hidrogênio

em sua composição e com a vantagem de ser

praticamente isento de enxofre. Quando se utiliza

o carvão vegetal, os voláteis já são encontrados

no combustível, o que torna o processo mais

simples.

Os equipamentos do sistema de gaseificação

estão sempre em contato com gás a temperatura

mais elevada que a temperatura atmosférica. Em


determinados pontos, o equipamento fica muito

propicio ao desenvolvimento da corrosão.

No Brasil, a Termoquip desenvolveu um

gaseificador de carvão para fins de geração de

energia, de pequeno porte, com potência de 300

KVA, para Eletrobrás, no ano de 1985. Após

terem sido efetuados testes na Light, este

gaseificador de carvão vegetal foi transferido para

a cidade de Formoso no estado de Goiás e

operou até 1998.

Existem outros fabricantes como Studswik na

Suécia. Há uma série de universidades em

diversos países, como Estados Unidos, Espanha,

Grécia, Colômbia, Suécia e etc, desenvolvendo

pesquisas no intuito de consolidar esta tecnologia,

assim como empresas envolvidas, cita-se a GE

que instalou a primeira planta para testes com

intuito de consolidar a tecnologia de gaseificação

de carvão mineral em 1975.


Os sistemas de gaseificação consistem

basicamente de um sistema de compressão, para

gaseificadores que trabalham com pressões

acima da atmosférica. O sistema de alimentação

que consiste de silos de armazenagem e em

determinados casos uma válvula rotativa, também

pode ser feito por um atuador pneumático. O

sistema de ignição, que pode ser feito utilizando-

se gás propano. O reator propriamente dito onde

ocorre o processo de gaseificação, e o sistema de

limpeza de gases que se constituem de ciclones

ou uma combinação com outros equipamentos de

limpeza, como os filtros cerâmicos, com finalidade

de obter os níveis de contaminantes permissíveis

pelos motores de combustão interna ou turbinas a

gás. Vale lembrar que esta tecnologia de limpeza

ainda não está bem consolidada. O reator ou

gaseificador trabalha normalmente com

temperaturas elevadas. Os de leito fluidizado, por

exemplo, podem ser encontrados operando com

temperatura por volta de 700 ºC, criando

condições, juntamente com os contaminantes

existentes no gás, para degradação do material

usado no revestimento interno, assim como

criando condições para desenvolvimento do

processo de corrosão.

Os gaseificadores podem ser classificados em

gaseificadores de leito movente e contra fluxo

(contra corrente), leito movente em fluxo direto

(co-corrente) e os de leito fluidizado. Esses

gaseificadores apresentam características

peculiares quanto à eficiência, faixa de potência

indicada, composição do gás produzido, umidade

da biomassa requerida para que seja realizada a

gaseificação. Os gaseificadores de carvão

possuem principio semelhante aos gaseificadores

de biomassa. Como os gaseificadores de

biomassa em sua forma natural são mais

difundidos, estes servirão como referência.

Os gaseificadores podem ser encontrados nos

seguintes tipos, conforme seu princípio de

funcionamento.

II.1. GASEIFICADOR DE LEITO MOVENTE E

CONTRAFLUXO

Neste tipo de gaseificador, o combustível a ser

gaseificado e o agente fluidizante fluem em

sentidos contrários, e o gás é retirado pela parte

superior. Quando se usa biomassa na forma


natural este gaseificador nota um elevado nível de

alcatrão dos gases produzidos que eleva o poder

calorífico dos gases, mas, por outro lado,

dependendo da aplicação, impõe a sua limpeza

para que se possa utilizar o combustível em

outros equipamentos como acionadores primários.

II.2. GASEIFICADOR DE LEITO MOVENTE EM

FLUXO DIRETO

Estes gaseificadores são simples de serem

construídos e são eficientes. Quando se utiliza

biomassa em estado natural como combustível,

esta pode possuir alta densidade como, por

exemplo, cavacos de madeira. O agente

fluidizante e a madeira fluem no mesmo sentido.

Desta forma os gases e/ou vapores condensáveis

eventualmente gerados no aquecimento da

biomassa são craqueados ao atravessar a zona

de alta temperatura, produzindo um gás

combustível mais limpo, com baixo teor de

alcatrão. A inexistência de lavagem dos gases e

conseqüentemente a sua utilização em

temperaturas maiores possibilitam obter

eficiências mais elevadas. Estas são uma das

justificativas pela preferência por estes

gaseificadores para geração de potência em

pequenas escalas.

Em contrapartida, requerem níveis de umidade da

madeira a ser introduzida menores que 30% para

serem introduzidas nos gaseificadores.

II.3. GASEIFICADOR DE LEITO FLUIDIZADO

Estes gaseificadores são normalmente indicados

para aplicações de alta capacidade, possuindo

maior flexibilidade quanto ao tipo de combustível.

Para se utilizar madeira, é necessário que esta

seja fornecida em pequenas dimensões para ser

mantida em suspensão por meio do fluxo de ar

que passa pelo leito com velocidade suficiente

para fluidizá-lo. As transferências de massa e

energia nestes gaseificadores são mais intensas

do que nos demais, bem como é possível de se

obterem temperaturas quase uniformes ao longo

do mesmo.

II.4. LIMPEZA DO GÁS

Para que possa operar com determinados

equipamentos sem que haja degradação dos seus

componentes, quer seja por erosão, corrosão ou

ainda deposição sobre os mesmos, o gás a ser

utilizado deve ser o mais limpo possível, não

podendo exceder as quantidades limites

permissíveis estabelecidas principalmente pelos

fabricantes das turbinas a gás e/ou motores de

combustão interna.

Os equipamentos que se utilizam nesta etapa do

processo são basicamente os ciclones, filtros e

lavadores de gás. Estes requerem manutenções

com maior freqüência por serem muito solicitados.


As manutenções que ocorrem com maior

freqüência são reparos nas estruturas metálica do

gaseificador pelo fato deste trabalhar com

temperaturas acima da atmosférica.

Ë comum a realização de manutenções em

equipamentos auxiliares onde se fazem reparos

no sistema de alimentação de ar, sistema de

alimentação de combustível e outros.


Eventuais desobstruções provocadas pelo pó em

determinados pontos do circuito de gás devem ser

retiradas.

Além da temperatura, os gaseificadores de carvão

mineral trabalham sempre com a presença de

enxofre que é corrosivo e se impregna em

determinados pontos, propiciando para o início do

processo de corrosão e que, normalmente,

requerem manutenções.

Outro problema, comum neste tipo de

equipamento, são as infiltrações que devem ser

reparadas, pois contribuem muito para o processo

degradação do equipamento.

Os sistemas de limpeza de gás normalmente

requerem mais manutenções. Em determinadas

aplicações pode-se encontrar sistema de limpeza

contendo areia por onde o gás é submetido.


Conforme mencionado anteriormente o sistema de

gaseificação de carvão não é complexo quanto à

tecnologia necessária para a gaseificação de

carvão. Estes equipamentos podem trabalhar sob

efeito da temperatura e com a presença de

elementos nocivos aos materiais metálicos,

dependendo do combustível utilizado. Cita-se,

como exemplo, quando se utiliza carvão mineral

como combustível certamente encontra-se enxofre

no gás. Vale lembrar que esta tecnologia não é

bem difundida por não ser bem consolidada e

enfrenta dificuldades para concorrer com outras

formas de geração de energia.

De forma geral, a partir de dados obtidos em

literatura e consulta a fabricantes, conclui-se que

os sistemas de gaseificação possuem uma vida

útil por volta de 15 anos.

REFERÊNCIAS

[1] Cortez, L.A. Tecnologias de Conversão da

Biomassa, 1997.

[2] Hubert, E.S. Small-Scale Biomass Gaseifiers

for Heat and Power.


Subestação SF6

RESUMO

O SF6 é um gás incolor, inodoro, não tóxico, não

inflamável, quimicamente inerte e estável para

temperaturas até 200 °C, sua utilização como

meio dielétrico evidencia-se em função de sua

rigidez dielétrica e da sua capacidade de extinção

de arco. As subestações isoladas a gás (SIG’s)

são compostas por um conjunto de equipamentos

elétricos envazados em uma blindagem metálica

solidamente aterrada e com isolação feita através

do gás SF6 pressurizado. A grande vantagem de

implementação de uma SIG é a enorme redução

de área e volume ocupado pelos seus

equipamentos. No entanto, existem certas

desvantagens também, como por exemplo, o fato

destas serem compostas de módulos, sendo

assim ocorrendo defeito em qualquer parte da

subestação todo módulo será envolvido. Existem

diversos métodos de detecção de defeitos

utilizados nas SIG’s, sendo que os mais eficientes

são o método acústico e o físico-químico. Uma

outra grande vantagem das SIG’s é a baixa

necessidade de manutenções preventivas, por

outro lado, quando ocorrem falhas internas, as

manutenções corretivas são complexas,

demoradas e dispendiosas. A falha mais comum

nas SIG’s é a descarga parcial (DP), sendo que o

mecanismo que leva a esta falha é a redução da

tensão de ruptura causada por vários tipos de

defeitos, tais como: vazios em isoladores,

rugosidades, componentes em flutuação, poeira

ou partículas metálicas no invólucro, os quais

podem surgir durante a fabricação, montagem ou

operação da SIG. Hoje em dia, já se dispõe de

equipamentos bastante eficientes na detecção de

falhas como DP’s e partículas soltas dentro da

blindagem o que vem colaborar em muito com a

realização das manutenções preventivas. Levando

isso em consideração, juntamente com o

desenvolvimento de métodos mais apurados de

reconhecimento de padrões, pode-se estimar uma

vida útil econômica de 35 anos para uma

subestação isolada a gás SF6.

I. INTRODUÇÃO

O Hexafluoreto de enxofre (SF6) foi sintetizado

pela primeira vez nos laboratórios da Faculdade

de Farmacologia em Paris, por Moissan e Lebeau

em 1900 [1].

O SF6 é um gás incolor, inodoro, não tóxico, não

inflamável, quimicamente inerte e estável para

temperaturas até 200 °C. Apresenta uma estrutura

molecular na forma de octaedro cujo centro é

ocupado pelo átomo de enxofre, sendo que nos

vértices têm-se os átomos de flúor [2].

A utilização do SF6 como meio dielétrico

evidencia-se em função de sua rigidez dielétrica e

da sua capacidade de extinção de arco. O SF6


submetido a um arco elétrico recompõe-se na

medida em que este é removido, o que não

acontece com outros tipos de dielétricos [3].

Estas características físico-químicas levaram a

sua aplicação no desenvolvimento de

equipamentos elétricos isolados a SF6, tais como,

disjuntores, seccionadoras, chaves de

aterramento, entre outros. Com isto foram

desenvolvidas as subestações isoladas a gás

(SIG’s), surgidas na França, buscando-se

soluções para se implementar uma subestação

em espaços reduzidos nas grandes cidades.


As SIG’s são compostas por um conjunto de

equipamentos elétricos, tais como: barramentos,

disjuntores, TC’s, TP’s, seccionadoras, pára-raios,

etc. interligados elétrica e mecanicamente, e

envazados em uma blindagem metálica, aço ou

alumínio, solidamente aterrada e com isolação

feita através do gás SF6 pressurizado [4].

Devido ao alto nível de disponibilidade e

compacidade de seus equipamentos, à facilidade

de manutenção e ao custo competitivo comparado

com subestações convencionais, o uso de SIG’s é

uma tendência irreversível atualmente no cenário

mundial.

A grande vantagem de implementação de uma

SIG é a enorme redução de área e volume

ocupado pelos seus equipamentos, alguns

fabricantes afirmam que uma SIG de 500 kV

ocupa 3,5% da área e 1% do volume de uma

subestação normal de mesma potência, sendo

que para tensões acima de 500 kV, as SIG’s se

tornam mais baratas que as subestações normais,

mesmo desconsiderando o custo do terreno.

Além dessas vantagens existem outras, como por

exemplo:

• Sua operação é bastante segura,

silenciosa e não produz rádio interferência;

• Os equipamentos isolados a gás SF6

sofrem pouco desgaste comparado com os

convencionais, reduzindo com isto as

manutenções preventivas, o que permite

redução de pessoal e menos perda de

continuidade da operação.

Porém, há algumas desvantagens na

implementação de uma SIG:

• A operação de seccionadoras e disjuntores

isolados a SF6 produz surtos de manobra

que são prejudiciais ao isolamento dos

equipamentos acoplados as SIG’s, como

transformadores, TP’s e buchas;

• A presença de partículas metálicas no

interior das SIG’s é crítica, pois estas

podem provocar falhas com descarga

disruptiva fase-terra.

• As SIG’s são mais caras que as

subestações convencionais para faixas de

tensão até 350 kV;

• O SF6 sob arco se decompõe em alguns

subprodutos, às vezes tóxicos, e que

afetam os materiais dentro da blindagem;

• As SIG’s são compostas de módulos,

sendo assim ocorrendo defeito em

qualquer parte da subestação todo módulo

será envolvido.


As principais normas técnicas brasileiras

relacionadas são:

• NBR10019 – Subestação blindada isolada

a gás para tensões nominais iguais ou

superiores a 72,5 kV (09/1987): Fixa

prescrições relativas à especificação,

características nominais e ensaios de

subestações blindadas isoladas a gás para

tensões nominais iguais ou superiores a

72,5 kV. Aplica-se a subestações

blindadas, projetadas para instalações

para interior ou exterior, para tensões em

corrente alternada, nas quais o isolamento

é obtido, pelo menos parcialmente, por um

gás isolante que não o ar à pressão

atmosférica;

• NBR12160 – Hexafluoreto de enxofre –

Verificação das propriedades (04/1992):

Prescreve métodos para verificação das

propriedades do hexafluoreto de enxofre

para uso em equipamentos elétricos;

• NBR12318 – Hexafluoreto de enxofre

(01/1992): Descreve o hexafluoreto de

enxofre para equipamentos elétricos, suas

características principais, e estabelece

orientações para seu manuseio,

amostragem, rotulagem, toxidez,

armazenagem e transporte;

• NBR11902 – Hexafluoreto de enxofre

(01/1992): Fixa condições exigíveis ao

hexafluoreto de enxofre para uso como

gás isolante em equipamentos elétricos.

Os equipamentos utilizados nas SIG’s não diferem

muito no modo de operação, porém são bastante

diferentes construtivamente, sendo que os seus

principais equipamentos serão descritos nas

próximas seções.

II.1. DISJUNTORES

Os disjuntores utilizados nas SIG’s não diferem

muito de um disjuntor a SF6 normal, apenas

quanto a sua construção. Os mecanismos de

acionamento podem ser hidráulicos ou

pneumáticos, sendo que os hidráulicos são mais

rápidos e adequados para o uso em altas tensões.

O mecanismo de extinção de arco pode ser do

tipo:

• Dupla pressão, onde produz-se um fluxo

de gás pelos contatos;

• Puffer-type, onde injeta-se SF6 a pressão

mais alta que a pressão existente no

disjuntor, ou pelo próprio deslocamento

dos contatos.

Os disjuntores de dupla pressão estão caindo em

desuso por necessitarem de um sistema de

serviços auxiliares bastante complexo, sendo

assim requerem mais manutenção e tem maior

possibilidade de falhas.

II.2. BARRAMENTOS

Os barramentos são feitos de alumínio ou cobre,

tem formato tubular e nos seus encaixes possuem

contatos prateados. São sustentados dentro da

blindagem por isoladores de resina fundida, e

ainda podem ter arranjos trifásicos ou

monofásicos.


Os arranjos trifásicos ocupam menos espaço e

podem normalmente ser acoplados aos

equipamentos principais de um bay, além de

reduzir os custos.

II.3. BLINDAGENS

As blindagens são as carcaças externas que

envolvem os barramentos, são confeccionadas

em aço ou alumínio e devem obedecer as normas

de vasos pressurizados, pois o SF6 deve ter

pressão positiva.

II.4. BUCHAS

As saídas para transformadores podem ser

aéreas, tal como para linhas, ou através de

fluodutos acoplados diretamente aos

transformadores por meio de pequenas buchas

SF6-óleo.

Para saídas em linhas aéreas podem ser

utilizadas buchas condensivas comuns (SF6-óleo-

ar) ou buchas a SF6 (SF6-ar).

II.5. ISOLADORES

São feitos de resina sintética e tem a finalidade de

sustentar os barramentos e fazer o acoplamento

entre as seções blindadas, permitindo o

confinamento do gás em compartimentos

estanques.

II.6. SECCIONADORAS

As seccionadoras utilizadas em subestações SF6

são diferentes das convencionais

construtivamente e funcionalmente.

As seccionadoras podem operar lentamente ou

sob ação de molas, operando mais rapidamente.

Devido a isto, estas podem ser construídas para

operar sob carga, o que muitas vezes permite a

eliminação de disjuntores em algumas estações.

As SIG’s podem possuir chaves de acionamento

rápido, com capacidade para suportar correntes

de curto, como equipamento adicional de

proteção.

As seccionadoras de acionamento lento possuem

um elevado número de reacendimentos de arcos,

o que provoca surtos de tensão em alta

freqüência, os quais ainda não estão totalmente

determinados.

II.7. CHAVES DE ATERRAMENTO

Por não se utilizar cabos de aterramento nas

SIG’s, as chaves de aterramento são o único

ponto possível de aterramento. Permitem também

o acesso aos barramentos para a realização de

testes, tais como:

• Resistência de isolamento;

• Verificação de polaridade de TC’s;

• Injeção de corrente primária.

II.8. TRANSFORMADORES DE CORRENTE E

POTENCIAL

Os TP’s tanto podem ser indutivos como

acoplados a divisores capacitivos. Já os TC’s são

semelhantes aos convencionais; sua estrutura é

própria para que possam ser checadas a

polaridade e feita a injeção de corrente primária

através das chaves de aterramento.

Quanto ao aspecto construtivo, existem os

instalados dentro da blindagem e os instalados do

lado externo. Sendo que os últimos têm a


vantagem de poderem ser acessados sem a

interrupção da seção onde estão instalados,

facilitando com isso a manutenção.

II.9. PÁRA-RAIOS

O uso de pára-raios em SIG’s é de suma

importância para proteção do sistema. Os pára-

raios podem ser de SiC ou Óxido de Zinco, sendo

que o último vem sendo mais utilizado pelas suas

melhores características.


Uma das grandes vantagens das SIG’s é a baixa

necessidade de manutenções preventivas, por

outro lado, quando ocorrem falhas internas, as

manutenções corretivas são complexas,

demoradas e dispendiosas.


inspeção, controle e ensaio, realizada em um

item, sem indisponibilidade operativa, com o

objetivo de se predizer/estimar o ponto ótimo para

a intervenção da manutenção preventiva não-

sistemática.

A falha mais comum nas SIG’s é a descarga

parcial (DP), sendo que o mecanismo que leva a

esta falha é a redução da tensão de ruptura

causada por vários tipos de defeitos, tais como:

vazios em isoladores, rugosidades, componentes

em flutuação, poeira ou partículas metálicas no

invólucro, os quais podem surgir durante a

fabricação, montagem ou operação da SIG.

DP é um fenômeno elétrico no qual a ruptura do

gás dentro de um equipamento origina pulsos de

corrente e tensão em uma ampla faixa de

freqüência (de alguns kHz até GHz), também

produz emissões eletromagnéticas e acústicas,

bem como decomposição química do gás.

A ocorrência de DP’s pode indicar a presença de

um defeito que pode levar a uma falha, portanto

existem diversos métodos para se identificar DP’s

em SIG’s [5].

A seguir são listadas e comentadas algumas das

técnicas de manutenção preditiva aplicadas as

SIG’s [9].

III.1. MÉTODOS FÍSICO-QUÍMICOS

Desde o início da utilização das SIG’s, tanto os

fabricantes como as empresas possuidoras deste

tipo de subestação, vêm buscando métodos para

acompanhar a evolução do estado interno dos

compartimentos.

A análise do estado do gás, até por analogia com

o sucesso alcançado pelas análises de óleo

isolante através de cromatografia, surgiu como

uma ferramenta possível e bastante interessante.

O objetivo dos métodos empregados para análise

é sempre identificar os subprodutos existentes no

gás, tais como SOF2, SO2F2, HF, etc. procurando

relacionar a quantidade desses produtos ou a

velocidade de formação dos mesmos, com algum

fenômeno (DP’s, partículas, vazamentos, etc.) que

possa levar o equipamento a falhar [7].


O problema encontrado na aplicação destes

métodos é causado pelo fato do SF6 ser um gás

regenerativo, ou seja, após um determinado

período de tempo os subprodutos deixam de

existir.

III.2. MÉTODOS ACÚSTICOS

Certos defeitos internos em SIG’s geram ruídos

audíveis ou em freqüência de ultra-som, sendo

que a detecção desses ruídos pode ser usada

como ferramenta para manutenção.

A técnica consiste em identificar uma fonte de

ruído anormal através de um detector sonoro.

Como normalmente esses ruídos são

provenientes de DP’s ou estão a elas associados,

o seu monitoramento pode indicar a evolução do

estado interno do compartimento.

Dentre os problemas que geram ruídos pode-se

citar: partículas ou peças soltas no interior do

compartimento, componentes com vibração

mecânica, DP’s provocadas por diferenças de

potencial internas, como no caso de mau contato

entre condutores e blindagem e DP’s provocadas

por superfícies irregulares.

O problema com estes métodos é que se

identificando um pequeno ruído, isto não indica a

necessidade de uma intervenção imediata, e

ainda, o acompanhamento de sua evolução é

bastante difícil, uma vez que os ruídos de fundo

não são constantes e tendem a mascarar os

resultados.

III.3. MÉTODOS ELETROMAGNÉTICOS

Este método consiste na instalação de detectores

no interior da SIG acoplados a digitalizadores, os

quais teriam a capacidade de captar ruídos,

provenientes de quaisquer fontes. Utilizando-se de

malhas diferenciais o sistema teria a capacidade

de discernir entre ruídos internos e externos,

identificando com precisão o local do ruído e

através de programas computacionais o sistema

pode tanto acompanhar a evolução do ruído como

até dizer a causa.

Teoricamente este é o mais eficiente de todos os

métodos para identificar descargas parciais,

sendo também eficiente para elaboração de

técnicas de manutenção preditiva, porém o grande

problema é que se trata de um método invasivo,

sendo necessário a colocação de sensores dentro

da SIG, o que nem sempre é possível.

III.4. GAMAGRAFIA

A gamagrafia é a técnica de se fotografar através

da utilização de raios gama, este método não se

mostrou adequado para identificação de pequenos

detalhes, nem para identificar fontes de DP’s.

Pode ser utilizada para identificar defeitos maiores

como peças quebradas no interior da blindagem.

III.5. VIBRAÇÕES MECÂNICAS

Esta técnica tem como base o fato das fontes de

DP’s produzirem vibrações mecânicas, porém

como as SIG’s estão instaladas em locais sujeitos

a constantes vibrações, quer interna ao

equipamento ou externa, é muito difícil de se fazer

uma análise com esses ruídos mascarando o sinal

do defeito.



Devido às características construtivas do

equipamento blindado, não se consegue atuar em

apenas um equipamento, sem afetar pelo menos

aqueles que estão interligados. Desta forma, uma

manutenção corretiva que exija a drenagem do

gás e a abertura da blindagem é complexa e

relativamente demorada.

Dependendo do arranjo da subestação as

manutenções podem comprometer seriamente a

continuidade do abastecimento de energia, devido

a esse fator deve-se dar uma maior ênfase às

manutenções preventivas, procurando assim

evitar as corretivas.


Hoje em dia, já se dispõe de equipamentos

bastante eficientes na detecção de falhas como

DP’s e partículas soltas dentro da blindagem o

que vem colaborar em muito com a realização de

manutenções preventivas [8].

E ainda, estão sendo desenvolvidos diversos

trabalhos nas áreas de inteligência artificial e

reconhecimento de padrões que vêm contribuir

com o diagnóstico de falhas baseado em diversos

métodos [6].

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 35 anos para

uma subestação isolada a gás SF6.

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.

1994.

[5] M.F. Latini, G.C Brito Jr., P.H. Teixeira, J.P.

Nunes e J.F. de Souza. Manutenção preditiva em

subestação isolada a gás SF6. Manutenção

mar/abr 93, pág. 29-35.

[6] W. Ziomek, M. Reformat and E. Kuffel.

Application of Genetic Algorithms to Pattern

Recognition of Defects in GIS. IEEE Transactions

on Dielectrics and Electrical Insulation (TDEI). Vol.

2 No. 2, April 2000. pp. 161-168.

[7] C. Beyer, H. Jenett and D. Klockow. Influence

of Reactive SFx Gases on Electrode Surfaces after

Electrical Discharges under SF6 Atmosphere.

IEEE TDEI. Vol. 7 No. 2, April 2000. pp. 234-240.

[8] M.S. Indira and T.S. Ramu. Motion of

Conducting Particles Causing Inadvertent Outages

in GIS. IEEE TDEI. Vol. 7 No. 2, April 2000. pp.

247-253.


[9] Y. Takahashi. Diagnostic Methods for Gas-

Insulated Substations. IEEE Transactions on

Electrical Insulation. Vol. EI-21 No. 6, December

1986. pp. 1037-1043.


Subestação Unitária

RESUMO

A subestação elétrica constitui parte de um

sistema de potência, concentrada em um dado

local, compreendendo primordialmente as

extremidades de linhas de transmissão e/ou de

distribuição, com os respectivos dispositivos de

manobra, controle e proteção, incluindo as obras

civis e estruturas de montagem, podendo incluir

também transformadores, equipamentos

conversores e/ou outros equipamentos. Podem

ser divididas em: subestação transformadora,

conversora, de manobra, de distribuição e de

transmissão. O esquema elétrico, ou arranjo, de

uma subestação é definido a partir do nível de

confiabilidade desejado, tem-se os seguintes

arranjos de barra comumente encontrados no

sistema elétrico: barra simples, barra principal e

de transferência e barra dupla. Os principais

equipamentos de manobra encontrados em uma

subestação são as chaves e disjuntores. Nas

subestações também tem-se os transformadores

de potência, o sistema de medição e proteção

juntamente com os transformadores de corrente e

de potencial. As técnicas de manutenção

aplicadas às subestações elétricas são de acordo

com o equipamento inspecionado. Por exemplo,

para os transformadores de potência os principais

métodos de manutenção preditiva aplicados são a

análise cromatográfica e físico-química do óleo

isolante. Portanto para se ter uma boa estimativa

da vida útil de uma subestação tem que ser

levado em consideração, o desenvolvimento de

equipamentos de medição muito mais precisos e

eficientes, e os diversos equipamentos que se

encontram na subestação. Pode-se estimar uma


subestação elétrica.

I. INTRODUÇÃO

Segundo a norma NBR5460, a subestação

elétrica constitui parte de um sistema de potência,

concentrada em um dado local, compreendendo

primordialmente as extremidades de linhas de

transmissão e/ou de distribuição, com os

respectivos dispositivos de manobra, controle e

proteção, incluindo as obras civis e estruturas de

montagem, podendo incluir também

transformadores, equipamentos conversores e/ou

outros equipamentos.

Logo, as subestações elétricas atendem às

necessidades de transformação, controle e

distribuição da energia elétrica, podendo ser

divididas nas seguintes categorias:

• Subestação Transformadora: subestação

que modifica o nível de tensão da energia

elétrica, entre a entrada e saída, podendo

ser: abaixadora, quando o nível da tensão

de saída é menor que a de entrada, ou

elevadora, quando o nível da tensão de

saída é maior que a de entrada;

• Subestação Conversora: subestação que

converte energia elétrica de uma forma a

outra, podendo ser: conversora de


corrente, quando converte energia elétrica

de corrente alternada para corrente

contínua e vice-versa, ou conversora de

freqüência, quando converte energia

elétrica em corrente alternada com uma

freqüência para energia elétrica em

corrente alternada com outra freqüência;

• Subestação de Manobra: subestação

destinada a modificar a configuração de

um sistema elétrico, mediante manobras

de linhas de transmissão, se esta incluir

reguladores de tensão, então é chamada

de subestação de manobra reguladora;

• Subestação de Distribuição: subestação

abaixadora que alimenta um sistema de

distribuição de energia elétrica;

• Subestação de Transmissão: subestação

transformadora na qual entram e saem

linhas de transmissão.

Dentro da subestação elétrica, existem inúmeras

maneiras de se promover às ligações entre os

vários componentes que a compõe, estas ligações

elétricas definem o arranjo, ou topologia, da

subestação.

Sendo assim as características operativas de uma

subestação são definidas pelos equipamentos de

manobra e pelo seu arranjo de barra. Cada

arranjo possui suas vantagens e desvantagens,

sendo que cada um deles é mais adequado a um

certo tipo de aplicação.

Os equipamentos de manobra, chaves e

disjuntores, permitem que conexões e/ou

desconexões sejam feitas entre os vários

componentes de um sistema elétrico, sendo que

sua importância também se evidencia quando da

necessidade de ações corretivas sob falta.

As subestações devem ter suas ações e

comandos coordenados a partir de programas e

filosofias de operação, em conformidade com as

informações coletadas pelos sistemas de medição

e proteção.

Os sistemas de medição e proteção são de

fundamental importância na análise das ações

que devem ser tomadas durante a operação e o

restabelecimento das subestações elétricas [5].

As principais normas técnicas brasileiras

relacionadas são:

• NBR11191 – Subestações de distribuição

tipo I-69-34,5 ou 13,8 kV, até 5 MVA e 34,5

kV, 13,8 kV até 3,75 MVA - Diagramas

unifilares e arranjos de subestações

(11/1989): Padroniza diagramas unifilares

e arranjos de subestações de distribuição

tipo I;

• 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;

• NBR5460 – Sistemas elétricos de potência

– Terminologia (04/1992): Define termos

relacionados com sistemas elétricos de

potência, explorados por concessionários

de serviços públicos de energia elétrica,

sob os pontos de vista de: geração de

energia elétrica, especialmente em usinas


hidrelétricas e usinas termelétricas a

vapor; transmissão e distribuição de

energia elétrica; operação e manutenção

dos sistemas.


As principais características das subestações,

bem como os principais equipamentos elétricos

encontrados em uma subestação, serão

apresentadas a seguir

II.1. ARRANJO DE BARRA

O esquema elétrico ou arranjo de uma subestação

é definido a partir do nível de confiabilidade

desejado, ou seja, do objetivo de se manter o

compromisso de fornecimento de energia elétrica

aos consumidores [1] [2].

Os principais fatores que influenciam na escolha

do arranjo de barra são:

• A possibilidade de divisão da rede, por

exemplo, para reduzir a potência de curto-

circuito;

• A sensibilidade e reação dos

consumidores em caso de interrupção do

fornecimento de energia;

• A influência mútua dos consumidores em

caso de flutuações de tensão;

• Segurança do sistema elétrico, de

equipamentos e de pessoas;

• Facilidade de manutenção [3].

Os principais arranjos de barra são:

II.1.1. Barra Simples

Os esquemas de barra simples são aqueles em

que a interligação dos circuitos da subestação

somente pode ser feita em uma única barra. Esse

esquema é de todos o de menor custo, sendo

também o mais limitado em termos operativos,

pois todos os circuitos operam em paralelo.

II.1.2. Barra Principal e de Transferência

Quando uma subestação possui, além de uma

barra principal, uma barra para auxiliar as

manobras necessárias a liberação de disjuntores

para a manutenção, tem-se a configuração

denominada barra principal e de transferência.

Neste tipo de arranjo embora a subestação

possua fisicamente duas barras, do ponto de vista

operacional continua sendo um esquema de barra

simples, já que a barra de transferência não pode

ser usada para interligar circuitos, sendo

operacionalmente apenas um prolongamento da

barra principal. E ainda, este esquema possui um

disjuntor de transferência entre as duas barras,

que assume qualquer um dos circuitos cujo

disjuntor esteja em manutenção.

II.1.3. Barra Dupla

Os esquemas de barra dupla são aqueles nos

quais a subestação tem o barramento composto

por duas barras, às quais podem ser ligados

alternativamente todos os circuitos da subestação.

Pode-se usar simultaneamente as duas barras e

fazer diversas combinações dos circuitos entre si.

E ainda, este tipo de arranjo possui um disjuntor

de acoplamento ligado entre a barra 1 e a barra 2,

que funciona como disjuntor de transferência.


Normalmente o arranjo de barra dupla aplica-se a

interligações importantes onde não se pode

sacrificar a segurança do sistema elétrico.

II.2. EQUIPAMENTOS DE MANOBRA

Os principais equipamentos de manobra são:

II.2.1. Chaves

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 [4].

II.2.2. Disjuntores

A principal função dos disjuntores é a interrupção

de correntes de falta tão rapidamente quanto o

possível, de forma a limitar a um mínimo os

possíveis danos causados aos equipamentos

pelos curtos-circuitos.

Além das correntes de falta, o disjuntor deve ser

capaz de interromper correntes normais de carga,

correntes de magnetização de transformadores e

reatores, e as correntes capacitivas de bancos de

capacitores e de linhas em vazio. E ainda, o

disjuntor deve ser capaz de fechar circuitos

elétricos não só durante condições normais de

carga como na presença de curtos-circuitos [4].

II.3. SISTEMA DE MEDIÇÃO

A aplicação de equipamentos de medição em

sistemas elétricos tem como objetivo permitir a

observação e o registro das grandezas elétricas e

não-elétricas, fornecendo elementos necessários

à operação do sistema. E ainda, possibilita a

atuação preventiva e corretiva a fim de garantir o

fornecimento de energia aos consumidores com a

qualidade adequada [7].

As medidas elétricas em uma subestação devem,

portanto, existir em qualidade e quantidade

suficientes às necessidades da subestação a ser

supervisionada, viabilizando o acesso aos dados

necessários à sua operação e à correção de suas

falhas.

As principais grandezas observadas para a

operação de uma subestação são:

• Tensão: contribui para permitir a operação

de equipamentos e instalações; observar e


respeitar as restrições de isolamento

impostas pelos equipamentos da

subestação; fornecer dados para o ajuste e

atuação dos equipamentos de controle de

tensão e compensação de reativo.

• Corrente: contribui para permitir a

operação de equipamentos e instalações;

permitir o controle do carregamento de

equipamentos face às suas restrições

operativas;

• Fator de potência: contribui para avaliar as

condições operativas do sistema elétrico;

permitir o gerenciamento da carga;

identificar a necessidade de compensação

de reativos;

• Freqüência: contribui para fornecer dados

para o ajuste e atuação dos equipamentos;

permitir o restabelecimento de partes do

sistema desligadas pelo sistema de alívio

de cargas [8].

Os medidores e relés de proteção das

subestações são atuados por tensões e correntes

supridas por transformadores de potencial (TP) e

de corrente (TC). A função dos TP e TC é

transformar as correntes e tensões do sistema de

potência em magnitudes menores, e fornecer

isolação galvânica entre o sistema de potência e

os relés de proteção e instrumentos de medição.

II.3.1. Transformadores de Corrente

Os transformadores de corrente têm o seu

enrolamento primário ligado em série com o

circuito de alta tensão. A impedância do TC, vista

do lado do enrolamento primário, é desprezível,

comparada com a do sistema ao qual estará

instalado, mesmo que se leve em conta a carga

que se coloca no secundário. Desta forma a

corrente que circulará no primário dos

transformadores de corrente é ditada pelo circuito

de potência, ou circuito primário [4].

II.3.2. Transformadores de Potencial

Os transformadores de potencial têm a finalidade

de isolar o circuito de baixa tensão (secundário)

do circuito de alta tensão (primário), e ainda de

reproduzir os efeitos transitórios e de regime

permanente do circuito de alta tensão o mais

fielmente possível no circuito de baixa tensão [4].

II.4. SISTEMA DE PROTEÇÃO

Os sistemas elétricos defrontam-se com

perturbações e anomalias de funcionamento que

prejudicam a qualidade do serviço e as próprias

instalações elétricas, sendo assim a aplicação de

equipamentos de proteção objetiva assegurar, o

melhor possível, a continuidade de alimentação

dos usuários e salvaguardar o material e

instalações da rede [6].

No cumprimento dessas missões a proteção deve

tanto alertar os operadores em caso de perigo não

imediato, como retirar de serviço a instalação se

há, por exemplo, um curto-circuito que arriscaria

danificar um equipamento ou afetar toda rede [7].

Nos estudos de proteção de um sistema elétrico,

devem ser examinados três aspectos importantes:

• Operação normal do sistema;

• Prevenção contra falhas elétricas;

• Limitação dos defeitos devidos às falhas.

A proteção por meio de relés vem contribuir com o

terceiro aspecto, e tem como função principal


promover uma rápida retirada de serviço de um

elemento do sistema quando esse sofre um curto-

circuito, ou quando ele começa a operar de modo

anormal que possa causar danos ou, de outro

modo, interferir com a correta operação do resto

do sistema. E ainda, tem como função secundária

promover a indicação da localização e do tipo de

defeito.

Os relés de proteção são constituídos por um

elemento sensor, ou detector, um elemento

comparador e de um elemento de controle, são

dispositivos por meio dos quais um equipamento

elétrico é operado quando se produzem variações

nas condições deste equipamento ou do circuito

em que ele está ligado, ou em outro equipamento

ou circuito associado.

Esses relés supervisionam constantemente

grandezas dos sistemas elétricos, tais como:

tensão, corrente, freqüência, etc., e grandezas

inerentes aos próprios equipamentos, por

exemplo: temperatura.

Na Tabela 1 são apresentados os principais relés

encontrados em subestações:

III. MANUTENÇÃO PREDITIVA E

PREVENTIVA


inspeção, controle e ensaio, realizada em um

item, sem indisponibilidade operativa, com o

objetivo de se predizer/estimar o ponto ótimo para

a intervenção da manutenção preventiva não-

sistemática.

Tabela 1 – Principais Relés encontrados nas

subestações

ASA Relé de ... 21 Distância 25 Conferência de sincronismo 26 Temperatura do óleo 27 Subtensão 32 direcional de potência 49 Temperatura do enrolamento 50 Sobrecorrente instantâneo 51 Sobrecorrente temporizado 59 Sobretensão 62 Interrupção ou abertura temporizada 63 Gás 64 Proteção de terra 67 Direcional de sobrecorrente CA 78 Proteção contra falta de sincronismo 79 religamento CA 81 Freqüência 87 Proteção diferencial

As técnicas de manutenção aplicadas às

subestações elétricas são de acordo com o

equipamento inspecionado, abaixo serão

comentados os principais equipamentos

inspecionados nas subestações [9]:

III.1. TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA

As principais técnicas de manutenção preditiva

aplicada aos transformadores de potência:

• Análise cromatográfica dos gases

dissolvidos no óleo isolante, os gases mais

significativos produzidos pela

decomposição do óleo são o hidrogênio

(H2), metano (CH4), etano (C2H6), etileno

(C2H4), acetileno (C2H2), sendo que a

quantidade desses gases está relacionada

com os defeitos internos;

• Ensaios físico-químicos do óleo isolante:

teor de água, rigidez dielétrica, tensão

interfacial, fator de perdas e acidez, sendo


que cada ensaio está associado a defeitos

internos.

Os principais serviços de manutenção preventiva

são:

• Inspeção detalhada nos circuitos de

controle e fiação, vazamentos em buchas,

válvulas e tubulações;

• Manutenção no comutador de TAP sob

carga do transformador;

• Verificação do correto funcionamento do

niveostato, incluindo simulação de alarme

para nível mínimo.

III.2. DISJUNTORES

As novas técnicas de manutenção preditiva 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.


são:

• Isolamento CC;

• Resistência de contato;

• Limpeza e lubrificação do mecanismo de

comando;

• Simulação da atuação das proteções.

III.3. PÁRA-RAIOS

A principal técnica de manutenção preditiva

aplicada aos pára-raios é a inspeção por

termografia, e os principais serviços de

manutenção preventiva são:

• Isolamento CC;

• Fator de potência;

• Funcionamento dos contadores de

descargas;

• Isolamento CC das bases isoladas;

• Inspeção completa.

III.4. TRANSFORMADORES DE POTENCIAL E DE

CORRENTE


são:

• Isolamento CC dos enrolamentos primários

e secundários;

• Fator de potência do enrolamento primário;

• Limpeza e reaperto dos terminais primários

e secundários;

• Substituição da sílica-gel, se houver;

• Inspeção completa.

III.5. SISTEMAS DE PROTEÇÃO

Basicamente, os dispositivos de proteção

apresentam dois modos de falha: falha em operar

na presença de uma demanda operacional e

operação desnecessária na ausência de demanda

operacional.

A manutenção preventiva desses equipamentos

depende do tipo de tecnologia utilizada e

geralmente envolve a aferição e calibração dos

mesmos, com periodicidade que varia de dois a

quatro anos.


Hoje em dia, já se dispõe de sistemas de

automação aplicados em subestações elétricas o

que vem contribuir com o processo de medição e


verificação da atuação das proteções e alarmes

das subestações.

E ainda, estão sendo desenvolvidos diversos

trabalhos utilizando técnicas de inteligência

artificial e reconhecimento de padrões que vêm

contribuir com o diagnóstico de falhas ocorridas

em subestações elétricas, e até na correção das

mesmas.

Portanto para se ter uma boa estimativa da vida

útil de uma subestação tem que ser levado em

consideração, o desenvolvimento de

equipamentos de medição muito mais precisos e

eficientes, e os diversos equipamentos que se

encontram na subestação. Pode-se estimar uma


subestação elétrica.

REFERÊNCIAS

[1] A.A. Menezes. Subestações e Pátio de

Manobras de Usinas Elétricas – Volume 1.

Conquista, 1976.

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

Manobras de Usinas Elétricas – Volume 2.

Conquista, 1977.

[3] J.M. Bifulco. How to estimate construction

costs of electrical power substations. Van

Nostrand Reinhold Company, 1973.

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

especificação e aplicação em subestações de alta

tensão. Rio de Janeiro, Furnas, 1985.

[5] A.R. Aoki. Planejador Inteligente para o

Restabelecimento de Subestações Elétricas.

Dissertação, Escola Federal de Engenharia de

Itajubá, 1999.

[6] S.H. Horowitz; A.G. Phadke. Power System

Relaying – Second Edition. Research Studies

Press, 1995.

[7] J.A. Jardini. Sistemas digitais para automação

da geração, transmissão e distribuição de energia

elétrica. São Paulo, s.ed., 1996.

[8] G.M. Ribeiro. Sistemas Especialistas para

Restabelecimento Automático de Subestações.

Dissertação, Escola Federal de Engenharia de

Itajubá, 1993.

[9] J.R.D. Fonseca. Manutenção Preventiva e

Preditiva de Equipamentos de Alta e Média

Tensão. 14° Congresso Brasileiro de Manutenção.

Foz do Iguaçu, 1999.


Suprimento e Tratamento D’Água

RESUMO

A expansão da geração por termelétricas é uma

realidade no Brasil. Até o início deste ano havia,

segundo a ANEEL, pedidos de análise para

estudos de viabilidade, implantação ou ampliação

de capacidade de aproximadamente 23 mil MW. A

proximidade de grandes mercados consumidores

de eletricidade, linhas de transmissão capazes de

absorver grandes produções ou mesmo a

existência de gasodutos, prontos ou em

construção, fazem com que, aproximadamente,

80% desta capacidade esteja concentrada na

Região Sudeste, sendo mais da metade deste

percentual previsto para os estados de São Paulo

e Rio de Janeiro. Considerando a previsão da

capacidade a ser instalada de 23 mil MW e

sabendo-se que uma instalação termelétrica

convencional tem um consumo específico de

vapor (água) de aproximadamente 3 kg/kWh,

enquanto que, para uma central nuclear, este

valor é o dobro, deve-se estar bastante atento

para o suprimento de água de alimentação da

caldeira, sem nos esquecermos que a esta deve-

se acrescentar algo em torno de 90 kg/kWh de

água de resfriamento em circulação aberta de

centrais operando em ciclo a vapor simples. Desta

forma, além de condicionantes ambientais, esta

concentração de geração próxima dos grandes

centros de carga pode vir a ser problema, pois, via

de regra, as disputas associadas aos múltiplos

usos da água, em conseqüência da redução da

disponibilidade e da qualidade, já é um problema

ou se encaminha para esta direção.

Independentemente do tipo de combustível, há de

se suprir estas instalações com água tratada para

a geração de vapor de alta qualidade para melhor

desempenho da instalação. O tratamento externo

da água de alimentação, com reagentes, é o mais

adequado, eficiente e de maior confiabilidade para

todos os tipos de caldeiras. No Brasil, já existem

centrais operando há mais de 30 anos e em bom

estado de conservação. Desta forma, um valor de

vida útil econômica de 25 anos para sistemas de

tratamento de água é bastante viável e aceitável.

I. INTRODUÇÃO

As águas utilizadas para alimentação de caldeiras

provêm de fontes naturais como rios, lagos,

córregos ou de outros mananciais. De acordo com

sua procedência, estas podem conter, em

concentrações diversas, vários produtos

dissolvidos ou em suspensão.

Estas águas contêm impurezas como compostos

minerais, matérias orgânicas e inorgânicas, além

de gases dissolvidos.

Ao se evaporarem, haverá a liberação de gases

dissolvidos existentes ou decorrentes da

decomposição de matéria orgânica, além dos

resíduos minerais. Estes resíduos formam

depósitos com aderências de diferentes tipos, tais

como lodo, de fácil remoção, ou as chamadas

incrustações que se incorporam a parte metálica


na forma de resíduos resistentes, de remoção

mais difícil.

Estas incrustações, além de gerar uma redução

na vazão, aumentar a perda de carga, contribuem

de maneira significativa, por serem fracos

condutores de calor (aproximadamente 5% da

capacidade do aço), para a queda da

transferência de calor dos gases produtos da

combustão para a água.

Observa-se, então, que estes depósitos

incrustantes permitem uma forte concentração de

calor (hot points) na parede dos tubos, que

provoca a redução da resistência do material e,

conseqüentemente, da vida útil da instalação e

pode vir a causar a sua ruptura (golpe de

fogo/efeito laranja), com alto risco à segurança de

todos que, direta ou indiretamente, convivem com

uma termelétrica.

É claro que, diante de uma situação de trabalho

que prejudica a transmissão de calor entre os

fluidos do processo, o gerador de vapor passa a

produzir menor quantidade de vapor e,

conseqüentemente, a apresentar uma redução no

seu rendimento térmico e, assim, um aumento no

consumo de combustível se faz notar para

compensar esta queda de produção.

II. CLASSIFICAÇÃO DAS INCRUSTAÇÕES

As impurezas normalmente encontradas nas

águas de alimentação de caldeiras e que darão

origem às incrustações podem ser classificadas

em:

• Sólidos dissolvidos (ligeira ou altamente

solúveis);

• Sólidos em suspensão (areias, argilas,

matérias orgânicas colóides);

• Líquidos insolúveis (óleo, graxas, sabões);

• Gases dissolvidos (inertes como N2 ou

agressivos como O2, CO2, SO2).

III. CORROSÃO

Outro ponto importante a ser observado é quanto

ao problema da corrosão. O contato de um metal

com a água gera a oxidação dos seus elementos,

fenômeno conhecido como ferrugem. Se

devidamente tratada, a ferrugem em si não é

problema, mas, ao se trabalhar com altas

temperaturas, a ferrugem passa rapidamente para

um estado de corrosão, chamado de ferrugem

avançada.

Esta corrosão retira partículas da superfície do

metal de uma maneira geral ou causa o fenômeno

conhecido como “pitting” ou “corrosão localizada”.

Não podemos nos esquecer de mencionar a

corrosão galvânica que é conseqüência do fato de

dois metais diferentes, como cobre e aço, na

presença de água, passarem eletrodos de um ao

outro devido à condução através da água, o que

reduz a superfície do metal.

IV. ESCORVAMENTO

Deve ser considerada também a ação de uma

espuma criada na caldeira, conhecida como

escorvamento, que causa danos nas turbinas,

uma vez que esta entra nas linhas de vapor.

O escorvamento, no caso de instalações

termelétricas, é causado por um problema básico.

Quando produtos químicos são aplicados em

maior quantidade do que o necessário, surge a


espuma na superfície da água no interior da

caldeira. Esta espuma, ao entrar na tubulação de

saída do vapor da caldeira, acaba por formar uma

vedação no tubo. Esta vedação de espuma age

como uma bomba de sucção e suga atrás de si

toda sujeira e espuma que estão na superfície da

água.

O modo de se evitar o escorvamento é assegurar,

através de uma manutenção e tratamentos

adequados, que a água não esteja contaminada,

obtendo-se isto através da utilização de produtos

de alta qualidade.

V. ANÁLISE DAS ÁGUAS

A análise das águas de alimentação reveste-se de

importância cada vez maior, à medida que se

verifica um grande avanço na tecnologia do

tratamento dessas águas.

Além da qualidade sempre crescente dos

produtos e equipamentos utilizados, a análise é

condição essencial para o perfeito aproveitamento

dos mesmos, possibilitando maior vida útil.

Também o aspecto econômico do tratamento é

controlado pela análise, a qual, mantendo os

valores ideais, evita as super dosagens, por vezes

inconvenientes mesmo sob o ponto de vista

técnico.

Apesar do exposto, uma análise completa, na

rotina de controle diário não constitui uma prática,

por se tratar de um trabalho demorado e pouco

útil.

Uma vez que as principais impurezas

provenientes das águas naturais são conhecidas,

foram propostos vários métodos simplificados

para um controle rotineiro e que oferecem

resultados plenamente satisfatórios.

A American Public Health Association, N.Y.,

propôs um destes métodos, o qual consiste em

determinarem-se valores de dureza, alcalinidade

fenolftaleínica, alcalinidade metil-orange, cloretos,

fosfatos e pH. Outras águas exigem a

determinação de dados adicionais como: sólidos

totais, resíduo calcinado, matéria orgânica,

concentração de O2 livre e sílica.

Cabe destacar que a sílica é a responsável pelas

incrustações mais difíceis de serem removidas

das superfícies metálicas.

VI. TRATAMENTO DE ÁGUAS DE

CALDEIRAS

Com o objetivo de impedir inconvenientes, como

os citados anteriormente, deve-se melhorar a

qualidade das águas de alimentação de caldeiras

através de processos capazes de colocá-las

dentro de parâmetros e condições apropriadas à

sua utilização. Assim têm-se:

• Tratamento externo;

• Tratamento interno;

• Tratamento combinado.

O primeiro processo prepara a água antes de ela

ser introduzida no gerador de vapor. O segundo

realiza as reações químicas para melhoria da

qualidade no interior da própria caldeira.


A aplicação de um ou outro processo depende

das impurezas encontradas nas águas, mas, a

rigor, todo tratamento externo tende a completar

as reações no interior da caldeira.

No tratamento externo, utilizam-se processos para

abrandamento, visando a corrigir seu pH e

eliminar a dureza da água; processos de

desmineralização para reduzir o teor de sólidos

totais; processos de degaseificação e processos

de remoção de sílica.

O tratamento interno é utilizado para águas não

turvas, de baixa dureza através da adição de

composições apropriadas, à disposição no

mercado, em função das impurezas, sendo, no

entanto, o trifosfato de sódio o produto básico

destas composições.

VII. MANUTENÇÃO

Apesar do tratamento mais rigoroso que se possa

adotar, excetuando-se a destilação, é impossível

eliminar da água todas as impurezas nela

existentes, principalmente os sais em solução.

Desta forma, com a geração de vapor, acumulam-

se estas impurezas até que a concentração atinja

valores do limite de solubilidade, havendo

precipitações que vêm causar as incrustações,

formação de espuma e arraste de partículas

sólidas.

Um procedimento, que concorre como auxiliar de

manutenção preditiva, visando a aumentar a vida

útil da instalação como um todo, é realizar a

chamada descarga da caldeira.

A descarga é responsável pela manutenção da

concentração dos sais dentro dos limites

apropriados e também elimina o lodo que se

acumula nas partes inferiores da caldeira.

A descarga pode ser: descontínua e contínua.

A descarga descontínua, também conhecida como

intermitente, é lançada toda no esgoto e,

normalmente, dura de 5 minutos a 15 minutos a

cada 3,5 horas ou até 24horas. Ela é feita de

acordo com as necessidades de operação e

funcionamento do gerador de vapor, com o

objetivo de eliminar os depósitos em suspensão e

reduzir a concentração de sólidos totais, solúveis

na água interna.

Por sua vez, a descarga contínua não é lançada

no esgoto, permanecendo, assim, no ciclo,

passando, no entanto, primeiramente por um

trocador de calor, recuperador de entalpia da água

de descarga e seguindo para o tratamento de

água externo. Apesar de se manter durante todo o

tempo de funcionamento da caldeira, a descarga

contínua não dispensa a utilização da descarga

descontínua, embora a reduza consideravelmente.

VIII. CARACTERÍSTICAS DA ÁGUA DE

ALIMENTAÇÃO DE CALDEIRAS

Tendo em vista o exposto anteriormente, sabemos

que a água de alimentação de caldeiras deverá

possuir algumas características para o bom

desempenho da instalação.

Assim, é de se esperar, principalmente para

instalações que trabalham com pressões

elevadas, que todo fabricante deva prescrever as


condições mínimas exigíveis para a água, que se

introduz na caldeira e para a água dentro da

caldeira.

Desta forma, as tabelas, a seguir, apresentam

algumas destas prescrições.

A Tabela 1 estabelece a qualidade da água de

alimentação da caldeira entre as pressões de 10 e

100 kgf/ cm2. Acima destas pressões, as

exigências de qualidade são bem superiores,

sendo prática dominante a adoção de água

destilada para acrescentá-la ao sistema fechado

do ciclo térmico.

Tabela 1

Pressão pH Dureza Oxigênio

Dissolvido Gás Carb.

Dissolvido

ATM PPM PPM

10 8 - 9 0,5 - -

15 8 - 9 0,5 - -

20 8 - 9 0,5 0,02 0

25 8 - 9 0,5 0,02 0

30 8 - 9 0,2 0,02 0

40 8 - 9 0,2 0,02 0

50 7,5 - 8 0,05 0,02 0

60 7,5 - 8 0,02 0,02 0

80 7,5 - 8 0,02 0,02 0

100 7,5 - 8 0,02 0,02 0

A “American Boiler and Affiliated Industries

Manufactures Association’s” estabelece as

seguintes prescrições para a água de alimentação

de caldeiras:

Tabela 2

Pressão Sólidos

Totais

Alcali-

nidade

Sólidos

Suspensos Sílica

PSIG PPM PPM PPM PPM

0 - 20 3500 700 300 125

21 – 30 3000 600 250 90

31 – 40 2500 500 150 50

41 – 50 2000 400 100 35

51 – 60 1500 300 60 20

61 –70 1250 250 40 8

71 – 100 1000 200 20 2,5

101 – 140 750 150 10 1,0

>140 500 100 5 0,5


Independentemente do tipo de caldeira ou da

proporção das impurezas, quando se tem uma

produção de vapor superior a 4500 kg por hora,

caso típico das centrais termelétricas, deve existir

um sistema de tratamento d’água.

Do mesmo modo, quando a água tem mais de 8

graus de dureza permanente ou mais de 18 graus

de dureza total, faz-se necessária a instalação do

sistema e, devido à sua importância para o bom

funcionamento da central, bem como pelo seu

próprio custo, deve ser bem cuidado no que diz

respeito à manutenção de todos os seus

equipamentos, o que contribui para aumentar sua

vida útil.

No Brasil, já existem centrais operando há mais

de 30 anos e em bom estado de conservação.

Desta forma, um valor de vida útil econômica de

25 anos para sistemas de tratamento de água é

bastante viável e aceitável.


REFERÊNCIAS

[1] Pera, H., Geradores de Vapor, Editora Fama

S/C Ltda., São Paulo, 1990.

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

Libris, São Paulo, 1995.

[3] Pull, E., Calderas de Vapor Editorial Gustavo

Gili, S.A., Barcelona,1989.

[4] Nordel, E., Water Treatment, Reinhold

Publishing Corporation, New York, 1965.

[5] Kohan, A.L.; Spring Jr., H.M., Boiler Operator’s

Guide, McGraw-Hill, Inc. New York, 1991.


Transformador de Aterramento

RESUMO

Um transformador de aterramento é um

transformador usado com intuito de haver fluxo de

corrente do neutro para o terra. Por se tratar de

um dispositivo que trabalha em períodos muito

curto de tempo, o seu custo e seu tamanho são

menores que os de transformadores comuns.

Autotransformadores zig-zag também podem ser

usados como transformadores de aterramento.

Neste tipo de conexão as impedâncias de

seqüência positiva e negativa podem ser

consideradas iguais a Zm, sob condições normais

de tensão, e, portanto podem ser consideradas

infinitas. Observando-se os históricos de falhas

desses equipamentos, nota-se que na verdade

ocorrem defeitos em seus componentes e não a

falha do equipamento como um todo. Os

componentes instalados no corpo do

transformador, expostos a ação do tempo, chuva,

calor, frio, apresentam um histórico grande de

falhas, segundo levantamento do setor elétrico.

Como estes equipamentos não estão expostos a

sobrecarregamento, não sofrem envelhecimento

acelerado pela ação da temperatura. Assim, o

fator que pode influir na forma de envelhecimento

destes transformadores é o meio de isolação do

óleo isolante com o meio ambiente, respiração

livre, sílica-gel, membrana, etc. Em termos de

manutenção, esses equipamentos sofrem

inspeções e testes em períodos pré-

estabelecidos. Desta forma, considerando-se as

falhas características destes equipamentos e suas

influências na vida útil do equipamento, e ainda,

os critérios de manutenção adotados para estes

transformadores, pode-se estimar uma vida útil

econômica de aproximadamente 50 anos para

este tipo de equipamento.

I. INTRODUÇÃO

Um transformador de aterramento pode ser usado

com a finalidade de se reduzir a impedância de

seqüência zero, e conseqüentemente reduzir o

deslocamento de neutro, ou ainda para aterrar um

sistema não aterrado. A impedância efetiva de um

enrolamento estrela-delta seria igual a impedância

de seqüência zero e apareceria como ramo em

paralelo no diagrama de seqüência zero. Como

nenhuma corrente de seqüência positiva (a menos

da corrente de excitação) pode fluir neste sistema,

o transformador não apareceria como uma

impedância nem no diagrama de seqüência

positiva, nem no de seqüência negativa.

Um transformador de aterramento é um

transformador usado com intuito de haver fluxo de

corrente do neutro para o terra. A potência

nominal de um transformador de aterramento

trifásico, ou de um banco de aterramento, é o

produto da tensão normal de linha ao terra pela

corrente de neutro que o transformador está

projetado para conduzir sob condições de falta

durante um tempo especificado. O período de um

minuto é geralmente utilizado para especificação

em transformadores de aterramento, entretanto


outras taxas previstas em norma podem ser

especificadas dependendo da tarefa a ser

realizada. Como se trata de um dispositivo que

trabalha em períodos muito curto de tempo o seu

custo e seu tamanho são menores que os de

transformadores comuns.

Autotransformadores zig-zag também podem ser

usados como transformadores de aterramento.

Neste tipo de conexão as impedâncias de

seqüência positiva e negativa podem ser

consideradas iguais a Zm, sob condições normais

de tensão, e, portanto podem ser consideradas

infinitas.

Quando ocorre uma falta, a corrente de seqüência

zero é igual e oposta em cada enrolamento de

cada fase do transformador, e, portanto “verá" a

impedância de dispersão entre os enrolamentos.

Logo, a impedância Z0 é igual em ohms à

impedância entre dois enrolamentos em cada

fase.


A tensão nominal de um transformador de

aterramento é a tensão de linha para qual a

unidade é projetada.

Quando em operação em tensão trifásica nominal

equilibrada, somente a corrente de excitação

circula nos enrolamentos de um transformador de

aterramento. Correntes de magnitudes

consideráveis começam a circular no circuito de

aterramento somente quando uma falta

envolvendo o terra ocorre no sistema conectado.

Transformadores de aterramento, particularmente

em zig-zag, normalmente são projetados tal que a

corrente nominal de neutro flua quando uma falta

fase-terra sólida é aplicada aos terminais do

transformador, assumindo que a tensão de

alimentação seja totalmente mantida. Isto é

equivalente a 100% da tensão de seqüência-zero

imposta aos terminais do transformador

resultando na circulação da corrente nominal de

neutro.

Transformadores de potência convencionais

podem ser conectados para servirem como

transformadores de aterramento, mas a corrente e

os valores de tempo para serviço de aterramento

estão abertos para questionamentos dependendo

da forma e detalhes de construção. Quando esses

valores modificados são desejados, eles devem

ser obtidos de fabricantes.

II.1. IMPEDÂNCIAS ESTRELA-DELTA

A impedância para correntes de seqüência-zero

em cada fase de um banco de aterramento

estrela-delta, solidamente aterrado, incluindo

unidades monofásicas é igual a ZPS, a

impedância de fuga ôhmica entre um enrolamento

primário (estrela) e o correspondente enrolamento

secundário (delta):

Z0 = ZPS

A impedância percentual de seqüência-zero é

normalmente expressa em termos de potência e

tensão de linha:

2GPS

0 kV10U.Z

%Z =

Onde:


UG = (tensão de fase) X (corrente nominal

de neutro)

Em um transformador de aterramento trifásico

estrela-delta, Z0 pode ser menor que ZPS por um

fator dependendo da forma de construção do

núcleo: uma fração típica de Z0 para ZPS é 0,85,

entretanto variações deste valor para diferentes

projetos são possíveis.

II.2. IMPEDÂNCIAS ZIG-ZAG

A impedância para correntes de seqüência-zero

em cada fase de um banco de aterramento zig-

zag, solidamente aterrado, pode ser derivado

teoricamente da figura:

Figura 1: circuito equivalente de um transformador de

aterramento zig-zag

PS00

0

ppps00

ZZI

E

eeZIE

==

+−×=

A porcentagem da impedância de seqüência -zero

para a conexão zig-zag é normalmente expressa

em termos de potência e tensão fase-fase:

2GPS

0 kV10U.Z

%Z =

III. PRINCIPAIS FALHAS

Observando-se históricos de falhas desses

equipamentos, nota que na verdade ocorrem

defeitos em seus componentes e não falhas do

equipamento como um todo.

Os componentes instalados no corpo do



falhas, segundo levantamento do setor elétrico,

devido ao ressecamento de juntas e oxidação de

contatos, porém, no máximo eles podem causar o

desligamento do transformador, sem causar

danos a parte ativa ou diminuir o tempo de vida

útil destes equipamentos.


sobrecarregamento, pois são dimensionados para

a carga no momento do projeto e esta carga

normalmente não é variável, não sofrem

envelhecimento acelerado pela ação da

temperatura.

O fator que pode influir na forma de

envelhecimento destes transformadores é o meio

de isolação do óleo isolante com o meio ambiente,

respiração livre, sílica-gel, membrana, etc...

IV. MANUTENÇÃO PREVENTIVA E

PREDITIVA

Mensalmente, o transformador sofre inspeção

visual quanto a estanqueidade, fixação de

componentes, estado da pintura, sinais de sobre-


aquecimento, conexões, fixação na base (quando

for o caso).

Anualmente, além da inspeção mensal, é retirada

uma amostra de óleo isolante para análise físico-

química e cromatográfica, e testada a atuação dos

dispositivos primários (relés de fluxo ou bucholz,

fins-de-curso, válvula de alívio, etc.).

Além das inspeções e testes anteriores,

quadrianualmente, faz-se ensaios elétricos

(capacitância, fator de potência, isolação DC,

relação de transformação, resistência ôhmica).


No estudo da vida útil deste tipo de equipamento é

importante ressaltar a contribuição de cada falha

característica na redução ou não do tempo de

vida. Foi observado neste estudo os componentes

do transformador que estão mais propensos a

defeitos. São eles os componentes instalados no

corpo do transformador, expostos a ação do

tempo, chuva, calor, frio, devido ao ressecamento

de juntas e oxidação de contatos Contudo, no

máximo eles podem causar o desligamento do

transformador, sem causar danos a parte ativa ou

diminuir o tempo de vida útil destes equipamentos.

Além disso, como estes equipamentos não estão

expostos a sobrecarregamento, não sofrem


temperatura. Assim, o fator que pode influir na

forma de envelhecimento destes transformadores

é o meio de isolação do óleo isolante com o meio

ambiente, respiração livre, sílica-gel, membrana,

etc.

Desta forma, considerando-se as falhas

características destes equipamentos e suas


os critérios de manutenção adotados para estes




REFERÊNCIAS

[1] Electrical Transmission and Distribuition

Reference Book, Central Station Engineers of the

Westinghouse Electric Corporation, 4th edition,

1950.

[2] Cogo, J. R., e. Abreu, J. P. G, Transformador

de Aterramento, CEMAN-SE, Vol. 3, parte 4,

1983.

[3] Informações coletadas de concessionárias e

empresas do setor elétrico.


Transformador de Distribuição

RESUMO

Os transformadores de distribuição são

equipamentos elétricos que, por indução

eletromagnética, transforma tensão e corrente

alternada entre dois ou mais conjuntos de espiras

(enrolamentos), com a mesma frequência e,

geralmente, com valores diferentes de tensão e

corrente. Os transformadores são dimensionados

para funcionarem sob determinadas condições de

carga e temperatura dos enrolamentos acima da

temperatura ambiente. A operação dos

transformadores com cargas e temperaturas

acima dos especificados irá afetar no valor da vida

útil do equipamento. Esta redução na expectativa

de vida do transformador se dará devido,

principalmente, à deterioração da isolação em

função do tempo e da temperatura. O

transformador poderá funcionar com a carga

máxima programada de 150% e com a carga

máxima de emergência de 200%, desde que não

existam as seguintes limitações: capacidade

térmica dos enrolamentos, capacidade do sistema

de refrigeração, expansão do líquido isolante,

pressão nas unidades seladas, fluxo de dispersão,

buchas, conexões, comutadores de derivação e

outros. Qualquer um destes itens pode limitar o

carregamento e o fabricante do transformador

deverá ser consultado sobre estes limites. Para o

bom funcionamento dos transformadores de

distribuição deve-se utilizar dentro dos limites

recomendados de carregamento de potência, e

quando estes limites forem ultrapassados realizar

um trabalho de reforma e melhoramento da rede

de distribuição com a substituição do

transformador, e caso necessário, realizar

também o recondutoramento da rede de

distribuição. Deve-se realizar também as

inspeções periódicas a cada 12 meses, medição

da resistência e retirada de uma amostra do óleo

isolante a cada 5 anos e uma revisão completa

com 10 anos de utilização. Com isso a expectativa

de vida útil destes transformadores é de 20 anos.

I. INTRODUÇÃO


equipamentos elétricos que, por indução

eletromagnética, transforma tensão e corrente

alternada entre dois ou mais enrolamentos, sem

alteração da frequência.

A temperatura ambiente é um fator para a

limitação da capacidade de carga do

transformador de potência, pois com esta

temperatura se determina a temperatura do ponto

mas quente do enrolamento.

Os transformadores, usualmente, operam em um

ciclo de carga que se repete a cada 24 horas.

Este ciclo de carga pode ser constante ou poderá

ter um ou mais picos durante o período.




dimensionados para operar 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;



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.


Antes do iniciar-se os comentários sobre a vida

útil dos transformadores será realizado uma breve

apresentação das partes componentes deste

equipamento. Este procedimento tem por objetivo

mostrar todos os acessórios que compõem um

transformador. A Figura 1 a seguir mostra os

aspectos principais de um transformador em corte,

mostrando suas principais partes componentes.

Seguindo a numeração da Figura 1 pode-se

identificar as partes:

1 Bucha de tensão superior

1.1 - Terminal de tensão superior

2 Tampa

3 Abertura para inspeção

4 Guarnição

5 Comutador

6 Armadura

7 Núcleo

8 Bobinas

8.1 – Bobinas de tensão inferior

8.2 – Bobinas de tensão superior

9 Tanque

9.1 – Olhal de suspensão

9.2 – Radiador

9.3 – Suporte para fixação

10 Bucha de tensão inferior

10.1 – Terminal de tensão inferior

11 Placa de identificação

12 Dispositivo de aterramento.

Figura 1 – Transformador em corte


O sistema de isolamento de um transformador de

distribuição é o fator que irá determinar a vida útil

do equipamento, é constituída basicamente por

dois tipos: A isolação denominada sólida que é

constituída de papel de natureza molecular

celulósica e a parte líquida que é composta pelos

óleos minerais e os ascaréis.

Os principais tipos de papel empregados como

isolante em transformadores são o papel kraft e o

papelão kraft (derivado da fibra de madeira), o

papel manilha (composto por fibras de madeira e

cânhamo), pressboard (composto de papelão com

fibra de algodão) e o prespan. Todos esses

materiais possuem a característica de

apresentarem alta resistência de isolamento

quando secos, ou seja na faixa de 0,5% a 1% de

umidade, além de serem altamente higroscópicos.

O óleo mineral é utilizado nos equipamentos

elétricos que necessitem de um meio com elevada

resistência de isolamento, como é o caso dos

transformadores. 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.

Os ascaréis são um grupo de hidrocarbonetos

clorados, sintéticos altamente resistentes ao fogo

e com excelentes características isolantes.

Atualmente os ascaréis não são utilizados mais

em equipamentos elétricos uma vez que ficou

comprovado que resulta em sérios problemas de

saúde às pessoas que entram em contato com

este produto.

A propriedade de condutibilidade dos materiais

depende da disponibilidade de um grande número

de elétrons na banda de condução. A aplicação de

um campo elétrico resultante de uma diferença de

potencial resulta em um fluxo de elétrons,

orientado segundo a polaridade do campo elétrico

aplicado. Os materiais isolantes têm um número

muito reduzido de elétrons livres na banda de

condução. Uma grandeza que revela esta

condição é a resistência específica (ρ) dos

materiais. O cobre que é um bom condutor,

apresenta uma resistividade específica da ordem

de 1,7 10-6 [Ω][cm], enquanto a dos materiais

isolantes é da ordem de 1015 [Ω][cm]. Os materiais

isolantes são constituídos de matérias orgânicas,

que contém impurezas, que podem ser ionizáveis,

conduzindo corrente elétrica.


Existem também moléculas polarizadas, cujos os

átomos têm uma afinidade polar. Uma parte das

moléculas polarizadas tem carga positiva e as

outras negativas. Por influência de um campo

elétrico as moléculas polares giram orientando-se

no material. A molécula de celulose, substância

que compõe grande parte da isolação dos

transformadores e máquinas girantes, possui

grupos funcionais bipolares do tipo oxidrila (OH-),

que lhe confere a qualidade de bom isolante

quando seca.

A penetração de água no isolante, resulta na

dissociação de suas impurezas ionizáveis dando

origem a íons, que criam uma condição favorável

para a passagem de corrente elétrica, em outras

palavras há um aumento na sua condutividade.

No entanto, as isolações elétricas dos

transformadores não são homogêneas por serem

formados de materiais com diferentes

características dielétricas. Que se sobrepõem em

camadas e, em cujas interfaces podem localizar

moléculas ionizáveis.

Com o umedecimento da massa isolante, essas

moléculas se dissociam formando íons, que se

orientam e se deslocam na direção do campo

elétrico. Este fenômeno é conhecido como

absorção dielétrica. Quando se aplica corrente

contínua a um dielétrico, a corrente estabelece por

três componentes.

• A corrente de carregamento do capacitor,

que decresce rapidamente, atingindo

valores próximos de zero, quando o

capacitor está carregado.

• A corrente de dispersão, que passa pela

superfície e pelo interior da massa do

dielétrico. Esta corrente possui

características que podem indicar o

comportamento do isolante quando em

operação. Uma corrente de dispersão

constante, com tensão DC constante no

tempo, aplicada ao isolante, revela que a

isolação tem capacidade para resistí-la.

Por outro lado se a corrente aumentar com

o tempo de aplicação da tensão, é

provável que a isolação venha a falhar.

• A corrente de absorção. Esta corrente está

relacionada principalmente com o

fenômeno da polarização nas interfaces do

dielétrico.

No início da aplicação da tensão, seu valor é mais

elevado e decresce com o tempo de aplicação da

tensão. O fenômeno do reaparecimento da tensão

nos terminais de um capacitor após a remoção do

curto circuito para descarregá-lo é atribuída ao

fenômeno da absorção dielétrica. Por esse motivo

o isolante sob teste deve permanecer curto-

circuitado por tempo suficiente para poder haver o

desaparecimento completo da tensão.

Um dos teste de avaliação do sistema de

isolamento pode ser pela aplicação de corrente

contínua. Este método consiste em aplicar-se

tensão contínua constante no valor adequado,

através de um instrumento denominado megger, e

fazer leituras aos 15, 30, 45 e 60 segundos e, em

seguida, a cada minuto até completar-se 10

minutos. Uma isolação em boas condições dará

valores que aumentam progressivamente. Uma

isolação em condições satisfatórias dará valores

pouco variáveis. Com estes valores de resistência


de isolamento pode-se obter os índices de

qualidade do isolamento.

III.1. ÍNDICE DE POLARIZAÇÃO

O índice de polarização (IP) é calculado dividindo-

se o valor da resistência de isolamento (RI)

medida aos 10 minutos por seu respectivo valor a

1 minuto, corrigidos para a temperatura de 70oC,

conforme indica a ABNT.

RI(1min)RI(10min)

IP =

Para a correção dos valores de resistências de

isolamento, recorre-se a fórmula:

a70 50RIRI o ),()()( θ=

Onde:

10C70

ao θ−

−

θ = temperatura de ensaio.

A avaliação das condições da isolação pelo índice

de polarização recai nas faixas de valores

indicados na tabela a seguir.

Condições da isolação Índice de polarização

Perigosa Menor que 1

Pobre De 1,0 a 1,1

Questionável De 1,1 a 1,25

Satisfatória De 1,25 a 2,0

Boa Acima de 2,0

IV. MANUTENÇÃO PREDITIVA E

PREVENTIVA

Conceituando a manutenção como 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,

estes tipos de manutenção 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 transformadores de distribuição deve-se

realizar os seguintes tipos de inspeção:

Periódica a cada 12 meses com o transformador

energizado, limitando se a uma observação a

distância dos seguintes itens:

• 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.

A cada 5 anos deve-se realizar o ensaio de

resistência de isolamento e também retirar uma

amostra do líquido isolante para análise em

laboratório.

A cada 10 anos deve-se realizar uma revisão

completa do transformador, necessitando para

tanto que a unidade seja enviada à oficina.


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.


Um transformador é constituído de diversos

materiais isolantes, tendo como principais

materiais o papel e o óleo. Os óleos isolantes são

produzidos a partir de óleos crus de base

naftênica ou parafinica, e quando utilizado em

transformadores executa dupla função: como

fluído responsável pela refrigeração do

equipamento, diminuindo as perdas elétricas do

equipamento e contribuindo com o prolongamento

da vida útil do transformador ao fazer com que

esse opere em temperaturas menores, e como

líquido isolante elétrico (dielétrico). Controlar as

condições fisico-químicas do óleo isolante bem

como os subprodutos existentes em sua

composição, gases e furanos, durante a vida de

um transformador de potência, é uma boa técnica

de acompanhamento das condições operativas

deste transformador.

O processo de envelhecimento de um

transformador está diretamente relacionado com a

resistência mecânica do papel isolante de sua

isolação sólida, sendo o componente que tem a

capacidade de se deteriorar ou perder suas

qualidades mecânicas, sem no entanto perder

suas características dielétricas. Os fatores que

mais influenciam na perda de qualidade e

degradação do papel são: umidade, temperatura e

agentes oxidantes, fatores estes que se

apresentam normalmente durante a operação dos

transformadores e que causam o aparecimento de

glucose livre devido ao seccionamento da cadeia

da celulose na ligação glicosídica. Na degradação

térmica, além da glucose livre são formados:

água, óxidos de carbono (CO e CO2) e ácidos

orgânicos.


Na degradação hidrolítica, catalisada pela

presença de um ácido, ocorre a quebra das

ligações glicosídicas da cadeia de celulose,

formando glucose livre. A água em presença dos

compostos ácidos formados pela oxidação dos

hidrocarbonetos do óleo mineral isolante,

participará da degradação do papel isolante.

Na degradação oxidativa são formados ácidos,

aldeídos e água. Quando a oxidação envolve os

carbonos 2 e 3, abre-se a estrutura do anel de

glucose, formando CO, CO2 e H2. As modificações

enfraquecem as ligações glicosídicas,

contribuindo para a cisão da cadeia da celulose,

com a formação de glucose livre. Outros produtos

formados na degradação da celulose são os

furanos, ao contrário da glucose, são solúveis no

óleo mineral e detectáveis neste liquido dielétrico.

Durante a operação do transformador, à medida

que o papel vai envelhecendo, há um decréscimo

de suas propriedades mecânicas, relacionando a

uma diminuição do Grau de Polimerização (GP)

do papel. O fim-de-vida do papel como isolante é

considerado quando retém de 40 a 50% dos

valores originais de suas propriedades mecânicas,

o que corresponde à uma faixa de valores de GP

de 100 à 250. A dificuldade de determinação do

final-de-vida de um isolamento nos equipamentos

em operação a partir da determinação do GP, está

na dificuldade da preparação de corpos de prova,

isto é, existe a necessidade de interromper a

operação do equipamento, drenar o óleo isolante,

colher amostras do local de maior temperatura do

enrolamento celulósico, e reparar esse ponto.

Finalmente, pode-se afirmar que a vida útil dos

transformadores de distribuição hoje instalados

nas redes de distribuição das concessionárias e

nas subestações primária dos consumidores

atendidos na classe A4 é da ordem de 20 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] Mileaf, H., - Eletricidade – Ed. Martins Fontes,

1a ed., São Paulo, 1982.

[2] Milasch, M., - Manutenção de Transformadores

em líquido isolante – Editora Edgard Blücher Ltda,

1984, São Paulo.

[3] Alain F.S. Levy,Alexandre Neves, Femando A

Chagas, Helvio J. A Martins, José A M. Duque,

Márcio Sanglard, Marta M. Olivieri, Walter R.C.

Filho , José M. Chaves, Diagnóstico Integrado de

Transformadores de Potência, In: ERLAC, VI II,

1999, Ciudad del Leste, Paraguay

[4] Binda, Milton - Avaliação da Expectativa de

Vida de Transformadores de Potência Através da

Degradação do Isolamento Celulósico, Rio de

Janeiro, Furnas Centrais Elétricas, Março/1998.

[5] Barreto Júnior, José Tenório, Rangel Pesenti

Gilcinda, M Chaves José Antonio, Influência da

Manutenção no Óleo Isolante de Transformadores

de Potência, sobre as Concentrações de Furanos

(FAL-2), In: ERLAC, VIII, 1999, Ciudad del Leste,

Paraguay.


[6] NBR 5416, Aplicação de Cargas em

Transformadores de Potência, Procedimento

[7] NBR 7036, Recebimento, Instalação e

Manutenção de Transformadores de Distribuição,

Imersos em Óleo Isolante Mineral, Procedimento


Transformador de Força

RESUMO

Os transformadores de força são equipamentos

elétricos que, por indução eletromagnética,

transforma tensão e corrente alternada entre dois

ou mais conjuntos de espiras (enrolamentos), com

a mesma frequência e, geralmente, com valores

diferentes de tensão e corrente. Os

transformadores são dimensionados para

funcionarem sob determinadas condições de

carga e temperatura dos enrolamentos acima da

temperatura ambiente. A operação dos

transformadores com cargas e temperaturas

acima dos especificados irá afetar no valor da vida

útil do equipamento. Esta redução na expectativa

de vida do transformador se dará devido,

principalmente, à deterioração da isolação em

função do tempo e da temperatura. O

transformador poderá funcionar com a carga

máxima programada de 150% e com a carga

máxima de emergência de 200%, desde que não

existam as seguintes limitações: capacidade

térmica dos enrolamentos, capacidade do sistema

de refrigeração, expansão do líquido isolante,

pressão nas unidades seladas, fluxo de dispersão,

buchas, conexões, comutadores de derivação e

outros. Qualquer um destes itens pode limitar o

carregamento e o fabricante do transformador

deverá ser consultado sobre estes limites. Para o

operação do transformador de força sob

condições de carga máxima, estes deverão ser

fabricados com equipamentos auxiliares no

sistema de resfriamento, tais como: bombas e

ventiladores. Para o bom funcionamento dos

transformadores de força deve-se realizar os

serviços de manutenção preventiva e verificação

da situação do óleo isolante em períodos

regulares. Com isso a expectativa de vida útil

destes transformadores de força é de 30 anos.

I. INTRODUÇÃO

Os transformadores de força são equipamentos

elétricos que, por indução eletromagnética,

transforma tensão e corrente alternada entre dois

ou mais enrolamentos, sem alteração da

frequência.

A temperatura ambiente é um fator para a

limitação da capacidade de carga do

transformador de força, pois com esta temperatura

se determina a temperatura do ponto mas quente

do enrolamento. São classificados em duas

categorias de acordo com a sua potência nominal

(P) - categoria I para P menor ou igual a 10MVA e

categoria II para P maior que 10MVA.

Os transformadores, usualmente, operam em um

ciclo de carga que se repete a cada 24 horas.

Este ciclo de carga pode ser constante ou poderá

ter um ou mais picos durante o período.


Os transformadores de força são dimensionados

para operar sob as seguintes condições normais:





superior a 30ºC para o resfriamento a ar;



superior a 25ºC para o resfriamento a

água.





do fabricante.


Os transformadores de força possuem

basicamente os seguintes itens para a sua

fabricação:

• Buchas para as tensões superior e inferior;

• Comutador de derivações;

• Enrolamento primário e secundário;

• Núcleo de aço silício;

• Tanque do transformador;

• Radiadores;

• Juntas de vedação;

• Tanque para o reservatório do óleo

mineral;

• Equipamentos de supervisão e controle

durante a operação;

• Placa de identificação;

• Isolamento entre as fases e a carcaça;

• Sistema de resfriamento forçado.


força é o fator que irá determinar a vida útil do

equipamento, é constituída basicamente por dois

tipos: A isolação denominada sólida que é



óleos minerais e os ascaréis.




























método D877.










Os ascaréis são um grupo de hidrocarbonetos

clorados, sintéticos altamente resistentes ao fogo

e com excelentes características isolantes.

Atualmente os ascaréis não são utilizados mais

em equipamentos elétricos uma vez que ficou

comprovado que resulta em sérios problemas de

saúde às pessoas que entram em contato com

este produto. Lesões dermatológicas, alterações

morfológicas nos dentes fígado e rins são

algumas das doenças observadas.


















Existem também moléculas polarizadas, cujos os

átomos têm uma afinidade polar. Uma parte das

moléculas polarizadas tem carga positiva e as

outras negativas. Por influência de um campo

elétrico as moléculas polares giram orientando-se

no material. A molécula de celulose, substância

que compõe grande parte da isolação dos

transformadores e máquinas girantes, possui

grupos funcionais bipolares do tipo oxidrila (OH-),

que lhe confere a qualidade de bom isolante

quando seca.


















três componentes.





















dielétrico.










Um dos teste de avaliação do sistema de

isolamento pode ser pela aplicação de corrente

contínua. Este método consiste em aplicar-se

tensão contínua constante no valor adequado,

através de um instrumento denominado megger, e

fazer leituras aos 15, 30, 45 e 60 segundos e, em

seguida, a cada minuto até completar-se 10

minutos. Uma isolação em boas condições dará

valores que aumentam progressivamente. Uma

isolação em condições satisfatórias dará valores

pouco variáveis. Com estes valores de resistência

de isolamento pode-se obter os índices de

qualidade do isolamento.

III.1. ÍNDICE DE POLARIZAÇÃO

O índice de polarização (IP) é calculado dividindo-

se o valor da resistência de isolamento (RI)

medida aos 10 minutos por seu respectivo valor a

1 minuto, corrigidos para a temperatura de 70oC,

conforme indica a ABNT.

RI(1min)RI(10min)

IP =

Para a correção dos valores de resistências de

isolamento, recorre-se a fórmula:

a70 50RIRI o ),()()( θ=

Onde:

10C70

ao θ−

−

θ = temperatura de ensaio.

A avaliação das condições da isolação pelo índice

de polarização recai nas faixas de valores

indicados na tabela a seguir.

Condições da isolação Índice de polarização

Perigosa Menor que 1

Pobre De 1,0 a 1,1

Questionável De 1,1 a 1,25

Satisfatória De 1,25 a 2,0

Boa Acima de 2,0

Um outro método de avaliação é pela aplicação de

duas tensões em corrente contínua, este método

consiste em se aplicar duas tensões contínuas, na

relação 1 para 5, por exemplo 500 [V] e 2500 [V],

durante 1 minuto cada uma.

Uma diminuição no valor da resistência de

isolamento de 25% com a tensão mais elevada

em relação à mais baixa é, em geral, devido a

presença de umidade na isolação. A relação entre


as duas resistências é conhecido como índice de

absorção (IA). Os valores adequados do IA são

dados por:

)25,1(2500[V])(500[V]) ⟨=

RIRIIA

Este fenômeno, é atribuído ao fato de a água ter

polaridade positiva e ser atraída para as áreas

com elevado potencial negativo. Durante o teste o

borne negativo do megger é ligado ao condutor de

cobre e o positivo à terra. Portanto a água será

atraída para a área do condutor de cobre,

havendo diminuição na resistência de isolamento.

O fenômeno é conhecido como eletroendosmose

ou efeito Evershed. Com pouca ou nenhuma

umidade na isolação, os valores das duas leituras

serão praticamente iguais.




respiração livre, sílica-gel, membrana, etc.

IV. MANUTENÇÃO PREDITIVA E

PREVENTIVA

A manutenção nos transformadores de força

deverão ser realizadas com os seguintes

períodos:

Inspeções periódicas, através de registros

operacionais obtidos com as leituras dos

instrumentos indicadores. Sendo recomendável a

leitura diária dos indicadores de temperatura, de

nível de óleo, da carga e da tensão do

transformador. Deve se passar nas subestações o

termovisor para detectar pontos de aquecimento

anormal, principalmente nos conectores.

Semestralmente deve-se verificar visualmente os

seguintes equipamentos do transformador:

• Buchas;

• Tanque e radiadores;

• Conservador;

• Controle de aquecimento;

• Sistema de ventilação;

• Sistema de circulação de óleo;

• Dispositivo purificador e secador de ar;

• Dispositivo de alívio de pressão;

• Relé de gás e de pressão;

• Comutadores de derivação;

• Caixa de terminais da fiação de controle e

proteção;

• Ligações externas.

Anualmente deve-se realizar uma inspeção do

líquido isolante, através da retirada de amostras e

comparar os resultados com os valores do ano

anterior. Deve-se realizar também uma análise

dos gases dissolvidos no óleo isolante.

A cada três anos deve-se realizar os seguintes

ensaios de isolamento: fator de potência do

transformador e das buchas; isolamento com

corrente contínua do transformador. Durante este

período de desligamento deverá ser realizados os

testes de funcionamento dos dispositivos de

controle, proteção e resfriamento do

transformador.














líquido isolante elétrico (dielétrico).

Controlar as condições fisico-químicas do óleo

isolante bem como os subprodutos existentes em

sua composição, gases e furanos, durante a vida

de um transformador de força, é uma boa técnica

de acompanhamento das condições operativas

deste transformador.







suas características dielétricas.

Os fatores que mais influenciam na perda de

qualidade e degradação do papel são: umidade,

temperatura e agentes oxidantes, fatores estes

que se apresentam normalmente durante a

operação dos transformadores e que causam o

aparecimento de glucose livre devido ao

seccionamento da cadeia da celulose na ligação

glicosídica. Na degradação térmica, além da

glucose livre são formados: água, óxidos de

carbono (CO e CO2) e ácidos orgânicos.

Na degradação hidrolítica, catalisada pela

presença de um ácido, ocorre a quebra das

ligações glicosídicas da cadeia de celulose,

formando glucose livre. A água em presença dos

compostos ácidos formados pela oxidação dos

hidrocarbonetos do óleo mineral isolante,

participará da degradação do papel isolante.

Na degradação oxidativa são formados ácidos,

aldeídos e água. Quando a oxidação envolve os

carbonos 2 e 3, abre-se a estrutura do anel de

glucose, formando CO, CO2 e H2. As modificações

enfraquecem as ligações glicosídicas,

contribuindo para a cisão da cadeia da celulose,

com a formação de glucose livre. Outros produtos

formados na degradação da celulose são os

furanos, ao contrário da glucose, são solúveis no

óleo mineral e detectáveis neste liquido dielétrico.

Durante a operação do transformador, à medida

que o papel vai envelhecendo, há um decréscimo

de suas propriedades mecânicas, relacionando a

uma diminuição do Grau de Polimerização (GP)

do papel. O fim-de-vida do papel como isolante é

considerado quando retém de 40 a 50% dos

valores originais de suas propriedades mecânicas,

o que corresponde à uma faixa de valores de GP

de 100 à 250. A dificuldade de determinação do

final-de-vida de um isolamento nos equipamentos

em operação a partir da determinação do GP, está

na dificuldade apresentada na preparação de

corpos de prova, isto é, existe a necessidade de

interromper a operação do equipamento, drenar o

óleo mineral isolante, colher amostras do local de

maior temperatura do enrolamento celulósico, e

reparar esse ponto.


transformadores de força hoje instalados nas

concessionárias é da ordem de 30 anos, sendo


que este valor poderá ser bastante modificado

segundo as condições de manutenção e de

operação que ele estiver submetido durante sua

vida útil.

REFERÊNCIAS

[1] Mileaf, H. Eletricidade – Ed. Martins Fontes, 1a

ed., São Paulo, 1982.

[2] Milasch, M. Manutenção de Transformadores

em líquido isolante – Editora Edgard Blücher Ltda,

1984, São Paulo.

[3] Alain F.S., Levy, Alexandre Neves, Femando A

Chagas, Helvio J. A Martins, José A M. Duque,

Márcio Sanglard, Marta M. Olivieri, Walter R.C.

Filho, José M. Chaves, Diagnóstico Integrado de

Transformadores de Potência, In: ERLAC, VI II,

1999, Ciudad del Leste, Paraguay.

[4] Binda, Milton - Avaliação da Expectativa de

Vida de Transformadores de Potência Através da

Degradação do Isolamento Celulósico, Rio de

Janeiro, Furnas Centrais Elétricas, Março/1998.

[5] Barreto Júnior, José Tenório, Rangel Pesenti

Gilcinda, M Chaves José Antonio, Influência da

Manutenção no Óleo Isolante de Transformadores

de Potência, sobre as Concentrações de Furanos

(FAL-2), In: ERLAC, VIII, 1999, Ciudad del Leste,

Paraguay.

[6] NBR 5416, Aplicação de Cargas em

Transformadores de Potência, Procedimento.

[7] NBR 7037, Recebimento, Instalação e

Manutenção de Transformadores de Potência, em

Óleo Isolante Mineral, Procedimento.


Transformador de Medida

RESUMO

Os transformadores de medida são equipamentos

elétricos projetados e construídos especificamente

para alimentarem instrumentos elétricos de

medição, fornecendo um sinal de tensão e de

corrente. Estes equipamentos elétricos são do tipo

estáticos pois no funcionamento recebe e fornece

energia elétrica. Normalmente em sistemas

elétricos acima de 600 V, as medições de tensão

não são realizadas diretamente à rede primária

mas, através de equipamentos denominados

transformadores de potencial que tem as

seguintes finalidades: isolar o circuito de baixa

tensão (secundário) do circuito de alta tensão

(primário) e também reproduzir os efeitos

transitórios e regime permanente aplicados ao

circuitos de alta tensão o mais fielmente possível

no circuito de baixa tensão. Os transformadores

de corrente possui o seu enrolamento ligado em

série com o circuito de alta tensão. A impedância

do transformador de corrente, vista do lado do

enrolamento primário, é desprezível, comparada

com a do sistema ao qual estará instalado. Desta

forma, a corrente que irá circular no primário dos

transformadores de corrente será dada pelo

circuito de potência, denominado de circuito

primário. Geralmente os transformadores de

potencial e de corrente possuem isolamento de

resina epoxi para tensões de operação de até

34,5 kV (tensão de distribuição), para tensões

acima deste valor o isolamento passa a ser de

papel especial submerso em óleo mineral. Para o

bom funcionamento dos transformadores de

medida deve-se realizar os serviços de

manutenção preventiva e verificação da situação

do óleo isolante em períodos regulares. Com isso

a expectativa de vida útil destes transformadores

de medida é de 30 anos.

I. INTRODUÇÃO

O transformador de medida é um equipamento

que consta essencialmente de dois circuitos

elétricos, acoplados através de um circuito

magnético. Um dos circuitos elétricos denominado

de primário, recebe energia de uma fonte AC, e o

outro circuito, denominado de secundário, fornece

energia da mesma forma e frequência, geralmente

com valor da tensão diferente, a uma carga

conectada no seu secundário.

Os circuitos primário e secundário são bobinas de

fios de cobre, em geral com número de espiras do

primário diferente do número de espiras do

secundário. O circuito magnético , denominado de

núcleo, é construído de chapas de ferrossilício

justapostas, mas isoladas umas das outras

visando reduzir as perdas por correntes de

Foucalt.

A classe de exatidão dos transformadores de

medida é de 0,3 ou 0,6%.



Os transformadores de medida são

dimensionados para operar sob as seguintes

condições normais:


• Temperatura do ar ambiente máxima de

40ºC;

• Temperatura do ar ambiente média diária

não superior a 30ºC;

• Temperatura do ar ambiente mínima de -

10ºC





do fabricante. Constituem exemplos de condições

especiais:

• Instalação em altitudes superiores a 1000

m;

• Instalação em locais em que a temperatura

do ar ambiente esteja fora dos limites

especificados;

• Exposição a ar excessivamente salino,

vapores, gases ou fumaças prejudiciais;

• Exposição a poeiras excessivas;

• Exposição a materiais explosivos na forma

de gás ou pó;

• Sujeito a vibrações anormais;

• Instalação em locais excessivamente

úmidos e possibilidade de submersão à

água;

• Exigências especiais de isolamento;

• Exigências especiais de segurança

pessoal contra contatos acidentais contra

partes vivas do equipamento;

• Funcionamento em condições não usuais

tais como regime ou frequência incomuns,

ou forma de onda distorcida.


Os transformadores de potencial possuem o

enrolamento primário ligado em derivação com um

circuito elétrico e o enrolamento secundário é

destinado a alimentar bobinas de potencial de

instrumentos elétricos de medição. Na prática é

considerado como um equipamento redutor de

tensão, pois a tensão no circuito secundário é

normalmente menor que a tensão no circuito

primário. Isto ocorre no transformador de potencial

pois o número de bobinas no primário é maior que

no secundário.

Os transformadores de potencial são projetados e

construídos para uma tensão secundária nominal

padronizada de 115 V, sendo a tensão primária

nominal estabelecida de acordo com a tensão

entre fases do circuito em que o transformador de

potencial está ligado.

Os transformadores de potencial do grupo 1 são

projetados para ligação entre fases, do grupo 2

deverão ser ligados entre fase e neutro

eficazmente aterrado e do grupo 3 para ligação

entre fase e neutro de sistema onde não se

garante a eficácia do aterramento.

Os transformadores de potencial a serem ligados

entre fase e neutro são construídos para terem

como tensão primária nominal a tensão entre

fases do circuito dividido por 3 , e como tensão

secundária nominal de 115 / 3 V.


Os transformadores de potencial são projetados e

construídos para suportar uma sobretensào de até

10% em regime permanente, sem que nenhum

dano lhes seja causado.

Como os transformadores de potencial são

empregados para alimentar instrumentos de alta

impedância (voltímetros, bobina de potencial de

wattímetros, bobina de potencial de medidores de

energia), a corrente secundária é muito pequena e

por isto diz se que os transformadores de

potencial funcionam quase em vazio.

Os transformadores de potencial indutivo são

construídos até um certo nível de tensão (cerca de

245 kV) e a partir deste valor é utilizado a

tecnologia de transformadores de potencial

capacitivos, devido ao aumento excessivo do

número de espiras no enrolamento primário. A

seguir é apresentado um transformador de

potencial indutivo:

Onde:

1 – Isolador de porcelana

2 – Tanque

3 – Núcleo

4 – Enrolamento secundário

5 – Enrolamento primário

6 – Terminal de aterramento

7 – Blindagem

8 – Reservatório

9 Terminal primário

Os transformadores de corrente possuem o

enrolamento primário ligado em série com um

circuito elétrico e o enrolamento secundário é

destinado a alimentar bobinas de corrente de

instrumentos elétricos de medição. Na prática é

considerado como um equipamento redutor de

corrente, pois a corrente no circuito secundário é

normalmente menor que a corrente no circuito

primário. Isto ocorre no transformador de corrente

pois o número de bobinas no primário é menor

que no secundário.

Os transformadores de corrente são projetados e

construídos para uma corrente secundária

nominal padronizada de 5 ampères, sendo a

corrente primária nominal estabelecida de acordo

com a ordem de grandeza da corrente do circuito.

Os transformadores de corrente são projetados e

construídos para suportarem, em regime

permanente, uma corrente maior que a corrente

nominal, sem que nenhum dano lhes seja

causado. A relação entre a corrente máxima

suportável e a corrente nominal é definido como o

fator térmico do transformador de corrente.

Como os transformadores de corrente são

utilizados para alimentar instrumentos elétricos de

baixa impedância (amperímetors, bobinas de

corrente de wattímetros, bobinas de corrente de

medidores de energia), diz-se que os

transformadores de corrente funcionam quase que

em curto circuito.

Os transformadores de corrente são classificados,

de acordo com sua construção, em um dos

seguintes tipos:


• Tipo enrolado, cujo enrolamento primário é

constituído de uma ou mais espiras e

envolve mecanicamente o núcleo do

transformador;

• Tipo barra, onde o enrolamento primário é

constituído por uma barra montada

permanentemente através do núcleo do

transformador;

• Tipo janela, este transformador não possui

primário próprio, e o condutor atravessa o

núcleo através de uma abertura, formando

o circuito primário;

• Tipo bucha, é um transformador de

corrente tipo janela projetado para ser

instalado sobre uma bucha de um

equipamento elétrico;

• Tipo núcleo dividido, é um transformador

tipo janela em que o núcleo é separável ou

basculante, visando facilitar o enlaçamento

do condutor primário, neste caso não é

necessário realizar a interrupção do

circuito para instalar o transformador.

• Tipo com vários enrolamentos primário,

onde possui enrolamento primários

distintos e isolados separadamente,

permitindo realizar conexões dos

enrolamentos primários para diferentes

valores de corrente primária;

• Tipo com vários núcleos, possui vários

enrolamentos secundários isolados

separadamente e montados cada um em

seu próprio núcleo, formando um conjunto

com um único primário, cujas espiras

enlaçam todos os secundários, neste caso

pode-se ter um secundário destinado para

medição e outro para proteção.


medida é o fator que irá determinar a vida útil do

equipamento, é constituída basicamente por dois

tipos: A isolação denominada sólida que é



óleos minerais.





























método D877.











































três componentes.




















dielétrico.























líquido isolante elétrico (dielétrico).







suas características dielétricas. Os fatores que

mais influenciam na perda de qualidade e

degradação do papel são: umidade, temperatura e

agentes oxidantes.

Para o bom funcionamento dos transformadores

de medida deve-se realizar inspeções (de acordo

com o período recomendado pelo fabricante) do

líquido isolante, através da retirada de amostras e

comparar os resultados com os valores do ano

anterior, realização de uma análise dos gases

dissolvidos no óleo isolante. Deve-se realizar

também os seguintes ensaios de isolamento: fator

de potência do transformador e das buchas;

isolamento com corrente contínua do

transformador.


transformadores de medida hoje instalados é da

ordem de 30 anos, sendo que este valor poderá

ser bastante modificado segundo as condições de

manutenção e de operação que ele estiver

submetido durante sua vida útil.

REFERÊNCIAS

[1] Filho, S. M. Medição de Energia Elétrica, Livros

Técnicos e Científicos Editora, 1997

[2] Furnas Centrais Elétricas, Equipamentos

Elétricos – Especificação e Aplicação em

Subestações de Alta Tensão, 1985

[3] NBR6855 - Transformador de Potencial,

Especificação

[4] NBR 6856 - Transformador de Corrente,

Especificação


Transformadores de Potencial Capacitivo ou Indutivo

RESUMO

Os transformadores de potencial capacitivo ou

indutivo são equipamentos que permitem aos

instrumentos de medição e proteção funcionarem

adequadamente sem a necessidade de possuir

tensão de isolamento de acordo com a rede à qual

estão ligados. Por se tratarem de equipamentos,

geralmente, compactos e estanques, os cuidados

com a manutenção dos TP’s restringem-se

apenas aos aspectos de conservação externa.

Contudo existem técnicas para verificação

periódica, manutenção e monitoração do estado

de conservação destes equipamentos, visando

assegurar a longevidade dos mesmos. A

avaliação da vida útil de um TP pode ser feita

abordando-se o equipamento ou o sistema

isolante como um todo; ou analisar os materiais

empregados no equipamento em separado. Nesta

avaliação, algumas solicitações impostas ao TP

são extremamente relevantes para o tempo de

vida do equipamento. Dentre elas se destacam as

solicitações térmicas e elétricas. Assim,

considerando-se todas as características

construtivas e elétricas, as técnicas de

manutenção e as solicitações descritas no estudo,

pode-se estimar uma vida útil de 30 anos para um

transformador de potencial capacitivo ou indutivo.

I. INTRODUÇÃO

São equipamentos que permitem aos

instrumentos de medição e proteção funcionarem

adequadamente sem a necessidade de possuir

tensão de isolamento de acordo com a rede à qual

estão ligados. Os transformadores de potencial

são utilizados para suprir aparelhos que

apresentam elevada impedância, tais como

voltímetros, relés de tensão, bobinas de tensão de

medidores de energia, etc.



Os TP’s são fabricados de acordo com o grupo de

ligação requerido, tensões nominais primárias e

secundárias necessárias, e tipo de instalação

requerida.

O enrolamento primário é constituído por uma

bobina de várias camadas de fio, submetida a um

processo de esmaltação, em geral dupla, enrolado

em um núcleo de ferro magnético sobre o qual

também se envolve o enrolamento secundário. Já

o enrolamento secundário ou terciário é de fio de

cobre duplamente esmaltado e isolado do núcleo

e do enrolamento primário por meio de fitas de

papel especial.

Os transformadores construídos em epóxi são

mais compactos e de peso relativamente

pequeno. O núcleo com suas respectivas bobinas

é encapsulado através de processos especiais

para evitar formação de bolhas. Na maioria das

vezes, se danificado, o TP em epóxi é descartado.


Já nos transformadores em óleo, o núcleo com

suas respectivas bobinas são secos sob vácuo e

calor. O transformador, ao ser completamente

montado, é tratado a vácuo para em seguida ser

preenchido com óleo isolante.

O tanque é construído com chapa de ferro pintado

ou galvanizado a fogo. Na parte superior do

tanque são fixados os isoladores de porcelana

vitrificada. Alguns TP’s possuem tanque de

expansão de óleo, localizado na parte superior da

porcelana.

Os transformadores de potencial podem ser

construídos de dois tipos básicos: TP’s indutivos e

TP’s capacitivos.

II.1.1. TP’s Indutivos

A utilização de TP’s indutivos vai até a tensão de

138 KV, e estes apresentam custos de produção

inferiores ao capacitivo. Os TP’s indutivos são

dotados de um enrolamento primário envolvendo

um núcleo de ferro-silício que é comum ao

enrolamento secundário.

• Princípio de funcionamento

Funcionam com base na conversão

eletromagnética entre os enrolamentos primário e

secundário. Desta forma, para uma tensão

aplicada no primário, obtém-se uma tensão

reduzida no secundário dada pelo valor da relação

de transformação de tensão.

Os TP’s indutivos são construídos segundo três

grupos de ligação:

• Grupo 1: São os TP’s projetados para

ligação entre fases, basicamente utilizados

no sistema de até 34,5 KV, devendo

suportar 10% de sobrecarga.


ligação fase-neutro de sistemas

diretamente aterrados, ou seja, a razão

entre a resistência de seqüência zero do

sistema (Rz) e a reatância de seqüência

positiva do sistema (Xp) é menor ou igual a

1.


ligação fase-neutro de sistemas onde não

há garantia da eficácia do aterramento.

II.1.2. TP’s Capacitivos

São construídos, basicamente, se utilizando de

dois conjuntos de capacitores que fornecem um

divisor de tensão e permitem a comunicação

através do sistema carrier. São construídos,

normalmente, para tensões iguais ou superiores a

138 KV.

• Princípio de funcionamento

Este tipo de TP é composto de um divisor

capacitivo, cujas células formadoras do

condensador são ligadas em série e o conjunto se

encontra imerso em um invólucro de porcelana.

Tal divisor capacitivo é ligado entre fase e terra.

Uma derivação intermediária alimenta um grupo

de medida de média tensão, compreendendo os

seguintes elementos:

• Um TP ligado na derivação intermediária,

fornecendo as tensões secundárias

desejadas;

• Um reator de compensação ajustável,

visando controlar quedas de tensão e

defasagem do divisor, na freqüência

nominal, independente da carga, porém


dentro dos limites previstos pela classe de

exatidão. II.2. CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS

Os TP’s podem ser bem caracterizados

eletricamente através da particularização dos

seguintes parâmetros:

• Erro de relação de transformação: este tipo

de erro é registrado na medição com o TP.

Ele é facilmente observado, pois a tensão

primária não corresponde exatamente ao

produto da tensão lida no secundário pela

relação de transformação de potencial

nominal. O erro de relação pode ser

calculado pela fórmula:

(%)100V

VVRTP

p

psP ×

−×=ε

Onde:

Vs = tensão no secundário;

Vp = tensão no primário;

RTP = Relação de transformação de

Potencial.

• Erro de ângulo de fase: é o ângulo γ que

mede a defasagem entre a tensão vetorial

primária e a tensão vetorial secundária;

• Classe de exatidão: exprime o erro

esperado do transformador, considerando

os dois erros descritos nos itens i) e ii);

• Tensões nominais: Os TP’s devem

suportar, por norma, tensões de serviço

acima de 10% de seu valor nominal, em

regime contínuo, sem danos a sua

integridade;

• Cargas nominais: o somatório das cargas

acopladas a um TP deve ser compatível

com a carga nominal deste equipamento,

que é padronizada por norma;

• Polaridade: Os TP’s destinados à medição

de energia elétrica, relés de potência, etc.

são identificados por letras que indicam

para qual polaridade foram construídos.

Empregam-se as letras H1 e H2, X1 e X2

para designar, respectivamente, os

terminais primários e secundários dos

TP’s. Desta forma, diz -se que o TP tem

polaridade subtrativa quando a onda de

tensão , num determinado instante, tem no

primário a direção de H1 para H2 e a

correspondente onda de tensão

secundária está no sentido de X1 para X2.

Caso contrário, a polaridade é dita aditiva.

Convém ressaltar que a polaridade é

obtida orientando-se o sentido de

execução do enrolamento secundário, de

modo a se conseguir a orientação

desejada do fluxo magnético.

• Descargas parciais: aparecem nos TP’s

em epóxi, em decorrência da formação de

bolhas ou impurezas presentes durante o

processo de encapsulamento dos

enrolamentos. Tanto para os TP’s em

epóxi quanto nos em óleo, há normas que

estabelecem os valores limites e o método

de medição das descargas parciais.

Evidentemente, este fator influencia

diretamente na vida útil do equipamento.

• Potência térmica nominal: é a potência que

o TP pode suprir continuamente, sem que

os limites de temperatura nominal sejam

excedidos.

• Tensões suportáveis: os TP’s devem

suportar as tensões de ensaio previstas

em norma.



A verificação periódica do estado de conservação,

a manutenção e a monitoração dos TP’s durante

toda a sua vida são fundamentais para assegurar

sua longevidade. Dentre estas atividades

executam-se verificações gerais (estado geral,

pintura, conservação das partes metálicas, etc.)

realizadas sem o desligamento, e testes de

monitoração (verificação da resistência de

enrolamento, relação de transformação,

resistência ôhmica dos enrolamentos, etc.).

Outros métodos podem ser utilizados:

• Monitoração automática de TPC: é a

supervisão constante do TPC através de

um dispositivo que mede a tensão de

seqüência zero no secundário de um

conjunto de três TPC’s. Quando esta

tensão atingir um valor pré-ajustado, um

alarme é disparado e sabe-se que poucos

elementos da unidade capacitiva foram

danificados e que ainda é possível tomar

providências para se evitar danos maiores

para o sistema elétrico.

• Detetores ultrassônicos: usados para

medição de descargas parciais em TI tipo

“dead tank”.

• Medição da tang d: alguns TI’s saem de

fábrica dotados de uma derivação para a

medição do fator de dissipação da sua

isolação. Contudo, esses resultados não

são considerados confiáveis.


Por se tratarem de equipamentos, geralmente,

compactos e estanques, os cuidados com a

manutenção dos TP’s restringem-se apenas aos

aspectos de conservação externa.


A avaliação da vida útil de um TP pode ser feita

abordando-se o equipamento ou o sistema

isolante como um todo; ou analisar os materiais

empregados no equipamento em separado. Na

primeira abordagem, o tempo de vida virá de um

histórico, através do qual uma ou mais

características significativas serão monitoradas,

explicitando a degradação que terminará em falha

do equipamento. Vários critérios devem ser

estabelecidos para os referenciais das

características monitoradas, no início e fim da vida

do equipamento. Os dados colhidos formarão um

banco de dados e devem receber um tratamento

estatístico, visando a determinação do tempo de

vida do equipamento. A segunda abordagem

refere-se ao envelhecimento dos materiais,

existindo um considerável número de informações

disponíveis sobre o comportamento de diversos

materiais (3).

Algumas solicitações impostas ao TP são

extremamente relevantes para o tempo de vida do

equipamento. Dentre elas, vale ressaltar as

solicitações de natureza térmica e elétrica. A

solicitação térmica em TP’s é um efeito

predominantemente resultante das perdas

dielétricas. O tempo de vida tem sido estabelecido

de acordo com algum critério de perda das

características do material, dada pelo

envelhecimento dos materiais dielétricos em si,

decorrentes de solicitações térmicas.


Além das solicitações elétricas de freqüência

nominal, os TP’s estão sujeitos à solicitações

elétricas, importantes para o tempo de vida. Essas

solicitações resultam de transitórios de alta

freqüência, descarga de linhas, cabos e banco de

capacitores e ferroressonância.

• Solicitações elétricas de freqüência

nominal: no caso de resina epóxi, o fator

decisivo para o tempo de vida sob

solicitação de freqüência nominal é a

ocorrência de descargas parciais.

• Solicitações de alta freqüência: são

responsáveis por muitas falhas em TP’s.

São devidas, geralmente, a operação de

dispositivos de interrupção, chaves

seccionadoras e centelhadores de

proteção. As solicitações de alta

freqüência também podem afetar o circuito

secundário, causando curto-circuito entre

espiras ou camadas do enrolamento ou

tensões elevadas que podem danificar os

equipamentos conectados.

• Descarga de linha, cabo isolado e banco

de capacitores: a solicitação decorrente de

descargas de energia armazenada em

capacitâncias ocorre como uma oscilação

amortecida, periódica ou não, através do

enrolamento primário do TPI. A corrente

associada magnetiza o TPI, saturando o

seu núcleo e alterando a sua reatância

magnética não-linear de um valor elevado

para um valor baixo. Finalmente, a

corrente será apenas limitada pela

resistência do enrolamento primário.

Dependendo do nível de tensão, do

comprimento da linha ou cabo e

conseqüentemente do valor da

capacitância, do número e seqüência de

operações de manobra, essas solicitações

podem danificar o TPI quer seja por efeitos

de elevação de temperatura ou por forças

mecânicas.

• Ferroresonância com TPI monofásico: os

fenômenos de ferroressonância podem ser

causados por operações de manobra

envolvendo reatâncias não-lineares dos

TPI e as capacitâncias da rede, que

formam um circuito série ou paralelo.

Devido ao comportamento não linear das

reatâncias, aparecerão oscilações de

freqüência nominais e seus harmônicos.

Essas oscilações podem danificar os TP’s

por sobreaquecimento ou sobretensão.

Considerando todas as características descritas

anteriormente e as técnicas de monitoração e

manutenção relatadas, pode-se estimar uma vida

útil de 30 anos para um transformador de

potencial capacitivo ou indutivo.

REFERÊNCIAS


Livros Técnicos e Científicos Editora, Volume 2, 2a

edição 1994.

[2] A. O. F. Mundim e O B. Oliveira, “Avaliação do

tempo de vida de transformadores para

instrumentos”, em XI SNPTEE. 1991.

[3] Fallou, B. Component spécifiques des

matériaux isolants soumis à diverses contraintes.

Résumé des connaissances actuelles et

normalisation. Revue générale de l’Electricité, nº

10/1985.


Transformador de Serviços Auxiliares

RESUMO

Os transformadores de serviços auxiliares são

equipamentos usados em subestações para

fornecer alimentação em baixa tensão para

instalações locais, suprindo energia para

cubículos, painéis, iluminação e demais

componentes de uma subestação que necessitam

de alimentação em baixa tensão. São portanto,

transformadores de distribuição, com potência

suficiente para alimentar as cargas locais. Quanto

ao histórico de falhas desses equipamentos, nota-

se que na verdade ocorrem defeitos em seus

componentes e não falhas do equipamento como

um todo. Os componentes instalados no corpo do



falhas, porém, no máximo elas podem causar o



útil destes equipamentos. A norma IEC 354, diz

que “a duração da vida útil de um transformador

depende de uma série de eventos tais como,

sobretensões, curtos-circuitos, sobrecargas, etc,

aos quais o equipamento é submetido”. Como

estes equipamentos não estão expostos a





temperatura. O fator que pode influir na forma de



respiração livre, sílica-gel, membrana, etc. Além

disso, no estudo da vida útil deste tipo de

equipamento é importante ressaltar a contribuição

de cada falha característica na redução ou não do

tempo de vida. Desta forma, considerando-se as

falhas características destes equipamentos e suas


as características de projeto e os critérios de

manutenção adotados para estes




I. INTRODUÇÃO

Os transformadores de serviços auxiliares são

equipamentos usados em subestações para

fornecer alimentação em baixa tensão para

instalações locais, suprindo energia para

cubículos, painéis, iluminação e demais

componentes de uma subestação que necessitam

de alimentação em baixa tensão. São portanto,

transformadores de distribuição, com potência

suficiente para alimentar as cargas locais.

Desta forma, a maioria das características de um

transformador de distribuição se aplica aos

transformadores de serviços auxiliares. Algumas

características são particulares do equipamento e

serão ressaltadas ao longo do estudo.



Os transformadores de distribuição rebaixam a

tensão ao nível de utilização do consumidor final.

A figura seguinte apresenta um exemplo de um

transformador de distribuição:

Figura 1: Transformador de distribuição

1 Bucha de AT

2 Bucha de BT

3 Dispositivo de aterramento

4 Abertura para inspeção (quando aplicável)

5 Placa de identificação

6 Suporte para fixação ao poste

7 Olhais de suspensão

8 Estrutura de apoio

9 Grampo de fixação da tampa

10 Radiador de tubo elíptico (quando

aplicável)

11 Placa logomarca (quando aplicável)

12 Placa de identificação alternativa

No caso dos transformadores de serviços

auxiliares, eles rebaixam a tensão ao nível de

utilização da subestação, visando alimentar

equipamentos e demais componentes da própria

subestação.

II.1.CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS

II.1.1. Potência Nominal de um Transformador

É a potência que o transformador pode entregar,

sem exceder os limites de elevação de

temperatura do óleo e enrolamentos.

II.1.2. Classe de Tensão de Isolamento

É o valor eficaz da tensão que caracteriza a

capacidade de um equipamento elétrico em

suportar ensaios de tensão especificados por

norma.

II.1.3. Classe de Isolamento

É definida pelo material isolante empregado no

transformador e determina a temperatura máxima

que pode ser alcançada.

II.1.4. Temperatura de Referência e Elevação da

Temperatura

Os transformadores operam conforme suas

características nominais desde que a temperatura

do ar ambiente não exceda a média de 30 °C e a

máxima de 40 °C.

II.1.5. Tensão de Curto-circuito

É a tensão que deve ser aplicada a um

enrolamento para que a corrente deste

enrolamento adquira valor igual à sua corrente

nominal, estando o outro enrolamento em curto-

circuito.


II.1.6. Corrente de excitação

É a corrente que circula num dos enrolamentos do

transformador quando este é alimentado pela

tensão e freqüência nominais, estando o outro

enrolamento com o circuito aberto.

II.1.7. Carregamento do Transformador

A aplicação de corrente no transformador, acima

da nominal pode trazer como conseqüência o

envelhecimento acelerado do isolamento. Esse

envelhecimento se dá, principalmente devido aos

seguintes fatores:

• Aumento da temperatura dos

enrolamentos, condutores e óleo isolante

acima dos níveis aceitáveis;

• Aumento do fluxo de dispersão fora do

núcleo, causando aumento das correntes

parasitas e aquecimento das partes

metálicas, devido a esse fluxo;

• Possibilidade de sobreexcitacao do núcleo

devido ao aumento do fluxo de dispersão;

• Alterações no volume de umidade no

isolamento devido ao aumento da

temperatura.

Esses fatores podem ter como conseqüência a

falha prematura do transformador.

Contudo, no caso dos transformadores de

serviços auxiliares, não deve haver problemas

com sobrecarregamento, pois estes

transformadores trabalham em condições

bastante especificas e controladas, já que estão

dentro da própria subestação.

II.1.8. Freqüência

As freqüências nominais recomendadas são de 50

ou 60 Hz.

II.1.9. Outras Características

Regulação, rendimento, polaridade e

deslocamento angular.


II.2.1. Tanques

O tanque do transformador, além de ser o

recipiente que contém as partes vivas, isoladores,

e óleo, é o elemento que transmite para o ar, o

calor produzido pelas perdas. O formato do

tanque varia de redondo para os transformadores

de distribuição cuja potência máxima é da ordem

de 150 kVA, a oval e retangular para os

transformadores de média e grande potência. De

acordo com a quantidade de calor a ser liberada,

os transformadores têm tanque liso, nervurado ou

equipado com radiadores.

II.2.2. Líquidos Isolantes

O líquido de um transformador exerce duas

funções distintas; uma é de natureza isolante e a

outra é a de transferir para as paredes do tanque,

o calor produzido pelas perdas na parte ativa do

equipamento. A fim de executar devidamente

estas funções o óleo deve possuir determinadas

características, entre as quais as mais importantes

são: elevada rigidez dielétrica, boa fluidez e

capacidade de funcionamento com temperaturas

elevadas.

III. PRINCIPAIS FALHAS

Observando-se históricos de falhas desses

equipamentos, nota-se que na verdade ocorrem


defeitos em seus componentes e não falhas do

equipamento como um todo.

Os componentes instalados no corpo do



falhas, segundo levantamento do setor elétrico,

devido ao ressecamento de juntas e oxidação de

contatos, porém, no máximo eles podem causar o



útil destes equipamentos.






temperatura.




respiração livre, sílica-gel, membrana, etc.

IV. MANUTENÇÃO PREVENTIVA E

PREDITIVA

Mensalmente, o transformador sofre inspeção

visual quanto a estanqueidade, fixação de

componentes, estado da pintura, sinais de sobre-

aquecimento, conexões, fixação na base (quando

for o caso).

Anualmente, além da inspeção mensal, é retirada

uma amostra de óleo isolante para análise físico-

química e cromatográfica, e testada a atuação dos

dispositivos primários (relés de fluxo ou bucholz,

fins-de-curso, válvula de alívio, etc.).

Além das inspeções e testes anteriores, de quatro

em quatro anos, faz-se ensaios elétricos

(capacitância, fator de potência, isolação DC,

relação de transformação, resistência ôhmica).


A norma IEC 354, diz que “a duração da vida útil

de um transformador depende de uma serie de

eventos tais como, sobretensões, curtos-circuitos,

sobrecargas, etc, aos quais o equipamento é

submetido”. Além disso, no estudo da vida útil

deste tipo de equipamento é importante ressaltar

a contribuição de cada falha característica na

redução ou não do tempo de vida. Foi observado

neste estudo os componentes do transformador

que estão mais propensos a defeitos. São eles os

componentes instalados no corpo do


calor, frio, devido ao ressecamento de juntas e

oxidação de contatos Contudo, no máximo eles

podem causar o desligamento do transformador,

sem causar danos a parte ativa ou diminuir o

tempo de vida útil destes equipamentos. Além

disso, como estes equipamentos não estão

expostos a sobrecarregamento, não sofrem


temperatura. Assim, o fator que pode influir na

forma de envelhecimento destes transformadores

é o meio de isolação do óleo isolante com o meio

ambiente, respiração livre, sílica-gel, membrana,

etc.

Desta forma, considerando-se as falhas

características destes equipamentos e suas



as características de projeto e os critérios de

manutenção adotados para estes




REFERÊNCIAS

[1] Martignoni, A., Transformadores. Editora

Globo, 1a edição. 1973.

[2] Informações coletadas de concessionárias e

empresas do setor elétrico.


Turbina a Gás

RESUMO

A turbina a gás é composta por três elementos: o

compressor, a câmara de combustão e a turbina

propriamente dita. Seu princípio básico de

operação pode ser resumido como apresentado a

seguir. O ar, após passar pelo compressor e ter

sua pressão e temperatura elevadas, atravessa a

câmara de combustão, participando da reação de

queima do combustível. O gás resultante, que se

encontra em uma alta temperatura e pressão

elevada, segue para a turbina onde expande-se,

acarretando a geração de potência de eixo. Uma

oarcela desta potência gerada é destinada ao

acionamento do próprio compressor. Para ter um

funcionamento adequado e uma alta

disponibilidade para operação, a turbina a gás

conta uma manutenção preditiva rigorosa,

contando atualmente com sistemas on-line de

informação sobre os principais parâmetros

operativos da máquina. Também de grande

importância é a manutenção preventiva, realizada

onde a distintos intervalos de tempo. Estes

intervalos variam em função da operação e das

próprias características do equipamento, mas

como indicativo pode-se citar uma inspeção dos

elementos de combustão a cada 8.000 horas de

operação, uma inspeção de partes quentes (“gas

path”) a cada 24.000 horas e uma inspeção geral

(“overhaul”) a cada 48.000 horas. Baseando-se

em valores de vida média para turbinas, fornecida

em número de horas de operação, e em valores

de disponibilidade média destes equipamentos,

sugere-se uma vida útil econômica de 20 anos

para as turbinas a gás.

I. INTRODUÇÃO

A turbina a gás, desde sua concepção inicial até

um modelo que apresentasse resultado

satisfatório, enfrentou uma série de problemas e

dificuldades, desde a resistência dos materiais até

a concorrência com a turbina a vapor. A primeira

turbina a gás de funcionamento satisfatório foi

obtida em 1903 por Aegidius Elling. Atualmente

existem vários fabricantes de turbinas a gás, bem

como uma diversificada área de aplicação no

mercado, como por exemplo a indústria

aeronáutica e os sistemas de cogeração de

eletricidade e vapor.

Os elementos fundamentais que constituem uma

turbina a gás são: o compressor, a câmara de

combustão e a turbina propriamente dita. Em seu

funcionamento, o ar é aspirado da atmosfera e

comprimido, passando para a câmara de

combustão, onde se mistura com o combustível.

Nesta câmara ocorre a reação de combustão,

produzindo gases quentes, que escoam através

da turbina, onde se expandem produzindo

potência mecânica para acionar o eixo do

compressor e da carga, freqüentemente um

gerador elétrico.

Além destas partes, a turbina a gás pode ainda

conter trocadores de calor e intercollers. O


trocador de calor é utilizado para aumentar a

eficiência térmica. Serve para recuperar parte do

calor residual presente nos gases de exaustão.

Este calor recuperado é reintroduzido no ciclo, na

entrada da câmara de combustão. O intercooler é

um equipamento usado para aumentar o trabalho

útil do ciclo e ao mesmo tempo diminuir o trabalho

de compressão fornecido pela turbina ao

compressor.

Uma concepção construtiva freqüente nestes

equipamentos divide a expansão dos gases entre

uma turbina de alta pressão, empregada para

acionar o compressor e uma turbina de baixa

pressão, que aciona a carga. Para este tipo de

montagem, se denomina usualmente gerador de

gás ao conjunto formado pelo compressor,

queimador e a turbina de alta pressão, enquanto a

parte restante se conhece como turbina de

potência.


A turbinas a gás podem ser classificadas de

diversas formas.

Segundo o ciclo de operação, as turbinas a gás

podem ser classifcadas em Ciclo Aberto e Ciclo

Fechado.

As turbinas a gás de ciclo fechado diferem das de

ciclo aberto por manterem o fluido de trabalho

confinado no equipamento, e queimarem o

combustível fora do sistema de trabalho. As

vantagens são o melhor aproveitamento do calor e

a possibilidade operar em alta pressão, permitindo

a construção de máquinas menores para uma

dada potência útil. Este sistema possui entretanto

a desvantagem de necessitar de um sistema

externo de aquecimento, o que requer um ciclo

auxiliar.

Segundo o fluxo de gases em relação com o eixo

da turbina:

• Axiais: quando os gases escoam co-

axialmente ao eixo da máquina;

• Radiais: neste caso os gases escoam

radialmente em relação ao eixo da turbina,

resultando máquinas mais simples e de

menor custo, mais competitivas na gama

de pequenas potências.

Segundo a configuração da turbina de potência :

• Monoeixo: quando estão montados sobre o

mesmo eixo. Por imposição de sua

configuração, nas turbinas monoeixo, o

compressor e a turbina têm a mesma

rotação. Para o caso do acionamento de

um alternador, onde se requer uma

rotação constante, impõe-se manter

constante o fluxo de ar. A regulagem da

potência desenvolvida é efetuada

modificando-se unicamente a injeção de

combustível na câmara de combustão,

sem que se varie a velocidade do rotor. A

variação da quantidade de combustível

injetado para uma descarga de ar

constante modifica a temperatura dos

gases de combustão e afeta

significativamente o rendimento da

máquina.

• Com dois eixos: quando estão montados

em eixos distintos. Assim, nas turbinas de

dois eixos, utiliza-se o primeiro estágio

para acionar o compressor e um estágio


posterior para acionar a carga conectada

no eixo de saída, em eixos independentes.

Com esta concepção, a turbina do estágio

posterior pode operar com grandes faixas

de velocidade tornando-se, desta forma,

adequadas para aplicações com

velocidade variável. Ou seja, quando se

necessitar uma menor rotação no eixo de

saída, o gerador de gás poderá seguir

girando a alta velocidade e colocando a

disposição da turbina de potência um fluxo

de gases sob pressão elevada. Este tipo

de máquina é especialmente apto para

aqueles casos em que se requer um

aumento do torque a baixas velocidades.

Segundo a concepção original do projeto da

turbina:

• Industriais ou "Heavy-duty": são as

turbinas concebidas para uso estacionário,

mais pesadas e mais resistentes com

manutenção mais simples;

• Aeroderivadas: são as turbinas

desenvolvidas para uso aeronáutico e

posteriormente adaptadas para uso

estacionário.


Pode-se dizer que existem diversas rotinas de

manutenção para turbinas a gás. Estes

procedimentos diferem um do outro em função do

número de unidades instaladas, do regime de

operação, da disponibilidade exigida e da

existência de pessoal especializado nas

empresas.

De maneira geral, a manutenção preditiva tem

uma importância decisiva sobre a disponibilidade

de uma turbina de gás e em geral os fornecedores

de turbinas oferecem contratos de manutenção

dos equipamentos que vendem, que incluem um

acompanhamento constante do funcionamento e

uma revisão anual.

Os principais parâmetros a serem observados no

monitoramento das condições de operação de

uma turbina a gás podem ser resumidos como se

segue.

Compressor:

• Nível de vibração;

• Pressão de entrada;

• Temperatura de entrada;

• Velocidade;

• Pressão de descarga;

• Temperatura de descarga;

• Queda de pressão no filtro de ar.

Sistema de Alimentação de Combustível:

• Fluxo de combustível;

• Pressão do combustível;

• Temperatura do combustível;

• Queda de pressão no filtro de combustível.

Turbina e sistema de exaustão:

• Nível de vibração;

• Rotação da turbina de alta pressão;

• Rotação da turbina de baixa pressão;

• Temperatura dos gases de exaustão;

• Torque.

Sistema de lubrificação

• Temperatura do reservatório de óleo;


• Nível do reservatório de óleo.

Além destas variáveis existem outras a serem

consideradas em função do programa de

manutenção de cada empresa. Como exemplo

pode-se citar pressão e temperatura em diversos

pontos da turbina e as características

relacionadas com o sistema de controle dos

equipamentos.

IV. MANUTENÇÃO PREVENTIVA

Com relação à manutenção preventiva, é

importante observar que a freqüência de partidas

é um dos fatores importantes para a determinação

do intervalo entre as manutenções e

conseqüentemente para a vida de uma turbina de

gás.

Como um caso típico, pode-se dizer que uma

inspeção dos elementos de combustão dura de

uma a duas semanas e deve ser efetuada entre

8.000 horas e 16.000 horas de operação. Para

uma inspeção de partes quentes (“gas path”), que

dura de duas a três semanas, se recomendam

intervalos de 15.000 a 25.000 horas. A inspeção

geral (“overhaul”), que requer a abertura do

gerador de gás e da turbina de potência, pode

gastar entre quatro e seis semanas e é normal

que seja efetuada entre 30.000 e 48.000 horas. O

valor superior destas estimativas de intervalo para

manutenção são para gás natural. No caso de

combustíveis líquidos é recomendável cerca da

metade destes períodos.

Através de contatos com usuários destes

equipamentos, outros períodos foram também

identificados:

• Inspeção visual: 10.000 horas;

• Endoscopia: 20.000 horas;

• Recall (com troca de palhetas, etc.):

30.000 horas.

Estas estimativas, como já citado, podem variar.

De qualquer forma, entretanto, a observação

responsável das normas de manutenção permite

que a disponibilidade média fique em torno de

92%, para uma vida média da turbina superior a

120.000 horas.


O alto custo associado com a inspeção geral

(“overhaul”) faz com que as empresas busquem o

maior intervalo possível entre estas atividades.

Para tanto buscam aumentar a vida útil dos

diversos componentes e desenvolver técnicas de

manutenção corretiva econômicas e seguras.

Uma análise da vida útil dos componentes e dos

custos das peças de reposição indicam que as

maiores oportunidades de economia estão

relacionadas com as partes quentes. Entretanto,

reparos nestas partes são de certa forma

desencorajadas pelos fabricantes.


Baseando-se em valores de vida média para

turbinas, fornecida em número de horas de

operação, e em valores de disponibilidade média

destes equipamentos, sugere-se uma vida útil

econômica de 20 anos para as turbinas a gás.

REFERÊNCIAS

[1] Martins, A.R.S. e Teixeira, F.N. Cogeração

Industrial, Apostila, Escola Federal de Engenharia

de Itajubá, 1999.


[2] Sawyer’s Turbomachinery Maintenance

Handbook, Volume I – Gás Turbine /

Turbocompressors.

[3] Nascimento, M.A.R. Introdução à Turbina a

Gás Industrial, Apostila, Escola Federal de

Engenharia de Itajubá, 1999


Turbina Hidráulica

RESUMO

As turbinas hidráulicas têm um papel importante

em uma central hidrelétrica. Elas são máquinas de

fluxo motoras, ou sejam, transformam energia de

pressão em energia de eixo, que é entregue ao

gerador elétrico. Para atender aos diversos

aproveitamentos ou quedas e vazões existem

vários tipos de turbinas, com diferentes peças de

controle do fluxo de água e geometrias de rotores.

De um modo geral a manutenção das turbinas é

quase um padrão para todos os tipos,

diferenciando apenas daquelas de grande porte

das de menor porte. Há necessidade de se fazer

manutenções periódicas, acompanhando e

monitorando suas partes principais. Desta forma

consegue-se uma vida útil bem prolongada. No

Brasil existem várias centrais hidrelétricas

operando suas turbinas a mais de 60 anos e em

bom estado de conservação. Um valor de vida útil

econômica de 40 anos para turbinas é bastante

viável e aceitável.

I. INTRODUÇÃO

A turbina hidráulica faz parte da família das

máquinas de fluxo, que são máquinas de fluido,

em que o escoamento flui continuamente e opera

transformações do tipo Emecânica ⇔ Ecinética ⇔

Epressão. No caso da turbina hidráulica, denominada

de máquina de fluxo motora, a transformação de

energia ocorre da energia de pressão para a

energia mecânica, passando pela variação de

energia cinética.

O século XVIII, com as descobertas de Daniel

Bernoulli (1700-1782) e Euler (1707-1783), foi a

base para o desenvolvimento das máquinas

hidráulicas. Bernoulli lançou, em 1730, sua obra

Hidrodinâmica, enquanto Euler inventou, em 1751,

uma roda de reação com distribuidor fixo e, em

1754, desenvolveu a equação que é a base para a

compreensão do funcionamento das turbinas

hidráulicas. A partir daí, estudos foram realizados

por vários pesquisadores, surgindo, nos séculos

XIX e XX, as turbinas convencionais Francis

(1847), Pelton (1880), hélice (1908) e Kaplan

(1912), utilizadas até nos dias atuais.

O inglês James Bicheno Francis (1815-1892),

trabalhando como engenheiro nos EUA, foi

incumbido de estudar uma turbina para o

aproveitamento energético do desnível de um rio.

Para isso, Francis utilizou um tipo de máquina

centrípeta desenvolvida em 1838 por Samuel

Dowd e realizou aperfeiçoamentos na mesma,

através do distribuidor com pás móveis que tinha

a função de variar a vazão da turbina. A partir daí,

esta máquina passou a se chamar turbina Francis.

Como a turbina Francis não operava bem para

altas quedas e pequenas vazões, foi desenvolvida

pelo engenheiro norte-americano Lester Allen

Pelton (1829-1908) uma turbina de ação de rotor

com pás em forma de conchas e seu controle de

vazão realizado através de uma agulha e um

injetor. No caso das turbinas Pelton para centrais


de pequeno porte, são utilizadas máquinas de um

ou dois injetores, enquanto que, para as grandes

centrais, são utilizadas turbinas com até seis

injetores.

A necessidade de obtenção de turbinas com

rotações consideráveis em baixas alturas de

quedas e grandes vazões deu origem, em 1908,

às turbinas hélice. O distribuidor mantém o

aspecto que tem nas turbinas Francis, mas o

formato do rotor é de uma hélice. Essas turbinas

são denominadas de fluxo axial, o rotor tem pás

fixas, e o controle da vazão é realizado no

distribuidor. Uma evolução da turbina hélice

ocorreu em 1912, com os desenvolvimentos

realizados por Victor Kaplan (1876-1934), que

propôs um mecanismo para variar a vazão da

turbina através das pás móveis do rotor em

sincronismo com as pás do distribuidor, ambas

controlados pelo regulador de velocidade. Kaplan

conseguiu através da turbina axial que, mesmo

variando a vazão, não houvesse queda de

rendimento considerável, diferentemente do que

ocorria com a turbina hélice.

No Brasil, a maior parte das centrais hidrelétricas

tem suas turbinas do tipo Francis, que abrangem

a utilização de uma grande faixa de vazões e de

alturas de quedas, pois possuem diferentes

formatos de rotores. Entretanto, ultimamente,

outros tipos de turbinas têm sido instalados como,

por exemplo, as turbinas tubulares e as Bulbo,

que operam grandes vazões e poucas alturas de

queda.


II.1. TURBINAS DE AÇÃO E REAÇÃO

Todas as turbinas fabricadas atualmente estão

classificadas em dois grandes grupos: as turbinas

de ação e as de reação. A turbina de ação é

aquela que a água ao passar pelo rotor não

possui variação de pressão, enquanto que a

turbina de reação é aquela que a água ao passar

pelo rotor possui variação de pressão. Como

exemplos, podem-se citar:

• Turbinas de ação – Pelton e Michell-Banki;

• Turbinas de reação – Francis, axiais, como

hélice e Kaplan.

II.2. TURBINAS PELTON

São máquinas de ação, escoamento tangencial ao

passar pelo rotor, que possuem pás em formas de

conchas. As turbinas Pelton operam grandes

alturas e pequenas vazões. Existem centrais

hidrelétricas no mundo com alturas de quedas até

1900 [m], atingindo potência de 100 [MW] por

unidade. No Brasil, a Central Hidrelétrica de

Cubatão 1 possui nove grupos geradores, sendo

seis com 68 [MW] cada unidade.

As partes principais de uma turbina Pelton são

agulha e injetor, rotor, desviador de jato e freio de

jato. A agulha e o injetor têm a função de variar a

vazão. Existem turbinas desde um injetor ou de

um jato até seis jatos. As turbinas de um e dois

jatos são de eixos horizontais e são utilizadas em

pequenas centrais hidrelétricas, enquanto que

aquelas de três a seis jatos possuem eixos

verticais e são utilizadas em médias e grandes

centrais. O rotor tem a função de transformar a

energia de pressão ou hidráulica em energia

utilizável de eixo. O defletor de jato funciona como

um interceptador do jato, desviando-o das pás


quando ocorre uma diminuição violenta na

potência demandada pela rede elétrica. Nesta

condição, uma atuação rápida da agulha

reduzindo a vazão poderia provocar uma

sobrepressão no injetor, nas válvulas e no

conduto forçado. O defletor volta à posição

primitiva liberando a passagem do jato, logo que a

agulha assume a posição que convém para a

vazão correspondente à potência absorvida. O

freio de jato, que é utilizado para turbinas de maior

potência, faz incidir um jato nas costas das pás,

contrariando o sentido de rotação quando se

deseja frear a turbina rapidamente.

II.3. TURBINAS FRANCIS

A turbina Francis é uma máquina de reação,

podendo ser de escoamento radial ou misto do

fluxo ao passar pelo rotor.

As partes principais da turbina Francis são

carcaça, pré-distribuidor, distribuidor, rotor e tubo

de sucção. A carcaça, que tem a função de

direcionar a água para o pré-distribuidor, pode ser

na forma espiral ou cilíndrica e, em alguns casos,

sem carcaça, sendo estas denominadas turbinas

de caixa aberta. Esta última é utilizada em

turbinas para pequenas centrais hidrelétricas. O

pré-distribuidor tem suas pás fixas e direciona o

fluxo para o distribuidor, que possui pás móveis e

tem a função de variar a vazão da água que

penetra no rotor. O rotor tem a função de

transformar a energia de pressão em velocidade,

transferindo ao eixo o trabalho mecânico. Para

atender uma boa faixa de vazão e altura, a turbina

Francis pode apresentar três rotores de geometria

diferentes, ou seja, lento (escoamento radial e

alturas de queda maiores), normal (escoamento

radial e alturas de queda médias) e rápido

(escoamento misto e alturas de queda menores).

As turbinas Francis podem ser utilizadas em

aproveitamentos e alturas de queda de até 600

[m]. Neste caso, com rotor lento.

O tubo de sucção permite que a água que sai do

rotor atinja o canal de fuga, escoando de uma

forma contínua ao invés de ser descarregada

livremente na atmosfera. O tubo de sucção é

construído com um aumento de seção no sentido

do escoamento, proporcionando a transformação

da energia cinética com que a água abandona o

rotor em energia de pressão. Desta forma, o tubo

de sucção é chamado de recuperador de energia.

II.4. TURBINAS AXIAIS

As turbinas axiais são máquinas de reação, o

escoamento ao passar pelo rotor tem sentido do

eixo e operam em centrais de baixas alturas de

queda e com grandes vazões. Podem ter eixo

horizontal, vertical ou inclinado. As turbinas axiais

podem ser: hélice, Kaplan, tubular S e bulbo.

A turbina axial possui a carcaça e a maioria de

seus componentes semelhantes à turbina Francis,

com exceção da geometria do rotor, composta por

um cubo com pás em forma de hélice. Estas pás

podem ser fixadas rigidamente ao cubo, e o rotor

e a turbina recebem a denominação de hélice. No

caso de as pás terem movimento em relação ao

cubo, o rotor e a turbina denominam-se Kaplan

em homenagem ao seu inventor Victor Kaplan. Ao

contrário das turbinas hélice, as turbinas Kaplan

operam com uma boa faixa de vazão com um

rendimento praticamente constante.


Para alturas de quedas muito pequenas, menores

que 20 [m], onde não há condições de se executar

uma instalação com turbina Francis dupla ou

Kaplan convencional, utilizam-se as turbinas

tubular S e bulbo.

As turbinas axiais tubular S podem ser de eixo

horizontal ou inclinado, possuem o rotor hélice ou

Kaplan, concorrem com as Francis de dupla

sucção com vantagens, particularmente no que se

refere ao rendimento. Este tipo de turbina tem o

gerador fora do bulbo e pode trabalhar com

acoplamento direto ou, se necessário, com

amplificador de velocidade, reduzindo o volume, o

peso e o custo do gerador elétrico.

As turbinas bulbo são utilizadas para alturas de

quedas reduzidas, desde 1,28 [m] até 29,50 [m].

Em termos de máxima potência instalada com

central bulbo, têm-se 65,8 [MW. Essas turbinas

apresentam-se como mais vantajosas que as

turbinas Kaplan convencionais de eixo vertical

devido ao menor custo com obras civis. O gerador

elétrico é colocado em uma caixa em formato de

bulbo que fica em contato com a água. Nas

turbinas bulbo, o eixo do rotor com pás fixas ou

móveis, conforme o tipo, normalmente, aciona

diretamente o gerador elétrico. Existem casos de

centrais hidrelétricas instaladas, em que a turbina

aciona o gerador por meio de um sistema de

engrenagens especiais com o intuito de aumentar

a rotação do mesmo. No Brasil, as turbinas bulbo

têm sido utilizadas ultimamente em algumas

centrais.

II.5. NORMAS DE TURBINAS

As normas principais da ABNT utilizadas para as

turbinas hidráulicas são:

• ABNT, NBR 10684, Símbolos

Dimensionais e Parâmetros Característicos

de Turbinas Hidráulicas, 1989.

• ABNT, NBR 6412, Recepção em Modelos

de Turbinas Hidráulicas – Ensaio –

Procedimentos, 1988.

• ABNT, NBR 12591, Dimensões Principais

de Turbinas Hidráulicas de Pequenas

Centrais Hidrelétricas, 1992.

III. MANUTENÇÃO

A manutenção de turbinas hidráulicas dividi-se em

manutenção preditiva, preventiva e corretiva.

III.1. MANUTENÇÃO PREDITIVA

A manutenção preditiva é aquela que controla o

estado de funcionamento das turbinas em

operação efetuada com instrumentos de medições

de vibração para prever falhas ou detectar

mudanças nas condições físicas que requeiram

manutenção. Neste tipo de manutenção, são

realizadas inspeções externas que evitam

desmontagens desnecessárias e determinam com

antecedência a necessidade de uma parada da

máquina.

Na manutenção preditiva, deve-se checar o que

provoca vibração como: desbalanceamento do

rotor, desalinhamento do acoplamento ou

mancais, empenamento do eixo, fricção entre as

partes rotativas e fixas, forças hidráulicas e

ressonância.


III.2. MANUTENÇÃO PREVENTIVA

A manutenção preventiva é aquela em que se

despendem todos os esforços para evitar-se que

uma turbina sofra uma parada imprevista,

ocasionando sérios transtornos à produção de

energia elétrica. A implantação de um programa

preventivo é de suma importância em centrais

hidrelétricas, principalmente em máquinas

rotativas como as turbinas. Nesta manutenção

devem ser providenciadas as disponibilidades de

peças sobressalentes segundo as recomendações

do fabricante e a experiência própria, além da

equipe especializada para cumprimento das

tarefas.

III.3. MANUTENÇÃO CORRETIVA

A manutenção corretiva é aquela que corrige os

defeitos e falhas já ocorridos, procurando sempre

evitar que os mesmos se repitam. Para definir a

necessidade de revisão de uma turbina hidráulica,

certos critérios de inspeção devem ser adotados

para que se possa justificar a parada da mesma.

Portanto, deve-se parar a turbina sempre que

houver: alterações das características hidráulicas

(baixo rendimento), prejudicando o sistema de

geração; altas temperaturas nos mancais; ruídos

excessivos; vibrações excessivas.

III.4. INSPEÇÕES E DESMONTAGENS REALIZADAS

As inspeções na turbina devem ser realizadas

regularmente; inicialmente sem a parada da

máquina e, quando necessário, com a parada da

máquina. A seguir, listam-se algumas inspeções

com a máquina em movimento.

Ø Verificar regularmente a estanqueidade:

• da boca de visita da caixa espiral e tubo de

sucção;

• das tubulações de chegada das tomadas

de pressão;

• das tubulações de drenagem;

• dos munhões das pás diretrizes.

Ø Verificar se existem ruídos:

• metálicos devido à cavitação;

• nos mancais.

Ø Verificar as temperaturas nos mancais.

Quando existir uma parada programada, os

seguintes itens devem ser realizados:

• substituição das juntas entre tampas e pré-

distribuidor;

• substituição das juntas do munhão

superior das diretrizes;

• substituição das juntas do munhão inferior

das diretrizes.

Para as turbinas de grande porte, algumas

desmontagens não fazem parte da manutenção

corrente. São elas:

• desmontagem das pás diretrizes – o

controle realizado nas pás diretrizes é

verificar o estado do perfil e das

superfícies de contato. Normalmente, após

a primeira montagem, o primeiro controle é

feito com 3000 horas de funcionamento e o

segundo controle com 6000 horas. Os

demais controles são realizados todos os

anos;

• desmontagem dos labirintos (superior e

inferior);


• Rotor da turbina – após a drenagem da

turbina e posicionamento da plataforma do

tubo de sucção, as visitas ao rotor efetuar-

se-ão da seguinte maneira: 1a visita, 1000

horas; 2a visita, 8000 horas; visitas

seguintes, todos os anos ou a cada 8000

horas. Durante as visitas, devem ser

inspecionados eventuais traços de

cavitação e erosão, eventual existência de

trincas, folgas nos aros de desgaste.


A vida útil econômica de uma turbina depende da

seleção adequada da máquina, da boa instalação

realizada e das eficientes e periódicas

manutenções preditiva, preventiva e corretiva. O

programa de manutenção deve ser abrangente,

bem definido e bem documentado, de forma a

permitir o acompanhamento e o monitoramento

baseados em metas pré-estabelecidas.

Existem várias centrais hidrelétricas com turbinas

operando a mais de 60 anos e em bom estado.

Como existem fatores inesperados que podem

diminuir a vida da turbina, um valor da vida útil

econômica de 40 anos é bastante aceitável

REFERÊNCIAS

[1] Souza, Z., Santos, A.H.M., Bortoni, E.C.,

Centrais Hidrelétricas – Estudo para

Implementação, ELETROBRÁS, Rio de Janeiro-

RJ, 1999.

[2] Henry, P., Turbomachines Hydrauliques, Press

Potytechniques et Univeritaires Romandes,

Lausanne, 1992.

[3] Macintyre, A. J. Máquinas Motrizes Hidráulicas.

Editora Guanabara Dois, Rio de Janeiro,1983.

[4] TENOT, A ., Turbines Hidrauliques et

Regúlateures Automatiques de Vitesse, Librarie

de L'enseignement Technique Léon Eyrolles

Éditeur, vol II, 1932.

[5] Mataix, C., Turbomaquinas Hidraulicas,

Editorial Icai, Madrid, 1975.


Turbogerador

RESUMO

Nos turbogeradores o acionamento da turbina se

produz pela expansão do vapor de alta pressão

procedente de um reator nuclear, no caso da

produção termonuclear de energia, ou de uma

caldeira, no caso da produção térmica a vapor

convencional. Esta expansão se realiza nos

bocais fixos e nas palhetas, montadas nos rotores,

em um ou mais estágios, onde a energia contida

no vapor se transforma primeiro em energia

cinética e em seguida em energia mecânica,

impulsionando as palhetas. As turbinas a vapor

podem ser classificadas de diversas formas. A

divisão mais usual é a sua classificação em

turbinas a vapor de contrapressão e turbinas a

vapor de extração/condensação, sendo que cada

uma possui particularidades em relação a sua

manutenção. O termo contrapressão se utiliza

para indicar que o vapor na saída da turbina está

a uma pressão superior à atmosférica. Já o termo

extração/condensação indica um equipamento em

que parte do vapor é extraído ao longo da turbina

e parte é expandido até sua pressão de

condensação. Considerando os valores de vida

média para turbinas, fornecida em número de

horas de operação, e em valores de

disponibilidade média destes equipamentos,

sugere-se uma vida útil econômica de 25 anos

para os turbogeradores.

I. INTRODUÇÃO

Nos turbogeradores o acionamento da turbina se

produz pela expansão do vapor de alta pressão

procedente de um reator nuclear, no caso da

produção termonuclear de energia, ou de uma

caldeira, no caso da produção térmica a vapor

convencional. Esta expansão se realiza nos

bocais fixos e nas palhetas, montadas nos rotores,

em um ou mais estágios, onde a energia contida

no vapor se transforma primeiro em energia

cinética e em seguida em energia mecânica,

impulsionando as palhetas. O vapor de baixa ou

média pressão procedente das turbinas pode

ainda ser utilizado em processos industriais onde

necessita-se de vapor ou energia térmica a um

nível relativamente baixo de temperatura,

determinado pela temperatura de saturação do

vapor.

A turbina de vapor como elemento motor é uma

tecnologia conhecida e bem dominada, com

muitos fabricantes de equipamentos. Uma de suas

desvantagens entretanto é o fato de possui

instalações mais pesadas e complexas.

As turbinas a vapor podem ser classificadas de

diversas formas. A divisão mais usual é a sua

classificação em turbinas a vapor de

contrapressão e turbinas a vapor de

extração/condensação.


O termo contrapressão se utiliza para indicar que

o vapor na saída da turbina está a uma pressão

superior à atmosférica.

Já o termo extração/condensação indica um

equipamento em que parte do vapor é extraído ao

longo da turbina e parte é expandido até sua

pressão de condensação. Estas turbinas são

empregadas quando a demanda média de vapor

para processo, extraído da turbina, é inferior à

disponibilidade nas caldeiras. Neste caso, utiliza-

se a alternativa de expandir o excedente de vapor

até sua pressão de condensação, gerando mais

potência. Este tipo de turbina também pode ser

usado quando os requisitos de geração de

potência não podem ser atendidos apenas com o

volume de vapor requerido pelo processo. Como

exemplos de situações onde são utilizadas pode-

se citar as industrias alimentícias, onde utilizam-se

turbinas com uma extração (~2 atm), as fábricas

de celulose, que empregam turbinas com duas

extrações (~ 3 e 12 atm) e as plantas

petroquímicas, onde são adotadas turbinas com

duas ou três extrações.

Uma outra classificação das turbinas a vapor é

feita de acordo com a forma de regulagem na

extração de vapor para uso térmico. Sob este

aspecto, a extração pode ser automática ou não

regulável. As turbinas a vapor com extração

automática, ou extrações reguláveis, são

projetadas para permitir a retirada de quantidades

variáveis de vapor sob pressão constante, em um

ou mais pontos de extração. Para as turbinas de

extração não regulável, não há controle da

pressão do vapor retirado, que varia em função da

carga.

II. MANUTENÇÃO PREVENTIVA

A manutenção de rotina obrigatória é influenciada

por diversos fatores: número de estágios, tipo de

mancais, governador utilizado, condições do

vapor, etc. A seguir é apresentado um roteiro de

atividades para a realização de manutenção

preventiva em turbogeradores.

Manutenção diária:

• Inspecione e corrija todos os níveis de óleo

se necessário;

• Verifique e ajuste os mancais e a

temperatura do óleo de lubrificação

conforme a necessidade;

• Verifique a velocidade da turbina;

• Investigue mudanças nas condições de

operação, nível de ruído ou vibrações;

• No caso de haver paradas diárias, teste a

válvula de desengate pelo desengate

manual da turbina.

Manutenção semanal:

• Movimente a válvula de desengate através

do desengate manual de modo a prevenir

aderência de depósitos ou corrosão.

Manutenção mensal:

• Verifique vazamentos no governador.

Substitua as partes gastas;

• Verifique o dispositivo manual de

velocidade excessiva da turbina;

• Substitua, quando necessário, o óleo de

lubrificação de amostragem.

Manutenção Anual:

• Verifique todas as folgas e ajustes;


• Remova e limpe o filtro de vapor. Caso

esteja excessivamente sujo, limpe-o a

cada 6 (seis) meses;

• Inspecione a válvula do governador e o

assento desta. Faça um polimento na

válvula caso haja sinais irregulares de

desgaste;

• Limpe e verifique a válvula de desengate.

Substitua as partes gastas e faço um

polimento manual se necessário;

• Desmonte, limpe e inspecione o dispositivo

desengate por velocidade excessiva e as

uniões. Inspecione o pino de desengate e

verifique se está operacional;

• Verifique se há desgaste nos munhões e

mancais do rotor; substitua-os se

necessário;

• Inspecione e limpe os reservatórios de

óleo dos mancais e câmaras de

resfriamento;

• Retire a carcaça da turbina e inspecione o

eixo do rotor, os discos, as palhetas e os

aros de reforço;

• Inspecione os anéis de carbono e

substitua-os se necessário;

• Remova o conjunto do rotor da carcaça e

inspecione as palhetas reversas e anel de

injetores;

• Verifique a operação da válvula sentinela;

• Ajuste e verifique o dispositivo de

desengate por excesso de velocidade

quando a turbina for posta em operação.

De modo a prevenir condições de excesso de

velocidade e “fora de controle”, deve-se sempre

se assegurar de que a turbina a vapor esteja sob

a mesma carga antes de reajustar a válvula de

desengate com pressão de vapor nela. A maneira

mais segura de reiniciar a turbina após um

desengate é pelo fechamento da válvula de

entrada do vapor antes de se reajustar a válvula

de desengate;


A seguir apresenta-se, para os problemas mais

comumente encontrados, as prováveis causas e

as ações corretivas que devem ser utilizadas para

saná-los.

A turbina não parte:

• A válvula de desengate não está

reajustada (Reajustar a válvula de

desengate);

• Óleo de lubrificação não satisfatório

(Verificar se todos os mecanismos de

desengate e dispositivos de controle estão

operacionais e ajustá-los adequadamente);

• Válvula do governador presa na posição

de fechada (Inspecionar as conexões do

governador, a haste da válvula, gaxetas e

buchas. Substitua partes gastas ou

emperradas se necessário);

• Filtro Obstruído (Limpar);

• Pressão de Entrada do Vapor Inadequada

(Verificar se todas as válvulas à montante

da turbina estão abertas e sem água);

• Emperramento mecânico da turbina ou da

carga (Interromper o fluxo de vapor e abrir

os drenos na carcaça, rotacionar os eixos

manualmente e repará-lo se necessário).

A turbina não desenvolve velocidade:


• Pressão de exaustão excessiva (Reduzir a

pressão para a de projeto. Verificar se

todas as válvulas à jusante estão abertas);

• Fluxo restrito de vapor para a turbina

(Verificar se todas as válvulas de entrada

estão abertas. Checar o filtro de vapor e

limpá-lo se necessário);

• A carga excede a especificação da turbina

(Assegurar o posicionamento correto das

válvulas manuais. Reduzir a carga para o

ponto de projeto);

• Baixas pressão ou temperatura de entrada

(Assegurar-se de que todas as válvulas de

entrada estejam abertas e que não haja

água na linha do vapor);

• Aderência nas uniões da válvula do

governador (Substituir as partes gastas ou

coladas);

• Trajetória Insuficiente da Válvula do

Governador (Ajustar o curso adequado);

• Palhetas e injetores de vapor (Lavar ou

substituí-las se necessário);

• Mau-funcionamento do Governador (Fazer

ajuste, reparo ou substituição).

Vazamento excessivo na vedação:

• Anéis de carvão desgastados ou

defeituosos (Fazer a substituição

necessária);

• Molas de vedação quebradas ou fracas

(Substituir o conjunto de vedação);

• Pressão excessiva na linha de vazamento

(Ajustar a pressão de vazamento);

• Pressão excessiva na gaxeta de vedação

em turbinas de condensação (Reduzir a

pressão de vapor de vedação);

• Eixo danificado sob os anéis de vedação

(Limpar e realizar o polimento do eixo,

recuperando-o se necessário).

Funcionamento irregular do mecanismo de

desengate por velocidade excessiva:

• Mecanismo mal-ajustado (Ajustar);

• Mecanismo defeituoso (Substituir as

partes desgastadas ou defeituosas);

• Vibração excessiva ocasionando

desengate desnecessário (Determinar a

causa da vibração e corrigir);

• Alavanca manual de desengate corroída

ou desgastada (Substituir as partes gastas.

Limpar e ajuste o trinco.);

• Aderência da válvula de desengate e

uniões (Substituir as uniões desgastadas.

Fazer uma inspeção da haste da válvula e

buchas).

Temperatura Excessiva nos Mancais:

• Lubrificação Insuficiente (Verificar o fluxo

de óleo para os mancais e verificar o nível

de óleo no reservatório);

• Fluxo de água insuficiente para os

resfriadores do mancais (Regular o fluxo

da água de resfriamento);

• Resfriadores de mancal sujos (Limpar e

descarreguar os resfriadores);

• Mancais desgastados (Substituí-los se

necessário).

Água no óleo lubrificante

• Vazamento excessivo nas vedações

(Estabelecer uma operação adequada da

gaxeta de exaustão. Substituir os anéis de


carvão. Verificar se há vazamentos no

resfriador de óleo);

Desgaste excessivo ou incomum dos mancais:

• Óleo de lubrificação insuficiente ou sujo

(Verificar os níveis e fluxos do óleo. Trocar

o óleo e limpar os mancais);

• Baixo nível de óleo. (Adicionar óleo.

Verificar se há ajuste correto do nível

constante do reservatório);

• Anéis de óleo defeituosos (Substituí-los);

• Água no óleo (Proceder como descrito

anteriormente);

• Desalinhamento do eixo (Proceder ao

alinhamento);

• Superfícies ásperas do coxim (Recupere

as superfícies).

Vibração excessiva:

• Desalinhamento (Realinhar e verificar os

suspensores de mola);

• Folga excessiva nos mancais (Substituí-

los);

• Depósitos de partículas no rotor (Limpar e

fazer o rebalanceamento se necessário );

• Rotor avariado (Fazer o reparo e

balanceamento necessário);

• Anéis de carbono mal-encaixados ou

quebrados (Seguir o procedimento de

break-in);

• Acoplamento danificado ou desgastado

(Reparar ou substituir o acoplamento.

Verificar se a lubrificação está apropriada);

• Eixo do rotor empenado (Fazer o reparo ou

substituição. Executar o rebalanceamento

do rotor);

• Montagem irregular (Detectar sons de

fracionamento e fazer os reparos

necessários);

• Parafusos de fixação soltos ou quebrados

(Apertá-los ou substituir os defeituosos);

• Discos do rotor soltos (Fazer o reparo ou

substituição. Executar o rebalanceamento

do rotor).

Desgaste excessivo do acoplamento:

• Lubrificação insuficiente ou inexistência

desta (Fazer a lubrificação necessária);

• Expansão térmica imprópria (Recalcular a

expansão térmica. Verificar o alinhamento

com a tubulação quente);

• Desalinhamento do eixo devido a

tubulações (Verificar os suspensores de

mola e juntas de expansão).

IV. VIDA ÚTIL ECONÔMICA E TAXA DE

DEPRECIAÇÃO

Considerando os valores de vida média para

turbinas, fornecida em número de horas de

operação, e em valores de disponibilidade média

destes equipamentos, sugere-se uma vida útil

econômica de 25 anos para os turbogeradores.

REFERÊNCIAS

[2] Sawyer’s Turbomachinery Maintenance

Handbook, Volume II – Steam Turbines / Power

Recovery Turbines, 1980.


Urbanização e Benfeitorias

RESUMO

O presente trabalho aborda a urbanização e suas

benfeitorias existentes em uma central geradora,

procurando definir sucintamente suas

características e especificidades técnicas. A

fixação da vida útil de uma urbanização e de suas

benfeitorias está intimamente ligada a fatores e

características técnicas de projeto, manutenção,

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

Sendo assim, limitaremos a considerar esse

tempo em 5 anos, conforme exigência mínima

adotada pelo Código Civil Brasileiro.

I. INTRODUÇÃO

O conceito moderno de urbanização só faz

sentido quando ela harmoniza com o ambiente,

fazendo parte integrante da natureza.

A princípio esse conceito parece utópico, mas se

não levarmos em conta esta premissa,

chegaremos a decisões superficiais e estéreis.

Por exemplo, após um incêndio florestal no

parque de Yellowstone nos Estados Unidos, os

engenheiros florestais desse país observaram que

eles fazem parte da história natural das florestas.

A razão é que após esses eventos, a floresta

rapidamente se recupera, com as árvores jovens

tendo a oportunidade de crescer, pois as mais

velhas haviam sido queimadas. Esta observação é

oportuna para estudarmos como nós, homens,

devemos exercer nossa filosofia de vida integrada

à natureza.

Ao examinarmos nossas cidades, construídas

sem observar conceitos mínimos de integração

com o meio ambiente local, pode-se notar, muitas

vezes, que encostas de morro são simplesmente

terraplanadas, sem um mínimo de critério técnico

e ambiental. Com estes estudos podemos fazer

um projeto urbanístico mais apurado e que

interfira menos no meio ambiente.

Para a comunidade, também há novos conceitos,

principalmente com relação às telecomunicações,

segurança individual, etc. que têm interferido

muito na urbanização, levando a novas premissas

e novos enfoques para arruamentos, benfeitorias,

tráfego e localização de setores vitais ao bem

estar do homem.

II. ESPECIFICAÇÕES DE PROJETO

Deve-se preliminarmente antes de se elaborar o

projeto executivo de urbanização executar uma

série de observações no local em que ela será

implantada. Essas observações vão desde a

topografia, passando pelos animais silvestres do

local, procurando-se esquematizar o

encadeamento biológico destas vidas e como elas

se interagem com o meio ambiente.

Ao procurar uma gleba para construção de um

acampamento ou uma cidade é preferível escolher

um local de campina bem drenado e com

topografia pouco inclinada. Este local deve ser ao

norte ou ao sul das elevações ou serras da região


para melhor insolamento, não fazer parte de

várzeas ribeirinhas e não ficar próximo a alguma

depressão ou acidente natural mais notável.

A urbanização deve ser preferivelmente

longitudinal e não radial, para que possíveis

ampliações da cidade não provoque interferências

de vias de circulação. Todas as matas, capões e

outras ocorrências da flora devem ser

preservadas o melhor possível, quer contornando

ou desviando-se delas. As residências devem ser

localizadas em vias de acesso único para ser

evitado o tráfego radial e estarem num raio

máximo de 500 metros de centro comercial. Os

lotes residenciais devem ter uma área de no

mínimo 360m2, com frente mínima de 10m e

topografia mais nivelada possível para não

encarecer a construção de casas.

As vias do setor residencial deverão ter inclinação

longitudinal mínima, não servindo de escoamento

de excessos pluviométricos de encostas à

montante. Sua largura de pista mínima deve ser

de 7 metros, com pavimentação dimensionada

para suportar tráfego leve. A drenagem deve ser

executada elevando-se o eixo central no sentido

das laterais do arruamento, dotado de sarjetas

laterais e bueiros de saída. O meio-fio servirá de

demarcação da via de rolamento, separando-a

dos passeio de pedestres, o qual deverá ter

largura mínima de 1,5m, livre, sem a interferência

de árvores, sebes e outras plantas de porte. As

entradas dos automóveis nas residências deverão

ser executadas por rebaixamento do meio-fio e

devidamente sinalizadas.

As vias de ligação deverão ter preferivelmente

pistas duplas, com convergências em rotatória. A

largura de cada pista deverá ser de 7 metros, com

canteiro central de separação e passeio para

proteção de pedestres. Lateralmente os passeios

terão largura de 2 metros e, a cada 100 metros,

deverá possuir faixa de travessia para pedestres.

Os centros comerciais e de serviços deverão ser

amplos, possibilitando fácil acesso tanto de

veículos, como de pessoas e serão localizados o

mais próximo possível dos centros residenciais,

com vias dimensionadas para o tráfego de

veículos de abastecimento. A sinalização deverá

merecer atenção especial, com leitura clara dos

sinais e avisos, devendo ser postada de forma

que as tomadas de decisão por parte dos

motoristas sejam feitas a tempo.

Os centros comerciais devem ser

preferencialmente agrupamentos formando mini-

shoppings ou grupo de lojas, com circulação

interna coberta, com vias de reabastecimento

diferenciadas das vias destinadas ao público.

O estacionamento de veículos deve ser

executado em pátios separados das vias públicas

evitando congestioná-las.

Por questão de segurança os postos de

combustíveis deverão estar afastados das vias

públicas, bem como, das áreas residenciais.

As áreas de recreação devem estar localizadas,

se possível, próximo as áreas residenciais.


As escolas e os centros de instruções devem ser

separados das vias de tráfego, com acesso

independente, localizados próximos às áreas

residenciais e sempre rodeados de áreas verdes.

A área industrial deve estar situada próxima ao

acampamento ou vilas residenciais, não devendo

estar integradas a ela fisicamente. Esta referência

serve para exemplificar que a localização da

cidade deve ser preferivelmente nas proximidades

destas áreas e não dentro delas.

Dependendo da região do Brasil, as condições

climáticas são bastante variadas e por este motivo

a urbanização deve se integrar ao meio ambiente

particular, tentando se adaptar.

Com temperaturas altas, o sombreamento de

grandes árvores e arvoredos minimizam o

desconforto, mas criteriosamente, se a umidade

relativa do ar for elevada, estas árvores deverão

ser mais espaçadas.

Caso a temperatura média for baixa, e geralmente

o é em regiões mais montanhosas, o plantio de

árvores deve ser mais usado para conter ventos e

não para promover o sombreamento.

Em regiões litorâneas o vento oriundo do mar

contém elevado teor de sal. As grandes sebes de

árvores altas podem minimizar esse

inconveniente.

As plantas que retém umidade, bem como, os

espelhos de água ou pequenos lagos artificiais

ajudarão a aumentar a baixa umidade relativa do

ar.

Dessa forma as condições climáticas podem ser

melhoradas ou suavizadas, adotando-se esses

procedimentos, aliados ainda a uma boa técnica

arquitetônica nas edificações, chegando-se a um

resultado próximo do ideal.

A água para o consumo humano deve ser obtida

de fonte a mais limpa possível para que seu

tratamento, caso necessário, seja sempre feito

com custos reduzidos.

Se a localização da vila residencial for feita

próxima às margens do lago artificial, deve-se

observar o nível máximo de suas águas para

então estabelecer a cota mínima da cidade. Se o

lago for submetido a grandes variações de nível

d’água, o afastamento da vila residencial deverá

ser substancialmente aumentado, tendo em vista

suas margens tornarem-se enlameadas

oferecendo condições ideais para proliferação de

vetores.

No litoral, a incidência de marés deve ser medida

tanto em relação a seus níveis quanto a

ocorrências anuais. O solo destas regiões é

geralmente arenoso e as edificações e

arruamentos devem ser especialmente projetados

para não sofrerem desgaste prematuro.

III. VIDA ÚTIL ECONÔMICA

A fixação da vida útil de uma urbanização e de

suas benfeitorias está intimamente ligada a

fatores e características técnicas de projeto,

manutenção, uso, etc., sendo, portanto, bastante

questionável.


Sendo assim, limitaremos a considerar esse

tempo em 5 anos, conforme exigência mínima

adotada pelo Código Civil Brasileiro.

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.


Veículos

RESUMO

Os veículos utilizados nas concessionárias variam

desde os utilitários comuns para o deslocamento

de pessoal até caminhonetes e caminhões usados

principalmente por equipes de manutenção e

obras que necessitam transportar equipamentos e

cargas pesadas em geral. Para que os serviços de

manutenção e obras possam ser executados sem

problemas, é necessário manter os veículos

sempre disponíveis e em boas condições de uso.

Por isso, a adoção de um programa de

manutenção preventiva torna-se essencial para

assegurar uma maior disponibilidade dos veículos,

reduzindo inclusive os custos de consertos e troca

excessiva de peças. Conseqüentemente,

consegue-se aumentar significativamente a vida

útil dos veículos, prolongando o seu tempo de uso

em boas condições. A vida útil econômica, de

acordo com a legislação vigente, pode ser

estimada como sendo de 5 anos.

I. INTRODUÇÃO

Um veículo terrestre é designado como automóvel

quando transporta sua própria energia de

propulsão e pode ser conduzido numa

determinada direção.

A complexidade na construção de um veículo

envolve diferentes tecnologias empregadas nas

inúmeras peças que compõem os diversos

sistemas que fazem parte de um veículo.

A descrição apresentada dará ênfase para as

partes componentes principais e tipos mais

empregados, como os motores universais a quatro

tempos que usam como combustível a gasolina ou

o óleo diesel. Contudo, para maiores detalhes,

pode-se consultar a referência que traz um estudo

completo acerca de outros componentes e tipos

diferentes de motor, como os motores a dois

tempos.

II. CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS

II.1. MOTORES

II.1.1. Princípio de Funcionamento

O funcionamento de qualquer motor de

combustão interna repousa sobre dois princípios

físico-químicos básicos:

• A combustão ou queima de qualquer

material produz sempre calor;

• Quando um gás é aquecido ocorre uma

expansão do mesmo, como parece

evidente. Se o volume permanece

constante deve haver um aumento de

pressão que pode ser aplicado para

efetuar um trabalho.

O pistão é uma das partes responsáveis pelo

movimento. O número de tempos que o pistão


leva para completar o ciclo varia segundo o tipo

de motor. O motor universal é chamado motor de

quatro tempos. Cada um dos tempos recebe um

nome:

• Admissão, onde se verifica a entrada da

mistura ar-gasolina.

• Compressão, onde se verifica a volta

ascensional do pistão que comprime a

mistura gasosa fechando desta forma as

duas válvulas.

• Explosão, onde se verifica a expansão dos

gases pela queima da mistura e uma

pressão relativamente intensa é exercida

sobre todas as paredes do cilindro.

• Descarga ou explosão, quando o pistão

volta para o ponto morto inferior

produzindo um abaixamento da pressão

interior do cilindro, o que força a abertura

da válvula de exaustão.

II.1.2. Elementos do Motor

Os motores podem ser classificados relativamente

às válvulas, ao agrupamento dos cilindros e ao

método de arrefecimento.

Quanto à disposição das válvulas, os motores de

quatro tempos podem ser: cilindros em “L”, em “I”,

em “T” ou em “F”. Os cilindros podem ser

agrupados de diferentes modos sendo os

principais os seguintes: em linha, em “V”, em

oposição horizontal e radiais.

II.1.3. Bloco do Motor, Carter e Cabeçote

Estas partes constituem a parte

predominantemente fixa do motor e servem de

suporte para as partes móveis.

O bloco do motor congrega: os cilindros no interior

dos quais se encontra o pistão; as aberturas das

válvulas; e quando arrefecidos a água, as abertura

para a passagem do fluxo de água.

O Carter fica na base do motor e comporta o eixo

de comando de válvulas, a árvore de manivelas,

os mancais e é provido de braçadeiras para fixar o

motor no chassis.

O cabeçote é o continente das câmaras de

combustão, das velas, e nos cilindros em I e F,

também das válvulas, além das passagens para o

fluxo de água do sistema de arrefecimento.

II.1.4. O Pistão

O pistão deve suportar esforços muito elevados,

devendo ser projetado para operar nas mais

diversas temperaturas e pressões.

Os pistões possuem ranhuras, em número de três

ou quatro, onde são engastados anéis, cujas

funções são indicadas pelos próprios nomes e que

são feitos de material menos duro que o do

cilindro de forma que tendam a desgastar-se pelo

atrito evitando a retificação do bloco em

conseqüência de riscos e desgastes.

II.1.5. As Válvulas

Em cada cilindro existem usualmente duas

válvulas – uma de admissão e outra de exaustão.

Pela válvula de admissão entra o combustível,

pela de exaustão escapam os gases queimados.

II.1.6. Árvore do Comando de Válvulas

A abertura das válvulas é feita pelo comando de

válvulas ou árvore de comando de válvulas, que

possui um ressalto para cada válvula que deve

operar e a abertura da válvula é determinada pela


dimensão deste ressalto em relação à dimensão-

base do eixo. A transmissão do movimento é feita

através de polias, correntes ou engrenagens, da

árvore de manivelas até a árvore de manivelas até

a árvore de comando das válvulas.

II.1.7. Distribuição

Como é evidente, o uso de vários cilindros em um

motor acarreta problemas de vibrações que

podem ser resolvidos com um correto

balanceamento das forças postas em jogo.

Um motor é dito “balanceado” quando possui

equilíbrio de potência e mecânico. O

balanceamento mecânico ocorre quando o projeto

prevê que as partes móveis sejam dispostas de

forma a fazer com que o movimento de umas

contrabalanceie o das outras, minimizando a

vibração. O equilíbrio de potência tem relação

direta com a distribuição do motor, isto é, a

seqüência de explosões nos diferentes cilindros.

II.2. SISTEMA DE ALIMENTAÇÃO

II.2.1. Combustível

Os motores a combustão interna têm como

combustível a gasolina ou o óleo diesel, na

maioria dos casos.

A energia necessária ao movimento do veículo é

obtida por um processo termodinâmico de queima.

O combustível é formado por hidrocarbonetos

voláteis (gasolina e óleo diesel) e o comburente é

o oxigênio.

Para ocorrer a combustão, é preciso que seja

atingido um certo ponto crítico para que ocorra a

queima. Esta condução ao ponto crítico pode ser

feita de duas formas básicas: por compressão e

centelhamento para os motores a gasolina ou

simplesmente por compressão no caso dos

motores a diesel.

As especificações básicas para o controle de

qualidade da gasolina devem ter em vista os

seguintes itens: volatilidade, custo operacional,

especificação do nível de enxofre, índice de

oxidação, octanagem e aditivos. Para o óleo

diesel, é preciso que o combustível: tenha ignição

rápida e queima constante, porém também rápida;

possua qualidades lubrificantes para permitir o

correto funcionamento das bombas e válvulas;

não possuir quantidade além da permissível de

matérias estranhas; pequena viscosidade para

permitir uma vaporização eficiente.

II.2.2. Elementos do Sistema de Alimentação

Os elementos que compõem o sistema de

alimentação são:

• Tanque de gasolina: recipiente destinado a

conter o combustível.

• Bomba de gasolina: sua função é retirar

gasolina do tanque e conduzi-la até o

carburador.

• Medidor de Gasolina: indica a quantidade

de gasolina que há no tanque.

• Filtro de gasolina: evita que impurezas

venham a misturar-se ao combustível.

Pode ser constituído por classes especiais

de telas metálicas ou ainda por camurça.

• Filtro de ar: separa o pó e elimina as

partículas mais finas que ainda

permaneceram em suspensão. Os filtros

mais comuns são o tipo de banho de óleo

e o filtro de papel.


• Carburador: responsável pela mistura do

combustível com o ar nas proporções

convenientes para o tipo de operação a

que é submetido o motor. Os carburadores

são divididos em seis subsistemas:

sistema da cuba, sistema de marcha lenta,

sistema de velocidade, sistema de alta

velocidade, sistema da bomba de

aceleração e sistema de abafamento –

afogador. Os principais tipos de

carburadores são o gravitacional,

concêntrico, duplo e quádruplo.

II.3. SISTEMA DE ADMISSÃO E ESCAPAMENTO

II.3.1. Coletores

Os coletores de admissão são tubulações que

conduzem a mistura formada pelo carburador ou

carburadores para os cilindros.

II.3.2 Supercompressores

O supercompressor é um equipamento que tem

por finalidade aumentar o desempenho do veículo

através do incremento de pressão do ar e do

combustível no carburador, antes que a mistura

de ambos seja injetada no motor.

II.3.3. Sistema de Escapamento

O sistema de escapamento coleta os gases

resultantes da queima da mistura combustível-ar

nos cilindros do motor e os transfere para a

atmosfera evitando ao máximo a perda de

potência, ruído, vibração e transferência de calor

para a carroceria.

O sistema compõe-se principalmente de: coletores

de exaustão, flange do tubo de escapamento, tubo

de escapamento, silencioso e tubo de descarga.

II.3.4. Silencioso

A função do silencioso é precisamente reduzir a

pressão dos gases de forma a restringir o ruído da

expulsão dos gases a um mínimo.

II.4. SISTEMA DE ARREFECIMENTO

As explosões no interior dos cilindros provocam

temperaturas elevadas que exigem o

estabelecimento de um resfriamento eficiente do

motor para manter seu perfeito funcionamento.

Usualmente o processo escolhido é o de

refrigeração por meio da água.

II.4.1. Refrigeração Direta ou a Ar

No caso do arrefecimento direto os cilindros

possuem aletas pelas quais circula o ar e tem

como característica principal a simplicidade,

menor peso do motor e maior rendimento por litro

de combustível empregado pelo fato do motor

trabalhar a maiores temperaturas e melhor

lubrificação.

II.4.2. Arrefecimento Indireto ou a Água

Neste sistema a água circula pelos pontos

quentes do motor e é conduzida ao radiador onde

é resfriada pelo ar. O sistema compõe-se de:

camisas d´água, bomba d´água, radiadores,

válvulas de passo duplo, ventilador ou hélice,

termostatos e tampa do radiador.

II.5. SISTEMA DE LUBRIFICAÇÃO

A lubrificação consiste na inserção de uma

película de óleo entre as partes em contato de

modo a reduzir a um mínimo o atrito entre o eixo e

o furo.


II.5.1. Funções do Lubrificante

Um lubrificante exerce quatro funções principais:

evitar o contato direto entre as partes metálicas

móveis (lubrificar por capilaridade); reciclar e

eliminar na medida do possível o calor no interior

do motor (refrigerar); carregar consigo as

impurezas resultantes do aquecimento e do atrito

entre as partes móveis, bem como daquelas que

tenham conseguido superar o sistema de filtragem

do ar e do próprio óleo. Pela sua capacidade de

formar películas, isto é, resistência ao derrame, é

utilizado para preencher os espaços (folgas)

indispensáveis entre os pistões, anéis e cilindros,

vedando a passagem dos gases para o cater.

II.5.2. Classificação

Os óleos são classificados de acordo com sua

viscosidade através de uma série numérica ou

escala padronizada.

II.5.3. Sistema de Lubrificação

Existem dois sistemas distintos de lubrificação:

• Sistema de Lubrificação do motor: o óleo

circula a partir de um reservatório ou

Carter para as partes móveis do motor,

como pistões, anéis e cilindros, bielas, pino

da biela, válvulas, etc. Este sistema pode

ser a pressão ou salpicamento, ou uma

combinação dos dois processos.

• Sistema de Lubrificação do Chassis: vários

pontos requerem lubrificação num chassis

de automóveis. Cada um destes pontos

exige uma lubrificação específica e ainda

não se conseguiu sintetizar um lubrificante

que atenda a cada exigência das partes,

havendo portanto muitos tipos diferentes

de elementos de lubrificação.

Um sistema de lubrificação possui ainda outros

componentes importantes, como as bombas de

óleo que impelem os óleos através de dutos, as

válvulas de descarga que aliviam a pressão do

óleo, os indicadores de nível de óleo, os filtros de

óleo e o sistema de ventilação do Carter que

arrasta para fora dele os vapores de água e

gasolina resultantes da infiltração que se verifica

quando da queima da mistura nos cilindos.

II.6. ENGRENAGENS

As engrenagens têm como objetivo principal

efetivar transformações de movimentos. Um

movimento é alterado segundo sua direção ou

velocidade. As engrenagens promovem

principalmente a mudança de velocidades.

De acordo com a aplicação, deve-se utilizar um

tipo de engrenagem mais adequada. As

engrenagens podem classificadas como:

engrenagens planas diretas, engrenagens

helicoidais, engrenagens espirais, engrenagens

de dupla espiral, engrenagens cônicas e

engrenagem hipóide.

II.7. SISTEMA DE EMBREAGEM

A embreagem tem como função específica

conectar o motor ao sistema de transmissão e

desconecta-lo segundo um comando mecânico de

pedal, permitindo que o motor gire sem provocar o

movimento do veículo. A embreagem funciona

ainda como elemento promovedor de saídas

suaves e engates de marcha mais fáceis e sem

ruído. Os tipos mais comuns são as embreagens

cônicas e as embreagens de disco duplo.


II.8. CÂMBIO

O movimento de um veículo tem uma etapa inicial

de maior força exigida para vencer a inércia e

depois uma outra etapa de desenvolvimento de

velocidade ou aceleração. Para que a velocidade

regime seja mantida para cada relação particular,

deve-se trocar de marcha através do câmbio,

mudando com isso a relação de transmissão de

potência.

II.9. DIREÇÃO

As rodas do veículo, assim como os pneus,

básicos para qualquer projeto, são apoiadas sobre

mangas ou pontas de eixo, ficando o eixo

propriamente dito fixado à estrutura principal do

carro ou chassis. A direção tem por objetivo

alterar a angulação das rodas de modo a permitir

que este possa realizar alterações de direção em

curvas e manobras. Uma direção deve ser suave,

precisa, com folga reduzida. Um ponto importante

que deve ser ressaltado diz respeito ao

alinhamento das rodas, que é feito para garantir

uma maior estabilidade.

II.10. EIXOS DIANTEIRO E TRASEIRO

Os eixos recebem a rotação do motor

convenientemente reduzida e a transferem com

uma mudança de 90° para as rodas. A angulação

na transmissão para as rodas sofre uma redução

para um desempenho mais efetivo do carro

através do emprego de coroa e pinhão de tipo

helicoidal ou hipóide. Para que o movimento seja

executado com sucesso, são necessários alguns

componentes a mais, como juntas, árvores de

transmissão, sistema de coroa e pinhão e o

diferencial.

II.11. SUSPENSÃO

O sistema pode ser resumido nos pneumáticos,

nos amortecedores, nas molas e barras

estabilizadoras. Pequenas irregularidades são

absorvidas pelos pneumáticos que graças aos

atritos normais de rodagem e a pequenos

choques se aquecem e transmitem esse excesso

ao ar atmosférico. Quando as irregularidades se

tornam maiores, são absorvidas pelo sistema de

molas que tem importância fundamental no

sistema. Os amortecedores entram em ação para

reduzir o número e a amplitude das vibrações do

molejo.

II.12. FREIOS

O princípio fundamental da frenagem é o atrito, a

exemplo do que acontece no movimento. Um dos

recursos utilizados para a diminuição da

velocidade de um automóvel é suprimir-se o

fornecimento extra de combustível, servindo-se da

rotação forçada do motor que tende a cair em

marcha lenta como conseqüência desta ação.

Mas na verdade, nenhuma outra parte do

automóvel, em termos de operação, é mais

importante que os freios, que além de serem

capazes de desacelerar um veículo em

movimento até sua parada, devem ser capazes de

faze-lo no menor espaço possível. Dentre os

sistemas de freios existentes, pode-se destacar o

sistema de freios a tambor, cilindro mestre ou

burrinho mestre, freio de mão e freio a disco.

II.13. RODAS E PNEUMÁTICOS

A duração dos pneus, além do controle de

pressão e da forma em que são utilizados,

depende também do alinhamento de rodas,

regulagem do sistema de direção, suspensão e

freios. Os rolamentos da ponta de eixo também


desempenham um papel importante.O principal

desgaste irregular deve-se ao mau alinhamento

de rodas, o que deve ser resolvido com a

verificação periódica da cambagem, castagem,

convergência e divergência das rodas. As rodas

do veículo devem ser lubrificadas periodicamente

II.14. CHASSIS

O chassis do automóvel é a armação metálica que

suporta todas as partes suspensas do veículo e

que é submetida a esforços intensos, devendo

ser, portanto, a mais rígida possível. O motor é

fixado ao chassis segundo suportes em três ou

quatro pontos. Cossinetes são empregados para

evitar que a vibração produzida pelas partes

móveis seja transmitida à carroceria e aos

passageiros. Quanto mais fixamente preso o

motor, melhor deve ser o sistema em termos de

elasticidade, para absorver os esforços e

vibrações produzidos pelo motor.

II.15. SISTEMA DE IGNIÇÃO

O sistema de ignição tem como objetivo fornecer

uma centelha, dentro do cilindro, ao aproximar-se

o fim do curso de compressão, a fim de inflamar a

mistura ar-gasolina. O instante preciso em que

ocorre o centelhamento tem atuação importante

em termos da eficiência e desempenho do motor.

O sistema compreende a partida ou contato,

bobina de alta tensão, distribuidor, interruptor ou

platinado, condensador, excêntrico, mecanismo

de avanço mecânico e a vácuo e velas.

Atualmente, a ignição eletrônica é outro sistema

muito utilizado.

II.16. SISTEMA ELÉTRICO

O sistema elétrico do motor tem como função

precípua acionar o motor de arranque, manter a

centelha nas velas mediante transformação na

bobina (ignição). Quando o motor circula em

marcha lenta, é preciso retirar energia elétrica do

sistema, ou ainda, quando o veículo está parado,

é preciso retirar energia do sistema para o

acionamento do motor, o que explica a

necessidade do acumulador ou bateria. O

alternador armazena energia n bateria que a

transmite para os elementos elétricos do

automóvel. Esta distribuição é feita da bateria ao

motor de arranque e daí a todos os elementos

através de uma ligação em paralelo com a bateria.

Um único cabo isolado transporta a corrente do

borne isolado da bateria, ao passo que as partes

metálicas do motor e do chassis fazem o papel de

ligação ao terra da bateria.

O sistema elétrico pode ser dividido em 5

subsistemas, cada qual composto por diversas

partes componentes:

• Sistema de arranque;

• Sistema de ignição;

• Sistema de carga à bateria;

• Sistema de iluminação;

• Sistemas auxiliares.

II.17. ACESSÓRIOS

Os acessórios de um veículo compreendem os

condicionadores de ar, o sistema de lanternas,

farol de ré, luzes internas, indicadores de painel,

dentre outros que variam de modelo para modelo.


A manutenção preventiva tem um papel

importante para reduzir as paradas corretivas com

conseqüente aumento da disponibilidade e

redução dos custos de manutenção, prolongando


com isso a vida útil do veículo. A periodicidade

será determinada pela quilometragem do veículo.

A manutenção preventiva deve compreender pelo

menos os seguintes itens:

• Lubrificante: não se deve descuidar do

óleo do Carter: o nível deve estar entre a

marca superior e a inferior. A viscosidade é

um item importante e se a lâmpada-vigia

começar a se acender, mesmo com o óleo

acima do mínimo, deve-se trocar o fluido

de lubrificação com a máxima brevidade

ou pelo menos deixar o motor esfriar antes

de prosseguir a jornada.

• Filtro de ar do carburador: deve-se limpar o

elemento filtrante e substituí-lo quando

necessário.

• Lubrificação do chassis: após lavagem, as

articulações do chassis devem ser

lubrificadas. Quando providas de pinos

devem ser lubrificadas com graxa

semifluida (graxa de chassis).

• Rolamentos das rodas dianteiras: retira-

los, limpa-los e engraxá-los com graxa

específica para rolamentos.

• Juntas universais (transmissão): quando

possuem orifícios de lubrificação –

normalmente. Quando não os têm,

desmontá-las e reengraxá-las.

• Regulagem do motor: um ciclo pode ser

completado numa seqüência lógica:

bateria, velas, compressão nos cilindros,

válvulas, distribuidor, platinados, ponto de

ignição e carburador.

• Bateria: limpeza e aperto dos bornes.

Empregar vaselina ou ainda graxa.

Verificar se o eletrólito cobre as placas de

sobrenível. Em caso de falta acrescente-se

água destilada.

• Velas de ignição: devem ser retiradas e

limpas com ar comprimido, substituindo

quando necessário.

• Válvulas no bloco: deve-se regular a folga

através de um calibre de lâminas. No caso

de desgaste excessivo, deve-se substituir

ou retificar o tucho.

• Distribuidor: limpar e numerar os bicos dos

cabos das velas. Averiguar estado da

tampa, escova e bicos dos cabos. Trocar

os itens avariados. Platinados devem ser

tratados com especial cuidado.

• Ponto de ignição: para que o motor fique

realmente afinado é preciso que se ajuste

o ponto de ignição com a maior precisão

possível.

• Carburador: após a retirada do filtro de ar,

retira-se o carburador e procede-se à

limpeza de seus componentes. Monta-se o

carburador observando o estado de

conservação das juntas. Se necessário,

substituí-las.

Outros ajustes e regulagens podem variar com o

tipo de motor usado e modelo do veículo,

devendo-se seguir as recomendações do

fabricante.


Uma vez constatado o problema, devem ser

tomados os devidos procedimentos para a

substituição da peça ou peças defeituosas,

fazendo as devidas regulagens e ajustes

necessários.



De acordo com a legislação vigente, para fins de

depreciação, a vida útil econômica dos veículos é

definida como sendo de 5 anos. Portanto, a vida

útil econômica dos veículos pode ser estimada em

5 anos.

REFERÊNCIAS

[1] Pugliesi, M. “Manual completo do automóvel:

mecânica, especificações e manutenção”. São

Paulo, Hemus, 1976. Vol. 1 e 3.


TABELA COMPARATIVA

Evolução das Taxas de Depreciação do Setor Elétrico

Resolução ANEEL

N° 002 24/12/1999

Estudo Vida Útil

Econômica

Nov./2000 Descrição dos Itens Patrimoniais ou Título das Unidades

de Cadastro Vida Útil

(Anos)

Taxa

(%)

Vida Útil

(Anos)

Taxa

(%)

Armazenagem, Manipulação, Transporte de Combustível

Líquido e Gasoso 25 4,0 35 2,9


Nuclear 30 3,3 20 5,0


Sólido 20 5,0 25 4,0

Armazenagem, Manipulação, Transporte de Resíduo 15 6,7 15 6,7

Armazenagem, Manipulação, Transporte de Resíduo Nuclear 30 3,3 40 2,5

Balança para Veículos de Carga 22 4,5 30 3,3

Banco de Capacitores (Sistema de Distribuição) 15 6,7 15 6,7

Banco de Capacitores (Sistema de Transmissão) 20 5,0 20 5,0

Barragem e Adutora 50 2,0 100 1,0

Barramento 40 2,5 35 2,9

Caldeira 20 5,0 25 4,0

Câmara e Galeria 25 4,0 25 4,0

Canal de Descarga 25 4,0 40 2,5

Chaminé 25 4,0 20 5,0

Chave (Sistema de Distribuição) 15 6,7 15 6,7

Chave (Sistema de Transmissão) 30 3,3 30 3,3

Compensador de Reativos 30 3,3 30 3,3

Comporta 30 3,3 30 3,3

Computador e Periféricos – – 3 33,3

Condensador de Vapor 23 4,3 25 4,0

Conduto e Canaleta 25 4,0 25 4,0

Conduto Forçado 32 3,1 30 3,3


Resolução ANEEL

N° 002 24/12/1999

Estudo Vida Útil

Econômica



(Anos)

Taxa

(%)

Vida Útil

(Anos)

Taxa

(%)

Condutor (Sistema de Distribuição) 20 5,0 20 5,0

Condutor (Sistema de Transmissão) 40 2,5 30 3,3

Controlador Programável – – 10 10,0

Conversor de Corrente 25 4,0 10 10,0

Conversor de Freqüência 25 4,0 25 4,0

Disjuntor 33 3,0 30 3,3

Edificação – Casa de Força – Produção Hidráulica 50 2,0 50 2,0

Edificações – Outras 25 4,0 30 3,3

Elevador e Teleférico 25 4,0 25 4,0

Equipamento Geral 10 10,0 10 10,0

Equipamentos da Tomada D’Água 27 3,7 30 3,3

Equipamentos do Ciclo Térmico 22 4,5 25 4,0

Estradas de Acesso 25 4,0 5 20,0

Estrutura (Poste, Torre) (Sistema de Distribuição) 25 4,0 25 4,0

Estrutura (Poste, Torre) (Sistema de Transmissão) 40 2,5 50 2,0

Estrutura da Tomada D’Água 25 4,0 50 2,0

Estrutura Suporte de Equipamento e de Barramento 40 2,5 50 2,0

Fibra Óptica 22 4,5 30 3,3

Gerador 30 3,3 30 3,3

Gerador de Vapor 30 3,3 25 4,0

Instalações de Recreação e Lazer 25 4,0 30 3,3

Luminária 13 7,7 15 6,7

Medidor 25 4,0 25 4,0

Motor de Combustão Interna 15 6,7 15 6,7

Painel, Mesa de Comando e Cubículo 33 3,0 30 3,3

Pára-Raios 22 4,5 20 5,0

Ponte Rolante, Guindaste ou Pórtico 30 3,3 30 3,3

Precipitador de Resíduos 20 5,0 15 6,7

Protetor de Rede 25 4,0 20 5,0

Reator (ou Resistor) 36 2,8 20 5,0

Reator Nuclear 30 3,3 40 2,5


Resolução ANEEL

N° 002 24/12/1999

Estudo Vida Útil

Econômica



(Anos)

Taxa

(%)

Vida Útil

(Anos)

Taxa

(%)

Rede Local de Computadores – – 5 20,0

Regulador de Tensão (Sistema de Distribuição) 21 4,8 21 4,8

Regulador de Tensão (Sistema de Transmissão) 28 3,5 25 4,0

Religador 23 4,3 23 4,3

Reservatório 50 2,0 100 1,0

Seccionalizador 40 2,5 40 2,5

Sistema Anti-Ruído 30 3,3 30 3,3

Sistema Auxiliar de Corrente Contínua – – 10 10,0

Sistema de Água de Circulação 21 4,9 20 5,0

Sistema de Alimentação de Energia 17 5,9 20 5,0

Sistema de Amostragem Primário 30 3,3 30 3,3

Sistema de Ar Comprimido 17 5,9 20 5,0

Sistema de Ar e Gases de Combustão 22 4,5 22 4,5

Sistema de Aterramento 40 2,5 40 2,5

Sistema de Comunicação e Proteção Carrier 20 5,0 20 5,0

Sistema de Comunicação Local 15 6,7 15 6,7

Sistema de Controle Químico e Volumétrico 30 3,3 40 2,5

Sistema de Dados Meteorológicos e Hidrológicos 12 8,3 10 10,0

Sistema de Exaustão, Ventilação e Ar Condicionado 20 5,0 15 6,7

Sistema de Lubrificação, de Óleo de Regulação e Óleo

Isolante 25 4,0 30 3,3

Sistema de Proteção Contra Incêndio 25 4,0 30 3,3

Sistema de Pulverização do Envoltório de Contençã 30 3,3 30 3,3

Sistema de Radiocomunicação 14 7,1 20 5,0

Sistema de Refrigeração de Emergência do Núcleo do Reator 30 3,3 40 2,5

Sistema de Refrigeração do Reator 30 3,3 30 3,3

Sistema de Refrigeração e Purificação do Poço de

Combustível Usado 30 3,3 30 3,3

Sistema de Resfriamento de Equipamentos 25 4,0 20 5,0

Sistema de Serviços 25 4,0 25 4,0


Resolução ANEEL

N° 002 24/12/1999

Estudo Vida Útil

Econômica



(Anos)

Taxa

(%)

Vida Útil

(Anos)

Taxa

(%)

Sistema para Gaseificação de Carvão 15 6,7 15 6,7

Subestação SF6 50 2,0 35 2,9

Subestação Unitária 28 3,6 28 3,6

Suprimento e Tratamento D’Água 25 4,0 25 4,0

Transformador de Aterramento 50 2,0 50 2,0

Transformador de Distribuição 20 5,0 20 5,0

Transformador de Força 40 2,5 30 3,3

Transformador de Medida 33 3,0 30 3,3

Transformadores de Potencial Capacitivo e Indutivo 33 3,0 30 3,3

Transformador de Serviços Auxiliares 30 3,3 30 3,3

Turbina a Gás 20 5,0 20 5,0

Turbina Hidráulica 40 2,5 40 2,5

Turbogerador 25 4,0 25 4,0

Urbanização e Benfeitorias 25 4,0 5 20,0

Veículos 5 20,0 5 20,0

estudo de vida Útil econômica e taxa de depreciação

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