UNIVERSIDADE TECNOLÓGICA FEDERAL DO PARANÁ...

UNIVERSIDADE TECNOLÓGICA FEDERAL DO PARANÁ DEPARTAMENTO ACADÊMICO DE ELETROTÉCNICA

CURSO DE ENGENHARIA INDUSTRIAL ELETROTÉCNICA FABRÍCIO SALMAZO LEOMAR SUCHEVICZ

MÁRCIO TONETTI

ESTUDO COMPARATIVO TÉCNICO-ECONÔMICO ENTRE REDES DE DISTRIBUIÇÃO CONVENCIONAL E COMPACTA PROTEGIDA

ESTUDO DE CASO: ALIMENTADORES URBANOS DA SUPERINTENDÊNCIA DE DISTRIBUIÇÃO LESTE DA COPEL

CURITIBA

2007

FABRÍCIO SALMAZO LEOMAR SUCHEVICZ

MÁRCIO TONETTI

ESTUDO COMPARATIVO TÉCNICO-ECONÔMICO ENTRE REDES DE DISTRIBUIÇÃO CONVENCIONAL E COMPACTA PROTEGIDA

ESTUDO DE CASO: ALIMENTADORES URBANOS DA SUPERINTENDÊNCIA DE DISTRIBUIÇÃO LESTE DA COPEL

Trabalho apresentado na disciplina de

Projeto Final de Curso II como requisito

parcial para a conclusão do Curso de

Engenharia Industrial Elétrica - Ênfase em

Eletrotécnica - do Departamento

Acadêmico de Eletrotécnica, Universidade

Tecnológica Federal do Paraná.

Orientador: Prof. Ayrton Roberto Lopes

CURITIBA

2007

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FABRÍCIO SALMAZO

LEOMAR SUCHEVICZ

MÁRCIO TONETTI

“ESTUDO COMPARATIVO TÉCNICO-ECONÔMICO ENTRE REDES DE DISTRIBUIÇÃO CONVENCIONAL E COMPACTA PROTEGIDA ESTUDO DE

CASO: ALIMENTADORES URBANOS DA SUPERINTENDÊNCIA DE DISTRIBUIÇÃO LESTE DA COPEL”

Este Projeto Final de Graduação foi julgado e aprovado como requisito

parcial para obtenção do título de Engenheiro Eletricista pela Universidade Federal Tecnológica do Paraná.

Curitiba, 16 de fevereiro de 2007.

______________________________ Prof. Paulo Sérgio Walenia

Coordenador do Curso Engenharia Industrial Elétrica - Eletrotécnica

______________________________ Prof. Ivan Eidt Colling

Coordenador de Projeto Final de Graduação Engenharia Industrial Elétrica - Eletrotécnica

______________________________ Prof. Ayrton Roberto Lopes

______________________________ Profa. Andrea Lucia Costa

______________________________ Prof. Claudio Martin

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AGRADECIMENTOS

À Deus pelo dom da vida e pela oportunidade de chegarmos até o presente

momento.

Aos pais Alfredo e Rosalina, Zélia e Valterlei, Josué e Mirian que nos

incentivaram durante nossa caminhada.

Às esposas Taís e Angela e à namorada Daise que tiveram muito carinho e

paciência em entender a necessidade do tempo dispendido.

À Dra. Andréa Lúcia Costa pela amizade, convívio e dedicação ao longo de

nossa jornada.

Ao professor Ayrton Roberto Lopes pelo incentivo e apoio em todos os

momentos de nosso trabalho.

Aos demais professores e pessoas que de alguma forma contribuíram para a

realização deste trabalho.

5

“Poder significa fazer a escolha certa -

agir como um mestre de si mesmo”.

Kumaris

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RESUMO

A melhoria na qualidade do sistema de distribuição, devido principalmente ao

controle realizado pelo órgão regulamentador, tornou-se um dos objetivos principais das

concessionárias fornecedoras de energia elétrica. Para monitorar esta qualidade

utilizam-se indicadores que permitem a supervisão, a avaliação e o controle da

qualidade do fornecimento de energia elétrica constatados ao longo de períodos

determinados. Para isto os indicadores DEC, FEC, DIC, FIC e DMIC destacam-se como

os principais índices de controle. Existem várias topologias aplicadas no transporte de

energia tais como, a rede de distribuição aérea convencional (RDA), a rede de

distribuição aérea compacta protegida (RDC) e a rede de distribuição subterrânea.

Excetuando-se a rede subterrânea, muitos danos são provocados às redes de distribuição

pelas árvores, nas regiões urbanas, em dias de ventos fortes ou chuvas. Com isso, faz-se

necessário a realização de um trabalho acentuado de manutenção corretiva. A RDC,

além de visualmente mais discreta, oferece maior confiabilidade para o sistema por

utilizar cabos protegidos. Além de aumentar a qualidade do fornecimento de energia, a

RDC melhora também sua relação com a natureza, reduzindo o túnel de poda necessário

à passagem dos cabos. Apesar do seu grau de qualidade, a RDC possui o estigma de

inviável, pelo fato de não existirem dados atuais disponíveis que comparem as

diferenças relacionadas aos custos e dificuldades de construção e manutenção entre a

RDC e a RDA. Com o objetivo de apresentar dados comparativos atualizados das duas

topologias de redes de distribuição e detalhar as principais causas das interrupções no

fornecimento de energia elétrica, propôs-se um estudo comparativo técnico-econômico

entre trechos de redes de distribuição aéreas em MT, destacando a eficiência nos

parâmetros de continuidade e fornecendo dados para embasamento de novas aplicações

de redes convencionais e compactas protegidas.

Palavras Chaves: Indicadores de Continuidade, Rede de Distribuição Convencional,

Rede de Distribuição Compacta Protegida, Fornecimento de Energia Elétrica.

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LISTA DE FIGURAS

Figura 1.1 – Detalhe da fatura de energia da COPEL .................................................... 16 Figura 1.2 – Comparação entre as redes RDA e RDC ................................................... 18 Figura 2.1 – Cabos protegidos afastados do poste ......................................................... 27 Figura 2.2 – Convivência entre a RDC e a arborização urbana ..................................... 28 Figura 2.3 – Queda de galho sobre cabos da RDC......................................................... 29 Figura 2.4 – Árvores com poda tipo V ........................................................................... 32 Figura 4.1 – Áreas de abrangência dos alimentadores Afonso Botelho e Argentina ..... 53 Figura 4.2 – Índice FEC entre os alimentadores Afonso Botelho e Argentina .............. 55 Figura 4.3 – Índice FEC entre os alimentadores Afonso Botelho e Argentina .............. 56 Figura 4.4 – Índice FEC entre os alimentadores Afonso Botelho e Argentina .............. 57 Figura 4.5 – Índice FEC entre os alimentadores Afonso Botelho e Argentina .............. 57 Figura 4.6 – Índice FEC entre os alimentadores Afonso Botelho e Argentina .............. 58 Figura 4.7 – Índice FEC entre os alimentadores Afonso Botelho e Argentina .............. 58 Figura 4.8 – Índice FEC entre os alimentadores Afonso Botelho e Argentina .............. 59 Figura 4.9 – Estrutura da RDC danificada sem desligamento do circuito ..................... 60 Figura 4.10 – RDC com cabos em contato entre si sem o desligamento do circuito ..... 60 Figura 4.11 – Contribuição das causas no alimentador Afonso Botelho........................ 61 Figura 4.12 – Contribuição dos componentes no alimentador Afonso Botelho............. 62 Figura 4.13 – Principais tarefas em 2003 no alimentador Afonso Botelho.................... 63 Figura 4.14 – Principais tarefas em 2003 no alimentador Argentina ............................. 64 Figura 4.15 – Principais tarefas em 2004 no alimentador Afonso Botelho.................... 64 Figura 4.16 – Principais tarefas em 2004 no alimentador Argentina ............................. 65 Figura 4.17 – Principais tarefas em 2005 no alimentador Afonso Botelho.................... 65 Figura 4.18 – Principais tarefas em 2005 no alimentador Argentina ............................. 66 Figura 4.19 – Principais tarefas em 2006 no alimentador Afonso Botelho.................... 66 Figura 4.20 – Principais tarefas em 2006 no alimentador Argentina ............................. 67 Figura 4.21 – Custo total gasto em tarefas no alimentador Afonso Botelho.................. 68 Figura 4.22 – Custo total gasto em tarefas no alimentador Argentina ........................... 68 Figura 4.23 – Custo de podas entre os alimentadores Afonso Botelho e Argentina ...... 69 Figura 4.24 – Comparação de custo para tarefas entre alimentadores ........................... 70 Figura 4.25 –Materiais usados na manutenção em 2003: alim. Afonso Botelho ........... 71 Figura 4.26 –Materiais usados na manutenção em 2003: alim. Argentina..................... 71 Figura 4.27 –Materiais usados na manutenção em 2004: alim. Afonso Botelho ........... 72 Figura 4.28 –Materiais usados na manutenção em 2004: alim. Argentina..................... 72 Figura 4.29 –Materiais usados na manutenção em 2005: alim. Afonso Botelho ........... 73 Figura 4.30 –Materiais usados na manutenção em 2005: alim. Argentina..................... 73 Figura 4.31 –Materiais usados na manutenção em 2006: alim. Afonso Botelho ........... 74 Figura 4.32 –Materiais usados na manutenção em 2006: alim. Argentina..................... 74 Figura 4.33 – Comparação entre os alimentadores Afonso Botelho e Argentina .......... 75 Figura 4.34 – Comparação do custo de manutenção entre alimentadores...................... 76 Figura 4.35 – Comparação do custo por quilômetro para manutenção.......................... 77 Figura 4.36 – Representação da região atendida por RDC no alimentador Prado ......... 79 Figura 4.37 – Performance do alimentador Prado no período de 1993 a 2006 .............. 79 Figura 4.38 – Comparação entre os trechos do alimentador Prado ................................ 80 Figura 4.39 – Chaves do alimentador Prado utilizadas para análise do FEC................. 81 Figura 4.40 – Comparação entre alimentadores RDA e RDC: período 2001 a 2006..... 83

8

Figura 5.1 – Projeto da RDA composto por cabo nu 35 mm2 ........................................ 87 Figura 5.2 – Projeto da RDA composto por cabo nu 185 mm2 ...................................... 88 Figura 5.3 – Projeto da RDC composto por cabo protegido 35 mm2............................. 89 Figura 5.4 – Projeto da RDC composto por cabo protegido 185 mm2........................... 90 Figura 5.5 – Custo total para as tarefas dos projetos de RDA e RDC............................ 94 Figura 5.6 – RDA com cabo 35 mm2: Participação percentual dos materiais................ 96 Figura 5.7 – RDA com cabo 185 mm2: Participação percentual dos materiais.............. 99 Figura 5.8 – RDC com cabo 35 mm2: Participação percentual dos materiais.............. 100 Figura 5.9 – RDC com cabo 185 mm2: Participação percentual dos materiais............ 102 Figura 5.10 – Custo total para os materiais aplicados aos projetos de RDA e RDC.... 103 Figura 5.11 – Custo total para implantação dos projetos de RDA e RDC ................... 104 Figura 5.12 – Comparativo: Total de materiais e tarefas para as redes projetadas ...... 105 Figura 5.13 – Variação do custo final para as configurações de RDA e RDC............. 106

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LISTA DE TABELAS

Tabela 4.1 – Causas de interrupções .............................................................................. 45 Tabela 4.2 – Condições climáticas ................................................................................. 46 Tabela 4.3 – Componentes de redes de distribuição ...................................................... 47 Tabela 4.4 – Área específica........................................................................................... 48 Tabela 4.5 – Tipos de interrupção .................................................................................. 48 Tabela 4.6 – Índices DEC e FEC dos alimentadores Afonso Botelho e Argentina ....... 54 Tabela 4.7 – Índices DEC e FEC dos alimentadores Afonso Botelho e Argentina ....... 54 Tabela 4.8 – Índice FEC do alimentador Prado.............................................................. 78 Tabela 4.9 – Índices DEC e FEC do alimentador Estação Show................................... 82 Tabela 4.10 – Índices DEC e FEC do alimentador Shopping Curitiba .......................... 82 Tabela 4.11 – Índices DEC e FEC do alimentador Cristal Plaza ................................... 82 Tabela 5.3 – Relação de tarefas da RDA com cabo nu 185 mm2................................... 91 Tabela 5.1 – Simbologias utilizadas no projeto de RDA/RDC ...................................... 86 Tabela 5.2 – Relação de tarefas da RDA com cabo nu 35 mm2..................................... 91 Tabela 5.4 – Relação de tarefas da RDC com cabo protegido 35 mm2.......................... 92 Tabela 5.5 – Relação de tarefas da RDC com cabo protegido 185 mm2........................ 93 Tabela 5.6 – Relação de materiais da RDA com cabo nu 35 mm2................................. 95 Tabela 5.7 – Relação de materiais da RDA com cabo nu 185 mm2............................... 97 Tabela 5.8 – Relação de materiais da RDC com cabo protegido 35 mm2...................... 99 Tabela 5.9 – Relação de materiais da RDC com cabo protegido 185 mm2.................. 101 Tabela 5.10 – Custo em pu / quilômetro para as configurações de RDA e RDC......... 107

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LISTA DE SIGLAS

ANEEL - Agência nacional de energia elétrica

ANI - Análise de Interrupções

BT - Baixa tensão

CA - Cabo de alumínio

CAA - Cabo de alumínio com alma de aço

CCR - Cruzeta de concreto retangular

CF - Chave-fusível

CEMIG - Companhia energética de Minas Gerais

COPEL - Companhia paranaense de energia elétrica

DEC - Duração equivalente de interrupção por unidade consumidora

DIC - Duração de interrupção por unidade consumidora

DMIC - Duração máxima de interrupção por unidade consumidora

DNAEE - Departamento nacional de águas e energia elétrica

DOU - Diário oficial da união

DRC - Duração relativa da transgressão de tensão crítica

DRI - Número médio de defeitos

DRM - Número médio de defeitos manutenidos preventivamente

DRP - Duração relativa da transgressão de tensão precária

FEC - Freqüência equivalente de interrupção por unidade consumidora

FIC - Freqüência de interrupção individual por unidade consumidora ou por

ponto de conexão

GD - Gerência de distribuição

ICC - Índice de unidades consumidoras com tensão crítica

IP - Iluminação pública

ISD - Interrupções do sistema de distribuição

MIT - Manual de instrução técnica COPEL

MT - Média tensão

NBR - Norma brasileira

NTC - Norma técnica COPEL

PCH - Pequena central hidroelétrica

PR - Pára-raios

PU - Por unidade

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RA - Religador automático

RDA - Rede de distribuição aérea convencional

RDC - Rede de distribuição aérea compacta protegida

R$ - Valor monetário brasileiro (em Reais)

SDL - Superintendência de distribuição leste

SDN - Superintendência de distribuição noroeste

SDO - Superintendência de distribuição oeste

SDT - Superintendência de distribuição norte

SOD - Sistema de operação de distribuição

TFM - Taxa de falha por quilômetro de rede primária

TMA - Tempo médio de atendimento

TT - Transformador trifásico

US - Unidade de serviço

XLPE - Polietileno reticulado termofixo

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SUMÁRIO

1. PROPOSTA.................................................................................................. 15 1.1 INTRODUÇÃO................................................................................................ 15 1.2 PROBLEMA .................................................................................................... 19 1.3 JUSTIFICATIVA............................................................................................. 19 1.4 OBJETIVOS..................................................................................................... 20 1.4.1 OBJETIVO GERAL......................................................................................... 20 1.4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS........................................................................... 20 1.5 MÉTODOS DE PESQUISA ............................................................................ 20 1.6 ESTRUTURA DO TRABALHO..................................................................... 21 2. REDES DE DISTRIBUIÇÃO ............................................................................. 22 2.1 REDES DE DISTRIBUIÇÃO CONVENCIONAL (RDA)............................. 22 2.1.1 HISTÓRICO..................................................................................................... 22 2.1.2 MANUTENÇÃO.............................................................................................. 23 2.1.2.1 MANUTENÇÃO PREVENTIVA ................................................................... 24 2.1.2.2 MANUTENÇÃO CORRETIVA...................................................................... 25 2.2 REDE AÉREA COMPACTA PROTEGIDA (RDC) ...................................... 26 2.2.1 HISTÓRICO..................................................................................................... 26 2.2.2 MANUTENÇÃO.............................................................................................. 29 2.2.2.1 MANUTENÇÃO PREVENTIVA ................................................................... 29 2.2.2.2 MANUTENÇÃO CORRETIVA...................................................................... 30 2.3 ASPECTOS AMBIENTAIS ............................................................................ 30 3. ÍNDICES DE QUALIDADE ............................................................................... 34 3.1 HISTÓRICO..................................................................................................... 34 3.2 INDICADORES............................................................................................... 39 3.2.1 DEC.................................................................................................................. 39 3.2.2 FEC................................................................................................................... 40 3.2.3 DIC ................................................................................................................... 40 3.2.4 FIC.................................................................................................................... 41 3.2.5 DMIC................................................................................................................ 41 3.3 VIOLAÇÃO DOS PADRÕES DE CONTINUIDADE ................................... 42 3.3.1 VIOLAÇÃO DE PADRÃO DO INDICADOR DE CONTINUIDADE

INDIVIDUAL .................................................................................................. 42 3.3.2 VIOLAÇÃO DO PADRÃO DOS INDICADORES DE CONTINUIDADE DO

CONJUNTO..................................................................................................... 43 4. LEVANTAMENTO DE DADOS........................................................................ 44 4.1 CAUSAS DE INTERRUPÇÕES ..................................................................... 44 4.2 COMPONENTES ............................................................................................ 46 4.3 ESTUDO DE CASOS...................................................................................... 50 4.3.1 ESTUDO COMPARATIVO ENTRE OS ALIMENTADORES AFONSO

BOTELHO A ARGENTINA ........................................................................... 52 4.3.1.1 CARACTERÍSTICA DOS ALIMENTADORES............................................ 53 4.3.1.2 INDICADORES DE PEFORMANCE............................................................. 54 4.3.1.3 ÍNDICES DE MANUTENÇÃO ...................................................................... 63 4.3.2 ESTUDO COMPARATIVO DA PERFORMANCE DE REDE COMPACTA

PROTEGIDA EM ÁREAS DE VANDALISMO............................................ 77 4.3.2.1 CARACTERÍSTICAS DO ALIMENTADOR PRADO.................................. 77

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4.3.3 PERFORMANCE DE ALIMENTADORES COMPACTOS EM REDES ESPECIAIS ...................................................................................................... 81

5. COMPARATIVO ENTRE RDA E RDC ........................................................... 85 5.1 PROJETO......................................................................................................... 85 5.2 TAREFAS DO PROJETO ............................................................................... 91 5.3 MATERIAIS DO PROJETO ........................................................................... 95 5.4 CUSTO TOTAL DO PROJETO.................................................................... 104 6. CONCLUSÕES FINAIS .................................................................................... 108 REFERÊNCIAS ......................................................................................................... 110 APÊNDICE A ............................................................................................................. 112 A.1 ASPECTOS CONSTRUTIVOS DA RDA .................................................... 112 A.1.1 POSTES.......................................................................................................... 112 A.1.2 ISOLADORES ............................................................................................... 113 A.1.2.1 ISOLADOR PILAR ....................................................................................... 113 A.1.2.2 ISOLADOR DE ANCORAGEM................................................................... 113 A.1.3 PROTEÇÃO CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS ......................... 114 A.1.3.1 PÁRA-RAIOS................................................................................................ 114 A.1.4 ESTRUTURAS DE SUSTENTAÇÃO.......................................................... 115 A.1.4.1 CRUZETAS ................................................................................................... 115 A.1.5 ACESSÓRIOS................................................................................................ 116 A.1.5.1 LAÇOS PRÉ-FORMADOS........................................................................... 116 A.1.5.2 ALÇAS PRÉ-FORMADAS........................................................................... 116 A.1.5.3 CONECTORES.............................................................................................. 117 A.1.5.4 GRAMPO DE LINHA VIVA ........................................................................ 118 A.1.5.5 ADAPTADOR ESTRIBO.............................................................................. 118 A.1.6 CABOS........................................................................................................... 119 A.1.7 TIPOS DE ESTRUTURAS DA RDA............................................................ 119 A.1.7.1 ESTRUTURAS N3 ........................................................................................ 119 A.1.7.2 ESTRUTURAS N4 ........................................................................................ 120 A.1.7.3 ESTRUTURAS DN3 ..................................................................................... 120 A.1.7.4 ESTRUTURAS N4CF ................................................................................... 121 A.1.7.5 ESTRUTURAS N1 ........................................................................................ 121 A.1.7.6 ESTRUTURAS N1PR ................................................................................... 122 A.1.7.7 ESTRUTURAS N1TTPRCF.......................................................................... 122 A.1.7.8 AFASTAMENTOS MÍNIMOS NA ESTRUTURA...................................... 123 A.2 ASPECTOS CONSTRUTIVOS DA RDC..................................................... 123 A.2.1 POSTES.......................................................................................................... 123 A.2.2 ISOLADORES ............................................................................................... 124 A.2.2.1 ISOLADORES TIPO PINO INCORPORADO............................................. 124 A.2.3 PROTEÇÃO CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS ......................... 124 A.2.3.1 PÁRA-RAIOS................................................................................................ 124 A.2.4 ESTRUTURAS DE SUPORTAÇÃO ............................................................ 125 A.2.4.1 BRAÇO L....................................................................................................... 125 A.2.4.2 BRAÇO ANTI-BALANÇO........................................................................... 125 A.2.4.3 PERFIL U....................................................................................................... 126 A.2.4.4 SUPORTE C................................................................................................... 126 A.2.4.5 SUPORTE HORIZONTAL ........................................................................... 127 A.2.5 ACESSÓRIOS................................................................................................ 127 A.2.5.1 ESPAÇADORES............................................................................................ 127 A.2.5.2 COBERTURA PROTETORA ....................................................................... 129

14

A.2.5.3 PROTETOR DE BUCHA.............................................................................. 129 A.2.5.4 CORDOALHA............................................................................................... 130 A.2.5.5 TRANSFORMADOR AUTOPROTEGIDO ................................................. 131 A.2.6 CABOS PROTEGIDOS................................................................................. 132 A.2.7 TIPOS DE ESTRUTURAS DA RDC............................................................ 133 A.2.7.1 ESTRUTURAS CA........................................................................................ 133 A.2.7.2 ESTRUTURAS C1......................................................................................... 133 A.2.7.3 ESTRUTURAS CS ........................................................................................ 134 A.2.7.4 ESTRUTURAS CH........................................................................................ 134 A.2.7.5 ESTRUTURAS C3......................................................................................... 135 A.2.7.6 ESTRUTURAS C4......................................................................................... 135 A.2.7.7 ESTRUTURAS D-C3 .................................................................................... 136 A.2.7.8 ESTRUTURAS N3-C3 .................................................................................. 136 A.2.7.9 ESTRUTURAS C3-AP-PR............................................................................ 137 A.2.7.10 ESTRUTURAS C4-CF .................................................................................. 137 A.2.7.11 ESTRUTURAS PR ........................................................................................ 138 A.2.7.12 ESTRUTURAS PARA ATERRAMENTO TEMPORÁRIO ........................ 138 A.2.7.13 AFASTAMENTOS NA ESTRUTURA......................................................... 138 APÊNDICE B.............................................................................................................. 139 B.1 OUTROS INDICADORES............................................................................ 139 B.1.1 DRP ................................................................................................................ 139 B.1.2 DRC................................................................................................................ 139 B.1.3 ICC ................................................................................................................. 139 B.1.4 TMA ............................................................................................................... 139 B.2 INDICADORES DE ACOMPANHAMENTO.............................................. 140 B.2.1 ÍNDICES DE CONTROLE............................................................................ 140 B.2.2 INSPEÇÃO .................................................................................................... 140 B.2.3 MANUTENÇÃO............................................................................................ 140 B.2.4 VERIFICAÇÃO ............................................................................................. 141

15

1. PROPOSTA

1.1 INTRODUÇÃO

A utilização da energia elétrica traz consigo o desenvolvimento e aplicação de

novas tecnologias cada vez com maior rapidez, sejam estas nos aparelhos residenciais e

industriais, ou nos sistemas de geração e transmissão desta energia. Para manter o nível

de tensão dentro de certos limites operacionais aceitáveis são necessárias medidas de

controle e de acompanhamento, tanto dos órgãos de fiscalização como das

concessionárias fornecedoras de energia, principalmente nos sistemas de distribuição, os

quais estão constantemente sujeitos a ocasionais variações de tensão. Estas variações,

mesmo dentro de limites pré-estabelecidos, podem causar operações incorretas de

equipamentos elétricos (OLESKOVICZ, 2004).

Interrupções podem ser provocadas por fenômenos aleatórios ou por falhas

devido à falta de manutenção preventiva dos sistemas elétricos e a interrupção na

operação de equipamentos, causando a diminuição da produtividade dos consumidores.

Para consumidores residenciais, a interrupção da energia elétrica é tão somente a falta

de energia, que geralmente não ocasiona prejuízos financeiros, porém para os

consumidores industriais, a falta de energia durante uma pequena fração de segundo,

pode representar grandes perdas devido às paradas em seus processos de produção

(OLESKOVICZ, 2004).

A qualidade do sistema elétrico de distribuição é o objetivo principal das

concessionárias no fornecimento de energia elétrica, sendo baseada nos parâmetros de

conformidade, atendimento ao consumidor e continuidade. Estes são pontos básicos

para a definição dos diversos critérios de localização e arranjo de subestações, de

critérios de escolha dos materiais e equipamentos de controle e proteção, regulação, e

configuração da rede de distribuição. No que se refere à continuidade, os indicadores

utilizados permitem o controle do fornecimento de energia elétrica, sua monitoração e a

comparação de todos os valores constatados ao longo de períodos determinados

(OLESKOVICZ, 2004).

Os indicadores de continuidade denominados duração equivalente de interrupção

por unidade consumidora (DEC) e freqüência equivalente de interrupção por unidade

consumidora (FEC), classificam-se como coletivos e são utilizados pela Agência

16

Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) para a análise das concessionárias de energia

elétrica.

Por outro lado os indicadores denominados duração de interrupção por unidade

consumidora (DIC), freqüência de interrupção individual por unidade consumidora ou

por ponto de conexão (FIC) e duração máxima de interrupção por unidade consumidora

(DMIC), servem ao interesse dos consumidores para avaliar o seu atendimento pela

concessionária (OLESKOVICZ, 2004).

A partir de janeiro de 2005 as concessionárias passaram a informar, na fatura de

energia elétrica, os valores mensais de DIC, FIC e DMIC verificados na última

apuração, ficando dispensada a obrigatoriedade das informações relativas aos

indicadores DEC e FEC. A figura 1.1 apresenta a indicação destes valores numa fatura

de energia elétrica.

Figura 1.1 – Detalhe da fatura de energia da COPEL

Fonte: COPEL, Intranet

O desempenho dos conjuntos de unidades consumidoras da COPEL é fortemente

influenciado pelas condições climáticas adversas, que contribuem em muito para os

resultados verificados nos indicadores DEC e FEC. Uma das razões para tal influência é

17

a alta exposição do sistema de distribuição. Composto por mais de 230.000

transformadores e com aproximadamente 166.000 km de redes em média tensão, o

sistema de distribuição da COPEL é extremamente vulnerável frente às descargas

atmosféricas e vendavais (HISTÓRIA..., 2006).

O conjunto de unidades consumidoras dá-se pelo agrupamento de vários

alimentadores de uma ou mais subestações, em função dos critérios estabelecidos pela

ANEEL, para monitoramento dos índices de continuidade.

Existem várias topologias que podem ser aplicadas para o transporte de energia,

tais como a rede de distribuição aérea convencional (RDA), a rede de distribuição aérea

compacta protegida (RDC) e a rede de distribuição subterrânea. A primeira topologia é

a mais comum, apresenta a utilização de cabos nus e é muito vulnerável à ação de

intempéries, causando problemas ao fornecimento de energia. A ação da natureza

associada a esta fragilidade, pode provocar curtos circuitos, queima de transformadores,

desligamento da rede, queima de aparelhos eletrodomésticos e equipamentos industriais,

transtornos em hospitais entre outras ocorrências (VELASCO, 2003).

Em contrapartida, as redes compactas protegidas oferecem maior confiabilidade

para o sistema, por utilizar cabos protegidos por uma camada de polietileno reticulado

termofixo (XLPE). Esta configuração oferece às redes maior confiabilidade e aumenta a

qualidade no fornecimento de energia, minimizando também o conflito entre a natureza

e a rede de distribuição (VELASCO, 2003).

Todas as redes de distribuição possuem fragilidades perante o ambiente onde

são construídas. Normalmente nas regiões urbanas as redes de distribuição têm seu

espaço dividido com árvores, as quais em dias de ventos fortes ou chuvas geralmente

provocam danos a estas redes, necessitando então, um trabalho de monitoramento e

manutenção bastante acentuado. O impacto ambiental causado por esta manutenção,

tem sido a poda das árvores, porém esta não leva em conta as condições da vegetação,

sua real finalidade, os riscos causados à segurança de terceiros e a satisfação visual

(VELASCO, 2003).

Os cabos utilizados nas redes compactas protegidas não podem ser considerados

isolados, são apenas protegidos ou cobertos, pois não possuem blindagem metálica e

apresentam campo elétrico em sua superfície. A forma construtiva destes cabos permite

que os mesmos fiquem mais próximos uns dos outros, bem como de galhos de árvores,

sem risco de curto-circuito. Assim, além da diminuição do túnel de poda em relação à

18

rede aérea convencional, obtém-se uma melhoria na estética visual e diminuição do

número de podas como pode ser visualizado na figura 1.2 (LINERO, 2003).

RDA CABOS PROTEGIDOS 35 mm2

Figura 1.2 – Comparação entre as redes RDA e RDC

Fonte: Os autores

Apesar de possuir aplicação em algumas cidades brasileiras e ter reconhecido o

seu grau de qualidade, a rede compacta protegida ainda possui o estigma de inviável,

pelo fato de não existir a disponibilidade de dados atualizados que meçam

comparativamente as diferenças relacionadas aos custos e dificuldades de construção e

manutenção deste tipo de rede com a convencional. Além disto, considerando que o

trabalho de um profissional de engenharia está relacionado ao estudo da viabilidade

técnico-econômica de novas tecnologias, verifica-se a oportunidade de realizar um

estudo que possa comparar tecnicamente a viabilidade das redes compactas protegidas

em relação às redes convencionais, principalmente no que se refere aos índices de

continuidade no fornecimento de energia, assim como na questão do impacto ambiental.

19

1.2 PROBLEMA

A carência de estudos detalhados sobre as principais causas das interrupções no

fornecimento de energia elétrica não estimula os investimentos por parte das

concessionárias em novas tecnologias aplicadas às redes de distribuição em MT. Estas

tecnologias poderiam ajudar a reduzir os índices de desabastecimento dos consumidores

(DEC e FEC) e deste modo atender as crescentes exigências da Agência Nacional de

Energia Elétrica (ANEEL).

1.3 JUSTIFICATIVA

Os parâmetros de conformidade, atendimento ao consumidor e principalmente a

continuidade, que corresponde ao grau de disponibilidade, determinam a performance

das concessionárias no fornecimento de energia elétrica. A condição ideal é de que não

haja interrupção no fornecimento ou, se houver, que seja a mínima possível desde que

seja informada ao consumidor em tempo hábil, prevenindo possíveis prejuízos

decorrentes da falta de energia.

A maior fragilidade da rede de distribuição convencional está relacionada às

intempéries tais como chuvas, vendavais e descargas atmosféricas, que afetam sua

estabilidade provocando danos às estruturas e conseqüentemente longos períodos de

interrupção. Como alternativa, a RDC pode ser utilizada, uma vez que sua topologia a

torna menos vulnerável às agressões naturais.

No ano 2001, procurando melhorar a performance de continuidade das

concessionárias, a ANEEL alterou a forma de controlar os índices de DEC, FEC, DIC,

FIC e DMIC. Anteriormente, calculava-se apenas uma média percentual de todos os

alimentadores. Após essas alterações, houve a criação de conjuntos afetando fortemente

o modo de avaliação, uma vez que se tornou obrigatória para cada conjunto atingir uma

média pré-definida e não mais uma simples média global.

O impacto ambiental causado pela rede de distribuição convencional ocorre na

arborização de grande porte, na qual a copa das árvores ocupa o mesmo espaço

destinado aos cabos. Muitas vezes se faz necessária a poda das árvores. Normalmente

esta poda não é seletiva, e isto acarreta inúmeros problemas, entre estes a total ausência

dos benefícios proporcionados pelas espécies de grande porte, que são as funções

químicas, físicas, paisagísticas e ecológicas.

20

A manutenção e os riscos acidentais são minimizados com o uso da rede de

distribuição compacta protegida, pois utilizam estruturas mais simples e com menos

pontos potenciais de contato com a arborização, quando comparados às redes

convencionais.

1.4 OBJETIVOS

1.4.1 OBJETIVO GERAL

Elaborar um estudo comparativo técnico-econômico entre trechos de redes de

distribuição aéreas em média tensão, destacando a eficiência nos parâmetros de

continuidade, assim como fornecer dados para embasamento de novas aplicações de

redes convencionais e compactas protegidas.

1.4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

- Revisão bibliográfica de normas técnicas sobre montagem e construção de

redes de distribuição aérea de média tensão convencional e compacta

protegida;

- Revisão sobre conceitos de interrupção de energia elétrica;

- Levantar os índices de interrupção de energia elétrica para alimentadores

urbanos, junto ao banco de dados da COPEL;

- Levantar dados de manutenção de ambas as redes em condições similares de

utilização, junto ao banco de dados da COPEL;

- Efetuar estudo comparativo técnico-econômico proposto.

1.5 MÉTODOS DE PESQUISA

Inicialmente utilizou-se como método de pesquisa, revisões bibliográficas de

livros, normas e artigos de revistas e internet, visando reunir conhecimentos aplicáveis à

metodologia de execução de montagens e construções de redes de distribuição aérea

convencional e compacta protegida.

21

Também foi realizada uma coleta de dados para levantar os índices de DEC e

FEC assim como os de manutenção no banco de dados da COPEL.

1.6 ESTRUTURA DO TRABALHO

Este trabalho é constituído de seis capítulos e dois apêndices. O 1º Capítulo

apresenta a proposta da pesquisa. O 2º Capítulo é destinado à introdução teórica

abordando a manutenção e o aspecto ambiental das redes de distribuição convencional e

compacta protegida. O 3º Capítulo versa sobre os índices de continuidade exigidos pela

ANEEL. O 4° capítulo apresenta o levantamento dos dados referentes ao banco de

dados da COPEL quanto aos índices de interrupção de fornecimento de energia e de

manutenção de redes. O 5° Capítulo é destinado à elaboração do estudo comparativo

entre redes de distribuição hipotéticas. Por fim, o 6° Capítulo apresenta as conclusões

finais do projeto.

O Apêndice A contém a revisão bibliográfica e uma descrição sucinta das

normas aplicáveis à construção e montagem de redes de distribuição tipo convencional e

compacta protegida em MT. O Apêndice B versa sobre outros indicadores de qualidade

dos serviços das concessionárias de energia elétrica.

22

2. REDES DE DISTRIBUIÇÃO

2.1 REDES DE DISTRIBUIÇÃO CONVENCIONAL (RDA)

2.1.1 HISTÓRICO

A energia elétrica desde o início de sua utilização passou por um grande

desenvolvimento e, na atualidade, é a fonte de energia mais utilizada no mundo. Sua

principal vantagem está na facilidade com que é transportada e seu baixo custo. Como

exemplo de fonte de energia elétrica no Brasil existem as usinas hidroelétricas,

termoelétricas, nucleares, PCH’s e centrais eólicas, sendo que a maior parte da energia

elétrica é a gerada nas usinas hidroelétricas.

Após sua geração, a energia elétrica é levada aos centros consumidores através

de linhas de transmissão, que por fatores econômicos, normalmente são configuradas

em tensões muito elevadas. Após o rebaixamento dos níveis de tensão, o sistema de

distribuição constituído por uma extensa malha de equipamentos como cabos,

transformadores, chaves e postes, é o responsável por entregar a energia aos

consumidores (HISTÓRIA...,2006).

Os equipamentos, o transporte, a distribuição e a entrega desta energia, bem

como seus controles e serviços necessários para sua continuidade, constituem o

processo produtivo das empresas distribuidoras de energia elétrica. Esse processo tem

como finalidade, receber a energia elétrica em média tensão, numa estação

transformadora denominada subestação e distribuir essa energia numa tensão adequada

a cada tipo de utilização e necessidade dos seus consumidores. Incluindo-se aí a

comercialização deste produto e os serviços de manutenção e operação do sistema.

A energia elétrica geralmente é fornecida nas tensões de 230 kV, 138 kV ou

69 kV e entregue nas subestações das concessionárias, onde através de transformadores

é reduzida para a tensão de 13,8 kV ou 34,5 kV, passando a ser distribuída através das

redes de distribuição. Esta energia para ser utilizada pelos consumidores, deve

novamente ser rebaixada para o nível de 127 V, 220 V ou 380 V, o que é feito através

dos transformadores de distribuição (MOURA, 2002).

No Brasil, as redes de distribuição de energia elétrica são predominantemente

aéreas do tipo convencional (RDA). Este sistema é composto por cabos nus sobre

23

isoladores fixos em cruzetas de concreto ou em cruzetas de madeira. Apesar de

apresentar menor custo para implantação, este sistema muitas vezes não apresenta boa

confiabilidade devido à sua fragilidade em relação ao meio ambiente. Conforme suas

características construtivas, esta topologia apresenta a necessidade de manutenção mais

intensa, principalmente no que se refere às podas de árvores.

Na RDA, o contato de árvores com os cabos, principalmente se estiverem

molhadas, inevitavelmente causará um curto-circuito e conseqüentemente a interrupção

do fornecimento de energia. Daí resulta a razão da poda drástica das árvores em torno

deste tipo de rede de distribuição.

Segundo Sardeto (1999), a partir de 1940 as empresas de energia elétrica dos

Estados Unidos experimentaram um rápido crescimento na demanda pelo fornecimento

de energia elétrica. Este rápido incremento levou à necessidade de expansão dos

sistemas de distribuição, o que ocorreu basicamente através de redes aéreas. Com o

crescimento dos sistemas a confiabilidade destes passou a ser um desafio para as

empresas, obrigando técnicos e engenheiros a concentrar esforços na busca da criação

de novos materiais ou configurações que oferecessem maior confiabilidade ao sistema e

conseqüentemente melhorasse a qualidade da energia entregue aos consumidores.

2.1.2 MANUTENÇÃO

Para a diminuição das interrupções e o aumento da confiabilidade do sistema são

necessárias inspeções e manutenções que atendam a requisitos legais e à segurança. Na

área de distribuição de energia, devem-se manter elevados os níveis de eficiência

refletidos em índices de disponibilidade, fazendo da manutenção uma das partes

indispensáveis do sistema.

Deseja-se que os resultados de um programa de manutenção executados em um

alimentador tragam benefícios ao sistema. Estes devem se refletir em termos de uma

significativa redução da freqüência de desligamentos e conseqüentemente da duração

das interrupções acidentais. Mas, o controle sobre os resultados depende,

fundamentalmente, dos resultados verificados em períodos anteriores, de forma que

possam ser comparados com os do período corrente, histórico de DEC, FEC e

desligamentos acidentais. (PLANEJAMENTO..., 1998)

24

Assim sendo, pode ser correlacionada com a evolução histórica dos principais

eventos, as características dos defeitos levantados pela inspeção, os gastos despendidos

na inspeção, a evolução da melhoria obtida e os custos envolvidos na manutenção.

O histórico levantado para cada um dos alimentadores, permite a conclusão da

eficácia dos serviços de inspeção e manutenção realizados. Este tipo de controle

possibilita a fundamentação de alternativas para a melhoria das condições operacionais,

ou a convivência com a qualidade constatada.

Para a manutenção das redes de distribuição as concessionárias de energia

elétrica dispõem de equipes qualificadas, prontas a atuar tanto em caráter preventivo

quanto emergencial. Além disto, visando a segurança dos eletricistas envolvidos, a

manutenção da RDA deve ser executada preferencialmente de forma desenergizada.

Mas, com a constante cobrança por parte do órgão regulamentador quanto aos índices

de continuidade do fornecimento de energia e à necessidade que alguns consumidores

possuem em não poderem privar-se do fornecimento de energia elétrica, obriga as

concessionárias a efetuar a manutenção com equipes de linha-viva.

Esta manutenção sem interrupção de fornecimento de energia elétrica aos

consumidores torna-se hoje uma necessidade, pois à medida que a demanda cresce, a

responsabilidade da empresa de distribuição de energia elétrica aumenta

proporcionalmente no sentido de garantir o fornecimento.

As equipes de linha viva através de treinamento específico e de equipamentos

especiais realizam a manutenção das redes de distribuição de forma segura e eficiente,

contribuindo para a continuidade do fornecimento de energia e, em conseqüência, a

melhora dos índices de continuidade determinados pela ANEEL.

2.1.2.1 MANUTENÇÃO PREVENTIVA

Na RDA a manutenção preventiva é muito importante para o bom

funcionamento do sistema. Este tipo de manutenção compreende inspeções visuais nos

diversos componentes da rede como isoladores, postes, cabos, chaves, pára-raios,

transformadores, entre outros. Existem equipes que utilizam alguns equipamentos mais

sofisticados como é o caso do termovisor, equipamento destinado à localização de

pontos na RDA que estão superaquecidos devido a eventuais sobrecargas ou contatos

que possuam problemas de oxidação ou aperto inadequado. Este equipamento identifica

o ponto problemático na RDA através da análise espectral oriunda da temperatura em

25

que se encontra o componente e, por esta razão, dá-se preferência em se realizar este

tipo de inspeção à noite.

Após a inspeção visual da rede e a constatação do defeito em potencial, é

realizada a substituição parcial ou total da estrutura ou do equipamento. Destaca-se na

RDA problemas em isoladores e acessórios de ancoragem, relacionados ao desgaste

propiciado pelo atrito destes com os cabos.

Além destes, existem outros exemplos de problemas comuns neste tipo de rede

como transformadores superaquecidos devido a sobrecargas, cruzetas e postes de

madeira que em função do envelhecimento acabam apodrecendo, estais (estrutura de

sustentação mecânica da rede) sem a devida tração aplicada, chaves com vazamento de

óleo, vara ou manípulo de manobra danificado ou com elo-fusível indevido.

Mesmo que exista ainda alguma resistência por parte de algumas empresas em

relação à previsão de investimentos para a realização da manutenção preventiva, fica

evidente o benefício que esta propicia às concessionárias de energia, pois com sua

aplicação é possível a obtenção de menores gastos com ressarcimentos, além de

contribuir para a melhoria dos índices de interrupção do sistema.

2.1.2.2 MANUTENÇÃO CORRETIVA

A manutenção corretiva é efetuada sempre após a falha do equipamento ou

estrutura da RDA, o que ocasiona problemas quanto aos índices de confiabilidade

fiscalizados pelo órgão regulamentador. Devido a isto, o período compreendido entre a

falha e seu reparo deve ser o menor possível, pois provavelmente vários consumidores

estarão privados de energia elétrica ou, em alguns casos como o de cabo caído sobre o

solo, estruturas, árvores ou veículos, transeuntes podem estar correndo sérios perigos de

acidente com eletricidade.

Para que o atendimento seja o mais ágil possível, as equipes de manutenção

devem ser compostas por um número suficientemente adequado de elementos, receber

treinamento específico e estarem providas de todo o material necessário para a

intervenção, estando em condições adequadas ao seu manuseio.

A manutenção corretiva da RDA depara-se, principalmente, com problemas

relacionados ao rompimento de cabos em função de quedas de árvores, sobrecarga ou

oxidação, cruzetas e postes quebrados em função da incidência de ventos ou colisões de

veículos com a estrutura.

26

Existem outros exemplos de problemas comuns neste tipo de rede como

transformadores queimados devido às sobrecargas ou descargas atmosféricas, isoladores

e pára-raios danificados em função de descargas violentas ou por atos de vandalismo,

estais arrebentados e chaves danificadas devido à desgastes.

2.2 REDE AÉREA COMPACTA PROTEGIDA (RDC)

2.2.1 HISTÓRICO

Devido à fragilidade apresentada pela RDA frente aos fatores relacionados ao

meio ambiente, foi desenvolvido o sistema Spacer Cable com a finalidade de melhorar a

confiabilidade no fornecimento de energia elétrica.

A criação do Código de Defesa do consumidor (Lei Federal n° 8.078 de 11 de

setembro de 1990), que trata sobre os direitos dos consumidores quanto à qualidade e

continuidade do fornecimento de energia elétrica, levou as concessionárias de

distribuição de energia elétrica a necessidade de utilização de novas topologias em redes

de distribuição. No Brasil, a CEMIG foi a empresa pioneira na utilização deste tipo de

rede, construindo as primeiras redes aéreas de distribuição do tipo compacta protegida

(RDC) em 1991.

No Paraná, a COPEL iniciou os primeiros estudos para utilização desta

topologia de rede em 1993. No ano seguinte, Maringá, devido a sua grande área

arborizada, foi a primeira cidade do estado a utilizar a RDC.

De acordo com Sardeto (1999), ao ser a primeira cidade brasileira a contar com

100% das redes urbanas compactas protegidas em operação, Maringá tornou-se cidade

laboratório para a disseminação desta nova tecnologia para outras regiões do Paraná

como para outras concessionárias do país.

Em 1994 foi assinado um convênio entre a COPEL e alguns fabricantes de

materiais poliméricos existentes no Brasil. No ano de 1995, seis quilômetros de RDA do

alimentador denominado Getúlio Vargas, foram transformados para a configuração de

RDC. Este alimentador serviu como um laboratório de campo, com o intuito de avaliar

o grau de deterioração destes materiais antes e após a aplicação em campo

(LINERO, 2003).

27

A RDC apresenta maior segurança às pessoas com relação ao choque elétrico.

Isto ocorre devido ao menor número de pontos em contato com as estruturas que

possam tornar-se perigosos em caso de contato direto ou indireto, isto é, os cabos estão

normalmente afastados dos postes. Isto é exatamente o contrário do que ocorre na RDA

onde os cabos nus são apoiados sobre isoladores e com o rompimento acidental destes,

todo o poste passa a ser energizado. A figura 2.1 apresenta uma estrutura tipo C1

pertencente à configuração RDC que mostra a fixação dos cabos protegidos de modo

que fiquem afastados do poste.

CABOS PROTEGIDOS AFASTADOS DO POSTE

Figura 2.1 – Cabos protegidos afastados do poste

Fonte: Os autores

Esta configuração de rede de distribuição aérea é utilizada preferencialmente em

áreas com características urbanas densamente arborizadas, áreas com alto índice de

vandalismo ou em áreas cujo ambiente seja agressivo, nas tensões de 13,8 kV e de

34,5 kV. É composta de cabos de alumínio cobertos, apoiados em espaçadores

losangulares sustentados por cordoalha de fios de aço zincado (mensageiro) obtendo-se

assim uma configuração compacta da rede de média tensão. Estas características

buscam assegurar melhores condições técnicas e econômicas no fornecimento e na

qualidade do serviço da distribuição de energia elétrica.

Os padrões de montagem da RDC permitem uma convivência menos agressiva

entre a rede de distribuição de energia elétrica e a arborização assim como ilustra a

figura 2.2. Os condutores possuem cobertura protetora que permite eventuais toques

com galhos de árvores, dispostos de uma forma que o espaço destinado a sua passagem

28

fica reduzido. Ainda, a disposição dos cabos reduz substancialmente a poda de árvores

devido à diminuição da área a ser podada (SARDETO, 1999).

C

Figura 2.2 – Convivência entre a RDC

Fonte: Os auto

Porém, não devem ocorrer contatos perma

cabos a fim de se evitar abrasão localizada com

cobertura, que fatalmente ocasionará a interrupção

e em caso de persistência, incêndio na cobertura pr

A queda de galhos sobre a RDC e o cont

protegidos não ocasionam curtos-circuitos, desde

seja perfurada pelos galhos. A figura 2.3 mostra a

constante contato com os cabos protegidos da RD

circuito. Esta mesma situação não é admissível

causará o curto-circuito, provocando a atuação do

desligamento do circuito.

Embora a filosofia da RDC imponha q

compõem sejam protegidos dos eventuais toques

locais, estes deverão ser considerados nus para

autorizadas e qualificadas, quando da manutenção

as manutenções sejam feitas por equipes d

RD

e a arborização urbana

res

nentes das árvores na cobertura dos

conseqüente perfuração elétrica da

no fornecimento de energia elétrica,

otetora do cabo.

ato permanente destes com os cabos

que a capa protetora dos cabos não

presença de um galho de árvore em

C, sem que ocorra o desligamento do

na RDA onde o galho certamente

sistema de proteção e o conseqüente

ue os materiais condutores que a

dos galhos de árvores presentes nos

efeito de toque de pessoas, no caso

em redes energizadas. O ideal é que

e linha viva, evitando-se assim

29

desligamentos. Entretanto, algumas tarefas, devido ao alto risco, devem ser

obrigatoriamente executadas com a RDC desenergizada.

CABOS PROTEGIDOS

GALHO CAÍDO SOBRE OS CABOS DA RDC

Figura 2.3 – Queda de galho sobre cabos da RDC

Fonte: Os autores

2.2.2 MANUTENÇÃO

Assim como nas redes de distribuição do tipo convencional, na RDC também

são realizadas manutenções preventivas, corretivas e com equipes de linha viva através

de treinamento específico e de equipamentos especiais, visando sempre a segurança, a

eficiência, a contribuição para a continuidade do fornecimento de energia e a melhoria

dos índices de continuidade delimitados pela ANEEL.

Neste caso os equipamentos protetores utilizados para a cobertura dos cabos nus

na RDA, em trabalhos com a rede energizada, são também utilizados na RDC, uma vez

que seus cabos protegidos são considerados como se fossem nus para o efeito de toque

dos eletricistas. (PROCEDIMENTOS DE MANUTENÇÃO..., 1998).

2.2.2.1 MANUTENÇÃO PREVENTIVA

A manutenção preventiva na RDC compreende, além das podas, inspeções

visuais em seus diversos componentes como isoladores, postes, cabos, chaves, pára-

raios, transformadores, entre outros. Principal atenção é dispensada para o estado da

proteção dos cabos, das capas protetoras dos conectores e buchas de transformadores,

onde é comum a formação de oxidações inconvenientes às instalações.

30

2.2.2.2 MANUTENÇÃO CORRETIVA

Para a manutenção da RDC é indispensável que as equipes de manutenção

estejam preparadas para atuarem. Assim como na RDA, as equipes devem ser

compostas por um número suficientemente adequado de elementos, receber treinamento

específico e estarem providas de todo o material necessário para a intervenção, estando

em condições adequadas ao seu manuseio.

A manutenção corretiva da RDC depara-se, principalmente, com problemas de

fixação dos cabos nos isoladores losangulares cuja danificação é causada pela ação dos

ventos, quedas de galhos de árvores e ressecamento do próprio material.

2.3 ASPECTOS AMBIENTAIS

Conforme Sardeto (1999), as árvores desempenham simultaneamente várias

funções essenciais à vida humana, melhorando notadamente as condições do meio

ambiente, principalmente nas áreas urbanas. Nestas áreas a temperatura ambiente é

significativamente maior que na área rural devido o efeito da irradiação do calor

absorvido pelos prédios e pelo asfalto, pela diminuição da ventilação provocada pelas

barreiras artificiais que são as edificações e ainda, pela emissão de poluentes e de calor

emitidos pelos veículos.

Dentre os inúmeros benefícios originados pela presença das árvores, além da

função decorativa, deve-se ressaltar os seguintes aspectos:

- sombreamento, devido à absorção de parte dos raios solares;

- diminuição da poluição sonora;

- proteção contra ventos;

- purificação do ar através do fornecimento de oxigênio;

- abrigo para a fauna urbana;

- melhores aspectos visuais, agradáveis à visão humana.

As árvores são inseridas no ambiente urbano, normalmente quando as ruas,

construções e outras estruturas urbanas já estão presentes, enfim, quando o espaço já

está praticamente ocupado. Assim seu tronco divide com veículos mal estacionados e

pedestres o já reduzido espaço compreendido pelas calçadas e passeios. Na parte aérea,

a concorrência com marquises, redes de distribuição de energia elétrica, telefonia, TV e

iluminação pública termina com a inevitável mutilação de suas copas.

31

De acordo com Sardeto (1999), na RDA os cabos nus quando energizados

apresentam uma diferença de potencial em relação à terra e quando tocados por

qualquer objeto não isolado, ocorre uma fuga de corrente à terra. Devido a isto, torna-se

difícil a convivência entre a arborização urbana e as redes aéreas de distribuição de

energia elétrica, pois sempre que galhos tocam um cabo nu, ocorre um curto-circuito

entre fases ou entre fase e terra, levando ao desligamento do circuito ou até mesmo de

todo alimentador pela ação do sistema de proteção instalado ao longo das redes de

distribuição e nas subestações. Além das interrupções ocasionadas pelo toque de galhos

nos cabos da RDA, impulsionados pela ação dos ventos, interrupções freqüentes

também ocorrem devido à queda de galhos ou mesmo de árvores inteiras sobre tais

redes.

Muitas vezes na ocorrência dos curtos-circuitos ocorre o rompimento dos cabos,

caindo sobre as árvores, calçadas, ruas, avenidas e veículos estacionados ao longo

destas, colocando em risco a vida das pessoas que eventualmente estejam passando por

estes pontos. A presença dos galhos das árvores tocando os cabos da RDA provoca, na

maioria das vezes, curtos-circuitos que ocasionam muitos danos em equipamentos das

concessionárias tais como:

- transformadores;

- chaves;

- capacitores;

- cabos.

Para as concessionárias ocorre a elevação dos custos operacionais e de

manutenção e ainda uma grande incidência de solicitações de ressarcimento de danos

provocados em equipamentos de consumidores. Para estes, mesmo que os danos sejam

indenizados pelas concessionárias, ocorrem prejuízos devido à indisponibilidade de seus

equipamentos.

A poda da arborização urbana, quando sua manutenção não é acompanhada ou

mal planejada, causa dificuldades adicionais:

- na operação das redes de distribuição, principalmente nos períodos noturnos,

colocando inclusive em risco os eletricistas que estão trabalhando.

- na localização dos defeitos gerados pelos desligamentos dos alimentadores

resultantes da atuação dos equipamentos de proteção.

- nas ampliações das redes de distribuição de energia elétrica e melhorias no sistema

de iluminação pública.

32

- na maior quantidade de indenizações provocadas por solicitações de danos causados

em equipamentos e utensílios dos consumidores.

Entende-se como poda o ato de cortar os ramos ou galhos das árvores, evitando

o contato dos mesmos com as redes energizadas que possam colocar em risco a

integridade de pessoas, animais, instalações e a operacionalidade do sistema elétrico

(SARDETO, 1999).

As podas tipo V possuem como objetivo eliminar os ramos que estejam

interferindo com a RDA e prejudicando a iluminação pública. Estes ramos são podados

com vistas a garantir as distâncias mínimas de segurança em relação aos cabos nus. Em

conseqüência, o que era para ser uma poda emergencial e não habitual, passou a ser

desenvolvida sistematicamente pelas concessionárias levando na maioria dos casos no

desequilíbrio e mutilação da arborização urbana situada sob a rede de distribuição,

principalmente quando se faz este tipo de poda. Na figura 2.4, com o auxílio gráfico, é

apresentada uma árvore que sofreu a poda tipo V.

Figura 2.4 – Árvores com poda tipo V

Fonte: Os autores

33

Um importante aspecto a ser levado em consideração na arborização urbana é o

exorbitante gasto despendido pelas concessionárias de distribuição de energia elétrica

com as podas de manutenção para liberação dos cabos, a diminuição dos riscos de

acidentes e os cortes de energia (SARDETO, 1999).

De acordo com Sardeto (1999), com a utilização da RDC a copa das árvores é

preservada, pois geralmente não há necessidade de se realizar a poda em V. Outra

vantagem é a formação de túneis verdes, por onde passam os cabos da rede compacta

protegida, pois apresentam dimensões reduzidas e acabam por beneficiar a arborização

urbana. Com isto, o gasto das concessionárias de distribuição de energia elétrica com as

podas de manutenção para liberação dos cabos e a diminuição dos riscos de acidentes e

cortes de energia passa a ser reduzido.

Devido à configuração das estruturas da RDC e a utilização dos cabos com

camada protetora em XLPE, consegue-se reduzir as distâncias de segurança ao redor

dos cabos quando comparados à RDA, reduzindo-se assim a área de poda das árvores

(PROCEDIMENTOS DE PODA..., 2006).

Da mesma forma, para as concessionárias ocorre a diminuição dos custos

operacionais, de manutenção e da incidência de solicitações de ressarcimento de danos

provocados em equipamentos de consumidores.

34

3. ÍNDICES DE QUALIDADE

3.1 HISTÓRICO

O setor elétrico vem passando por várias mudanças estruturais, tais como,

desverticalização das empresas de energia elétrica, reestruturação e desregulamentação

de modo a permitir a competição nos diversos segmentos do setor. Essas mudanças

ocorrem em muitos países, e tiveram seu início na década de 70 através do governo de

Margaret Tacher na Inglaterra, que defendia a redução da presença do estado na

economia. (DIAS, 2002)

Segundo Theotônio (1999), a idéia de competição se baseia na tese de que as

empresas atingem maiores níveis de eficiência quanto mais estejam submetidas à

concorrência. A proposta de reestruturação da Inglaterra estava fundamentada na idéia

de que o mercado poderia atender melhor aos consumidores se os agentes atuassem

livremente cabendo ao estado regular o comportamento destes agentes. A privatização

iniciou-se em 1990 e a geração, a transmissão, a distribuição e a comercialização de

eletricidade foram estruturadas como atividades econômicas independentes.

Na Noruega, em 1991 foi publicada a nova lei sobre energia, estabelecendo um

agente de regulação, cujo objetivo era estabelecer regras específicas, para equacionar os

inúmeros problemas da indústria, especialmente no que se refere à confiabilidade,

qualidade, preços e eficiência de fornecimento aos consumidores. Estes problemas

estariam relacionados ao baixo retorno dos investimentos, a uma preocupação com a

garantia do fornecimento aos consumidores dentro de padrões internacionais de

qualidade e a acomodação das empresas que operavam no mercado.

No Chile, a reforma do setor elétrico teve como principal objetivo a criação de

condições para privatização, sem, contudo, abandonar a noção de serviço público. Seu

início em 1982 se deu através da reestruturação financeira das empresas estatais,

introduzindo mudanças progressivas na regulamentação do mercado, buscando a

viabilização e a operação de um novo modelo. Os elementos centrais da reforma se

resumem na desverticalização parcial das empresas, com separação contábil das

atividades de geração e transmissão, das atividades de distribuição, a introdução de

concorrência coordenada na geração e a participação dos consumidores no

financiamento da expansão, através de empréstimos compulsórios reembolsáveis como

35

consumo futuro de energia e abertura das redes de transporte para todos os agentes do

mercado, que passam a pagar pedágio para uso da rede. A reforma chilena inclui ainda

um novo regime tarifário baseado nos custos de oportunidade dos fatores de produção, a

segmentação do mercado consumidor em parcela concorrencial e outra cativa e a

substituição do planejamento centralizado pelo indicativo. (THEOTÔNIO, 1999)

Por outro lado, na Argentina a reforma do setor elétrico foi inspirada no modelo

inglês, sendo impulsionada pela crise energética vivida no final dos anos 80. O governo

vinha perdendo em competitividade e as indústrias corriam o risco de parar por falta de

energia. Desta maneira ocorreu a privatização do setor elétrico, petroleiro e de gás,

cabendo ao estado a desregulamentação destes setores. (THEOTÔNIO, 1999)

No Brasil, as mudanças foram impulsionadas pela crise financeira do estado, e

pelos problemas de endividamento das empresas resultantes da inflação e de uma

administração pública ineficiente. Isto comprometia diretamente o alcance das diretrizes

energéticas nacionais até meados da década de 90. Além destes fatores, o aumento da

força política de grandes consumidores para a redução de tarifas e a forte influência de

empreiteiros sobre o plano de obras das concessionárias, contribuíram para o início do

processo de privatização das empresas concessionárias de energia elétrica.

Assim, o sistema elétrico brasileiro passou a ser composto por empresas estatais,

privadas e cooperativas regionais na área de distribuição de energia elétrica, onde a

sofisticação do mercado consumidor exige constantemente, padrões cada vez mais

elevados de qualidade, no sentido de otimizar a utilização da energia elétrica na geração

de riqueza, conforto e lazer.

Segundo Moura (2002), o cenário elétrico brasileiro constituído por um modelo

predominantemente estatal, regulado inteiramente pelo Estado que tem a propriedade

dos ativos, controla a operação do sistema elétrico, regula preços e serviços e impõe um

planejamento determinativo, passa para um modelo que contempla a livre competição

entre as empresas concessionárias de energia elétrica, num ambiente regulado pela

Agencia Nacional de Energia Elétrica (ANEEL).

A partir da privatização das empresas estatais, foram assinados contratos de

concessão com a ANEEL, que através da resolução N° 24 de 27 de janeiro de 2000,

estabelece as disposições relativas à continuidade da distribuição de energia elétrica às

unidades consumidoras. É de competência da ANEEL regular, estimular a melhoria do

serviço prestado e zelar, direta ou indiretamente, pela boa qualidade e continuidade da

distribuição de energia elétrica.

36

Através de contribuições de órgãos de defesa do consumidor, de conselhos de

consumidores, de consumidores, de associações de distribuidores de energia elétrica e

de concessionárias de serviço público de energia elétrica, foi estabelecido um conjunto

de exigências, obrigações, procedimentos, indicadores de natureza técnica e comercial,

além das penalidades, com o objetivo de assegurar a qualidade e continuidade dos

serviços prestados por essas empresas aos consumidores. A legislação passou a

estabelecer limites diferenciados para cada uma das empresas concessionárias,

baseando-se em seus históricos, visando preservar e/ou aumentar a qualidade do

fornecimento existente antes das privatizações (DIAS, 2002).

As empresas do setor elétrico, através da assinatura de contratos de concessão,

estão comprometidas a assumir todas as regras relacionadas à sistemática de controle de

qualidade do fornecimento de energia elétrica, nele dispostas. Este controle de

qualidade está sendo supervisionado, avaliado e controlado em etapas sucessivas,

considerando indicadores e padrões individuais e coletivos, sendo que, a violação dos

padrões individuais associados a cada unidade consumidora ou ponto de conexão, pode

gerar penalidades para as concessionárias em favor dos consumidores, da mesma forma

que a violação de padrões coletivos, que expressam os valores vinculados a conjuntos

de unidades consumidoras, acarreta recolhimentos ao órgão regulador.

De acordo com Moura (2002), a geração desses indicadores envolve uma

abrangente coleta de dados através de variáveis que geram tais indicadores. Estes são

características mensuráveis de produtos, serviços, processos e operações utilizadas pela

empresa para avaliar e melhorar o seu desempenho e acompanhar a sua evolução. Assim

pode-se definir estes indicadores como sendo relações matemáticas que expressam ou

mensuram o desempenho da empresa.

Os principais indicadores utilizados pelas empresas de energia elétrica são

definidos no contrato de concessão assinado com a ANEEL, que define padrões que se

não atingidos, penalizarão a concessionária com pesadas multas.

A concessionária de distribuição deverá apurar os indicadores de continuidade

considerando as interrupções com duração maior ou igual a três minutos. Estes

indicadores deverão ser apurados por meio de procedimentos auditáveis e que

contemplem desde o nível de coleta de dados das interrupções até a transformação

desses dados em indicadores.

As interrupções ocorridas nas redes de distribuição de energia elétrica, o número

de consumidores atingidos, a duração de cada interrupção e a quantidade de

37

interrupções ocorridas nos conjuntos de consumidores, são fontes de alimentação dos

indicadores.

De acordo com a Portaria DNAEE – Departamento Nacional de Águas e Energia

Elétrica n.º 163/93, a qualidade do fornecimento de energia pode ser avaliada através de

quatro atributos: a disponibilidade, a conformidade, a restaurabilidade e a flexibilidade.

A disponibilidade pode ser conceituada como a capacidade do sistema elétrico

em fornecer energia na quantidade desejada pelos consumidores e sem interrupção. Face

à abrangência deste conceito, é considerado somente o aspecto relativo à continuidade.

Por outro lado, a conformidade pode ser traduzida como a capacidade do sistema

elétrico em fornecer aos seus consumidores energia com tensão adequada e freqüência

isenta de distorções e flutuações harmônicas.

Já a restaurabilidade pode ser interpretada como a capacidade associada ao

sistema elétrico, quando interrompido seu fornecimento, de restaurar rapidamente o

fornecimento de energia elétrica, minimizando o tempo de interrupção.

A flexibilidade representa a capacidade que o sistema elétrico tem em assimilar

mudanças em sua estrutura ou configuração.

Na sistemática de supervisão da qualidade são contemplados enfoques sobre a

continuidade do fornecimento, a qualidade do atendimento comercial (aspectos e

relacionamento do consumidor com a área comercial da empresa), conformidade

(aspectos relacionados à tensão de fornecimento), as perdas de energia elétrica, a

satisfação do consumidor e a segurança dos serviços prestados (OLESKOVICZ, 2004).

Uma empresa distribuidora de energia elétrica tem como seu principal objetivo o

fornecimento adequado de energia elétrica, ou seja, na tensão que o consumidor

necessita, sem oscilações e com continuidade neste fornecimento. Para atender estas

necessidades de seu mercado, o gerenciamento estratégico da empresa contempla a

manutenção preventiva de suas redes e os equipamentos, a adequação e expansão de

suas redes elétricas para atender novas demandas. Para a execução dessas atividades

mencionadas, além da necessidade de canalização de grande volume de recursos

financeiros para a manutenção preventiva das redes e equipamentos, existe a

necessidade de priorizar os locais onde estes recursos deverão ser aplicados

(MOURA, 2002).

O consumidor tem o direito de solicitar à concessionária a apuração dos

indicadores DIC e FIC a qualquer tempo. A partir de março de 2006, as concessionárias

passaram a informar na fatura de energia elétrica de todas as unidades consumidoras,

38

sobre o direito do consumidor em receber uma compensação quando ocorrer violação

dos padrões de continuidade individuais, relativos à unidade consumidora de sua

responsabilidade.

A concessionária de distribuição deverá dispor de sistemas ou mecanismos de

atendimento emergencial, acessíveis aos consumidores, para que os mesmos apresentem

suas reclamações quanto a problemas relacionados ao serviço de distribuição de energia

elétrica. Para este atendimento um serviço de atendimento telefônico gratuito deve estar

disponível todos os dias, vinte e quatro horas por dia.

Os consumidores afetados pelos desligamentos programados devem ser avisados

sobre as interrupções no fornecimento de energia elétrica, em conformidade com a

resolução N° 24, de 27 de janeiro de 2000, da ANEEL. Sendo assim, as concessionárias

deverão avisar a todos os consumidores da respectiva área de concessão sobre as

interrupções programadas, informando a data da interrupção, horário de início e

término, segundo a seguinte classificação:

- unidades consumidoras atendidas em tensão superior a 1 kV e inferior a 230 kV, com

demanda contratada igual ou superior a 500 kW: os consumidores deverão receber o

aviso por meio de documento escrito e personalizado, com antecedência mínima de

cinco dias úteis em relação à data da interrupção;

- unidades consumidoras atendidas em tensão inferior a 69 kV e que prestem serviço

essencial: estas deverão receber o aviso por meio de documento escrito e personalizado,

com antecedência mínima de cinco dias úteis em relação à data da interrupção;

- consumidores atendidos em tensão igual ou inferior a 1 kV e que exerçam atividade

comercial ou industrial: estes deverão receber o aviso por meio de documento escrito e

personalizado, com antecedência mínima de três dias úteis em relação à data da

interrupção, desde que efetuem o cadastro da unidade consumidora na concessionária;

- outras unidades consumidoras: os consumidores deverão ser avisados por meios

eficazes de comunicação de massa ou por meio de documento escrito e personalizado,

informando a abrangência geográfica, com antecedência mínima de 72 horas em relação

ao horário de início da interrupção (PLANEJAMENTO..., 1998).

Conforme apresentado no IX Simpósio de Especialistas em Planejamento da

Operação e Expansão Elétrica, as metas aplicadas pela ANEEL foram determinadas por

Tanure (2000), que reuniu os dados de 4135 conjuntos de 56 concessionárias de todo

o Brasil. Todas as cinco variáveis utilizadas na revisão dos critérios para agrupamentos

39

de conjuntos consumidores foram determinadas de forma que as concessionárias de

energia elétrica tivessem condições de fornecê-las sem maiores complicações. São elas:

- extensão da rede aérea primária;

- potência instalada;

- número de unidades consumidoras;

- consumo médio mensal;

- área de atendimento.

3.2 INDICADORES

3.2.1 DEC

Este indicador exprime o intervalo de tempo que, em média, cada consumidor do

universo avaliado privou-se do fornecimento de energia elétrica, no período de

observação, considerando-se as interrupções maiores ou iguais a três minutos, conforme

demonstra a equação (3.1).

Cs

itiCaDEC

N

i∑ =×

= 1)()(

(3.1)

Sendo:

DEC - Duração equivalente por consumidor, expresso em horas;

Ca(i) - Número de consumidores por universo considerado, atingidos na

interrupção i;

t(i) - Tempo de duração da interrupção i, expresso em horas;

(i) - Número da interrupção considerada, variando de 1 a N, sendo N o número

de interrupções ocorridas;

Cs - Número total de consumidores do universo considerado.

A coleta e apuração desse indicador estão definidas pela ANEEL, através da

resolução n.º 24 de 27 de janeiro de 2000.

40

3.2.2 FEC

Significa o número de interrupções que, em média, cada consumidor do conjunto

considerado sofreu no período de observação, considerando-se as interrupções maiores

ou iguais a três minutos, conforme demonstra a equação (3.2).

Cs

iCaFEC

N

i∑ == 1)(

(3.2)

Sendo:

FEC - Freqüência equivalente de interrupções por consumidor;

Ca(i) - Número de consumidores do universo considerado atingidos na interrupção;



Cs - Número total de consumidores do universo considerado.



Na apuração destes indicadores, deverão ser consideradas todas as interrupções

que atingirem as unidades consumidoras com a exceção de falhas nas instalações da

unidade consumidora que não provoque interrupção em instalações de terceiros,

interrupções decorrentes de obras de interesse exclusivo do consumidor e que atinja

somente o mesmo e interrupção em situação de emergência.

3.2.3 DIC

Consiste no intervalo de tempo em que um determinado consumidor privou-se

do fornecimento de energia elétrica, no período de observação, considerando-se as

interrupções maiores ou iguais a três minutos, conforme demonstra a equação (3.3).

∑ ==

N

iitDIC

1)( (3.3)

Sendo:

DIC - Duração das interrupções do consumidor considerado, expresso em horas;

t(i) - Tempo de duração da interrupção i, expresso em horas;

41



N - Número de interrupções do consumidor considerado.



3.2.4 FIC

Exprime o número de interrupções ocorridas para um determinado consumidor,

no período de observação, considerando-se as interrupções maiores ou iguais a três

minutos, conforme demonstra a equação (3.4).

NFIC = (3.4)

Sendo:

FIC - Freqüência das interrupções do consumidor considerado;

N - Número de interrupções do consumidor considerado.



Conforme Evaldo (2002), o intervalo de tempo entre o início e o fim da

contabilização das interrupções de fornecimento de energia elétrica dos consumidores

de um determinado universo define o período de apuração dos indicadores DEC, FEC,

DIC e FIC. Constata-se ainda que o indicador DEC resume-se na média dos valores de

DIC e que o indicador FEC equipara-se à média dos valores de FIC.

3.2.5 DMIC

Exprime a duração máxima de interrupção contínua, ou seja, o maior tempo

contínuo de interrupção ocorrido para um determinado consumidor, conforme

demonstra a equação (3.5).

.)( máxitDMIC = (3.5)

42

Sendo:

DMIC - Duração máxima das interrupções por unidade consumidora;

t(i)máx. - Valor correspondente ao tempo de máxima duração de interrupção (i),

no período de apuração, verificada na unidade consumidora.



3.3 VIOLAÇÃO DOS PADRÕES DE CONTINUIDADE

A violação dos padrões de continuidade está classificada em duas possíveis

categorias, sendo elas a violação de padrão do indicador de continuidade individual e a

violação de padrão do indicador de continuidade de conjunto.

3.3.1 VIOLAÇÃO DE PADRÃO DO INDICADOR DE CONTINUIDADE

INDIVIDUAL

A violação de padrão do indicador de continuidade individual é obtida em

relação ao período de apuração (mensal, trimestral ou anual). Sua penalidade é a

compensação ao consumidor do valor a ser creditado na fatura de energia elétrica no

mês subseqüente à apuração. A equação (3.6), (3.7) e (3.8) demonstram as formas de

penalidade (DIÁRIO..., 2006).

Para o DIC:

keiCMDICpDICpDICvVALOR ××⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=

7301 (3.6)

Para o DMIC:

keiCMDMICpDMICpDMICvVALOR ××⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=

7301 (3.7)

Para o FIC:

keiCMFICpFICpFICvVALOR ××⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=

7301 (3.8)

43

Sendo:

DICv - Duração de interrupção por unidade consumidora;

DICp - Padrão de continuidade estabelecido no período considerado para o

indicador de duração de interrupção por unidade consumidora;

DMICv - Duração máxima de interrupção contínua por unidade consumidora;

DMICp - Padrão de continuidade estabelecido no período considerado para o

indicador de duração máxima de interrupção contínua por unidade

consumidora;

FICv - Frequência de interrupção por unidade consumidora;

FICp - Padrão de continuidade estabelecido no período considerado para o

indicador de frequência de interrupção por unidade consumidora;

CM - Média aritmética dos valores líquidos das faturas de energia elétrica;

730 - Número médio de horas no mês;

kei - Coeficiente de majoração.

3.3.2 VIOLAÇÃO DO PADRÃO DOS INDICADORES DE CONTINUIDADE

DO CONJUNTO

A violação de padrão do indicador de continuidade de conjunto está associada ao

descumprimento das disposições regulamentares ou contratuais relativas ao nível de

qualidade dos serviços de energia elétrica DEC e/ou FEC. Sua penalidade é o

pagamento de multas conforme estabelecido na resolução normativa N° 63, de 12 de

maio de 2004, ou de suas eventuais atualizações (DIÁRIO..., 2006).

44

4. LEVANTAMENTO DE DADOS

4.1 CAUSAS DE INTERRUPÇÕES

Entende-se por falha o término da capacidade de um componente de

desempenhar sua função, sendo que o aparecimento de uma falha ocasiona um

desligamento imediato. Por outro lado um defeito refere-se a toda alteração física ou

química, no estado de um componente, mas não a ponto de causar o término da

capacidade em desempenhar sua função (TERMINOLOGIA DO..., 1997).

Sendo assim, nas interrupções ocorridas num sistema de distribuição de energia

elétrica, sempre se procura atribuir uma ou mais causas para a ocorrência. A equipe de

manutenção após localizar a falha ou defeito, deve sempre informar o local, a natureza e

a intensidade dos danos. Com base nestas informações, verifica-se a necessidade de

solicitar reforço ao atendimento ou determinar que a própria equipe execute a

manutenção. Particularmente em vendavais, havendo desligamento de um alimentador,

deve-se considerar que poderá haver mais de uma falha, portanto, deverá ser

inspecionado todo o alimentador.

Este procedimento é necessário para que se possa analisar o que ocorre com a

rede ao longo do tempo e o que se pode fazer para melhorar seu desempenho e reduzir

suas falhas ou defeitos. Tais atribuições estão diretamente relacionadas com o ocorrido,

pois quase sempre nas situações de interrupção a identificação das causas não é

evidente, isto é, não se consegue ter uma noção exata do ocorrido.

Logo, busca-se identificar aquilo que é mais provável de ter ocorrido, como

descargas atmosféricas em caso de temporais, galhos encostando à rede em dias de

vendavais ou outros fatores imprevistos como o de calamidade pública. Por outro lado,

existem causas de interrupção que são evidentes como os casos da erosão do terreno ou

o alagamento do mesmo, abalroamentos de veículos em postes, atos de vandalismo

efetuados nas estruturas e corrosão de equipamentos, sendo esta última em particular às

áreas litorâneas ou outros locais onde o ambiente é agressivo.

45

Na tabela 4.1, é apresentado alguns dos tipos de causas possíveis consideradas

pela COPEL em caso de interrupção no fornecimento de energia elétrica do seu sistema

de distribuição, divididos em grupos segundo características próprias.

Tabela 4.1 – Causas de interrupções

Fonte: COPEL, Sistema ISD

MEIO AMBIENTE TERCEIROS Animais / Insetos / Pássaros Abalroamento de veículos Galhos tocando a rede Acidente de terceiros Corrosão / Oxidação / Poluição Objetos estranhos lançados na rede Descarga atmosférica Obras civis Erosão Vandalismo / Furtos Geada / Baixa Temperatura / Granizo Queimadas / Incêndio Cascas / Galhos lançados na rede FALHA/DEFEITO DE

COMPONENTE Inundação / Alagamento / Banhado Componente avariado / desregulado Vento / Vendaval Falha ou defeito de fabricação Fatores Imprevistos-Calamidade pública Ponto quente

PRÓPRIAS DO SISTEMA Falha de RA / Disjuntor Falha humana da empresa OUTRAS Falha humana contratada Erro de processamento Desequilíbrio de carga / tensão Inspeção ou manut. de equipe de

emergência Manobras Balanceamento de circuito Manutenção corretiva Remanejamento de Transformador Manutenção preventiva Coordenação da Proteção Melhorias e/ou ampliações Solicitação de terceiros

CONSUMIDOR Acomp. de veículo com carga alta Defeito instalação interna do consumidor Ligar / Desligar / Religar Várias reclamações na área Substituir / Retirada / Instalação

As condições climáticas também são classificadas para que a identificação da

causa de cada problema seja feita da forma mais adequada possível. Muitas interrupções

são causadas por características peculiares de cada condição climática, como é o caso de

descargas atmosféricas e vendavais quase sempre presentes em dias chuvosos.

Por outro lado em dias normais podem ocorrer abalroamentos de veículos junto

aos postes, ou objetos estranhos lançados na rede através de atos de vandalismo. A

tabela 4.2 mostra tal classificação adotada pela COPEL.

46

Tabela 4.2 – Condições climáticas


CONDICOES CLIMÁTICAS Normal Chuvoso Chuvoso Com Vento Calamidades

4.2 COMPONENTES

Associados às causas atribuídas às interrupções, estão os chamados

componentes, sendo estes os próprios equipamentos que compõe a rede de distribuição.

Assim, após a identificação das causas, é necessário conhecer quais componentes da

rede estão envolvidos na situação para que seja possível tomar algumas decisões como o

da troca de tal componente ou sua reparação. Muitas vezes este tipo de avaliação leva a

empresa optar pela substituição do modelo do equipamento ou do seu fornecedor.

Componentes avariados pela ação da atmosfera presente, por atos de vandalismo

ou pelo simples desgaste devido à sua utilização são responsáveis por desligamentos

indesejáveis à manutenção dos índices de fornecimento de energia. Podem inclusive, em

alguns casos, causar acidentes envolvendo terceiros e bens materiais como é o caso de

cabos caídos sobre veículos, solo ou estruturas, por exemplo. Devido a isto, é de suma

importância para o bom desempenho dos índices de continuidade, que todos os

componentes das redes de distribuição recebam o tratamento adequado em sua

instalação e manutenção, que suas características sejam bem conhecidas pelas equipes

de manutenção e que seu desempenho no sistema seja constantemente monitorado.

47

Os componentes da rede de distribuição são classificados em grupos com

características semelhantes. A tabela 4.3 mostra tal classificação adotada pela COPEL.

Tabela 4.3 – Componentes de redes de distribuição


ACESSÓRIOS CHAVES Alça pré-formada Chave a óleo Amarração Chave by-pass Aterramento Chave fusível Adaptador de estribo Chave seccionadora Emenda pré-formada Elo fusível tipo olhal (mola desligadora) Espaçador de BT Chave fusível tipo repetidora Espaçador de MT Atuação do RA Luva de emenda Atuação do elo-fusível Mufla CONDUTOR Pára-raios condutor de MT Elo-fusível condutor de BT

CONEXÕES Condutor de MT rompido Conector à compressão Jumper Conector tipo split-bolt (parafuso) Condutor de BT rompido Conexão charruada (emenda) EQUIPAMENTOS Conector paralelo (tapit) Banco de capacitores Grampo de linha viva Transformador de corrente Cruzamento aéreo Regulador de tensão Conector cunha Transformador de potencial

TRANSFORMADOR Religador Automático Barramento (cabo Isolado de saída) Chave reversora Automática Transformador de distribuição ESTRUTURA Terminais de MT Cruzeta Transformador queimado Poste Terminais de BT Isolador

ILUMINAÇÃO PÚBLICA Braço de luminária Lâmpada Luminária Reator / Ignitor de iluminação pública Relé fotoelétrico Conexão Condutor Iluminação pública Base para relé

48

As redes de distribuição são classificadas de modo com que sua denominação

caracterize a área específica em que se encontra. A tabela 4.4 mostra como esta

classificação é abordada na COPEL.

Tabela 4.4 – Área específica


ÁREA ESPECÍFICA Rede urbana Rede subterrânea Iluminação pública Rede rural Local de risco / Invasão Ilhas

Quanto à interrupção do fornecimento de energia elétrica deve-se destacar que

desligamento e interrupção são coisas distintas.

Desligamento é o estado que se segue à abertura de dispositivos instalados nos

circuitos elétricos, interrompendo a continuidade elétrica de uma instalação. Um

desligamento pode ser acompanhado ou não de uma interrupção no fornecimento de

energia elétrica, o que dependerá do tipo de configuração do sistema elétrico.

(TERMINOLOGIA DO..., 1997)

Por outro lado, interrupção é a descontinuidade da tensão disponível em

qualquer uma das fases de um circuito elétrico que atende uma unidade consumidora

(TERMINOLOGIA DO..., 1997). Quanto aos tipos de interrupção do fornecimento de

energia elétrica, são definidos três tipos, conforme apresentados na tabela 4.5.

Tabela 4.5 – Tipos de interrupção


TIPOS DE INTERRUPÇÃO Acidental Programada Voluntária

A interrupção do tipo acidental é aquela em que não há como prevení-la, pois,

como sua própria denominação indica, ocorre de forma acidental através de terceiros, de

condições climáticas desfavoráveis e por atos de vandalismo. Esta interrupção ocorre

49

através da atuação dos equipamentos de proteção devido à falhas ou defeitos no circuito

(TERMINOLOGIA DO..., 1997).

As interrupções programadas são aquelas executadas em função de manobras

necessárias na rede de distribuição para o atendimento a consumidores ou em casos de

emergência e obras. Este tipo de interrupção é feito de forma planejada pelas

concessionárias, através de um programa preestabelecido e mediante comunicação

prévia aos consumidores, devendo ser realizadas no menor número possível, a fim de se

manter os índices de continuidade em patamares desejáveis segundo as exigências

da ANEEL. Devido a este fato, as equipes de linha-viva ocupam um papel cada vez

mais acentuado na intervenção em redes de distribuição, sejam elas RDA ou RDC

(TERMINOLOGIA DO..., 1997).

As interrupções do tipo voluntárias caracterizam-se por atos de emergência em

ocasiões que necessitem o desligamento imediato de uma instalação por interferência

manual. Porém, este tipo de operação deverá ser realizado sempre por pessoas

habilitadas ao trabalho em redes de distribuição, munidas de equipamento próprio e em

condições de uso satisfatórias (TERMINOLOGIA DO..., 1997).

50

4.3 ESTUDO DE CASOS

A fiscalização das concessionárias, por parte da ANEEL, está baseada nos

índices definidos como DEC e FEC, sendo que o DEC representa a capacidade do

efetivo de restabelecer falhas ocorridas no sistema e o FEC, a qualidade do sistema, sua

eficiência no funcionamento em regime permanente, sujeito a todas as adversidades.

Desta forma, neste trabalho, torna-se prioritário o estudo focalizado no

indicador FEC. Com o intuito de verificar a performance da RDA e da RDC, adotou-se

como base de dados àqueles encontrados nos aplicativos ISD, SOD e ANI, utilizados

diariamente pela COPEL para o acompanhamento da qualidade do seu sistema de

distribuição.

As concessionárias possuem como referência de performance outro índice

denominado como taxa de falha, caracterizado pela quantidade de falhas/interrupções

por quilômetro.

A análise de continuidade dos alimentadores, embora seja extratificada em

vários níveis de informações relacionados abaixo, está focada nos itens destacados

em negrito. Isto ocorre desta maneira porque estes itens destacados representam,

segundo análise do grupo, a performance efetiva de um alimentador:

Localidade:

• SDC – Superintendência Centro

SDL – Superintendência Leste

• SDN – Superintendência Noroeste

• SDO – Superintendência Oeste

• SDT – Superintendência Norte

Período analisado:

2001 a 2006

Característica do alimentador:

Industrial

Não industrial

51

Origem da interrupção:

Própria

Cascata

Área elétrica:

• Transmissão

Distribuição

Média Tensão

• Baixa Tensão

Tipo de interrupção

Abalroamento

• Abertura durante a operação de outra chave

Acidente de terceiros

• Acompanhamento de veículo com carga alta

• Atendimento emergencial a consumidores

Animais, insetos e pássaros

Árvores caídas na rede

• Atendimento não efetuado

• Auxílio a outras equipes

• Balanceamento/Remanejamento de circuitos

Cascas / Galhos lançados na rede

Componente avariado / desregulado

• Coordenação da proteção

Corrosão / Oxidação / Poluição

• Corte de carga

• Defeito instalação interna do consumidor

Descarga atmosférica

• Desequilíbrio de carga / tensão

• Erosão

• Falhas em equipamentos de operação ou humana

52

4.3.1 ESTUDO COMPARATIVO ENTRE OS ALIMENTADORES AFONSO

BOTELHO A ARGENTINA

Para tornar possível o estudo comparativo entre as duas configurações de rede de

distribuição, RDA e RDC, foram analisados 24 alimentadores em duas subestações

distintas da cidade de Curitiba, sendo elas Santa Quitéria e Batel.

A região, na qual situam-se estas subestações, apresenta arborização, motivo

inicial da implantação da RDC em redes urbanas de distribuição. Este fator, aliado à

existência dos dois tipos de rede RDA e RDC na região e a facilidade de visitação para

o desenvolvimento do estudo, foram determinantes para a execução do mesmo. Isto é

essencial, pois a proposta de análise baseia-se na similaridade entre os alimentadores,

seja na região arborizada, seja na quantidade de consumidores e extensão dos

alimentadores.

Sendo assim, foram estudados para o comparativo, os alimentadores Argentina e

Afonso Botelho, oriundos da subestação Batel, pois o primeiro apresenta características

predominantes da RDA e o segundo apresenta característica mista, isto é, possui trechos

com características da RDA e trechos com características da RDC. O número de

consumidores atendidos por ambos os alimentadores são muito próximos, assim como é

similar a dimensão de suas extensões.

Um grande problema encontrado inicialmente foi o fato de não existir, em

Curitiba, alimentadores que possuam características exclusivas da RDC e que atendam

diversos consumidores em toda sua extensão, exceto alimentadores expressos utilizados

para atendimento exclusivo de Shoppings Centers da cidade, que apenas a título de

informação serão mencionados neste estudo.

Porém, o fato da inclusão de trechos com características da RDC em

alimentadores que possuem características predominantes da RDA possibilitam uma

melhora considerável em sua performance quanto aos índices de continuidade do

fornecimento de energia elétrica.

53

A figura 4.1 apresenta os diagramas unifilares dos alimentadores Argentina e

Afonso Botelho.

Regeião atendidaem RDC

Região de abrangência do Alim. Argentina

Figura 4.1 – Áreas de abrangência dos alimentadores

Fonte: COPEL, Sistema WebG

4.3.1.1 CARACTERÍSTICA DOS ALIMENTADORE

- AFONSO BOTELHO

Alimentador composto de 12,7 km de rede de dis

e 3,1 km de rede compacta protegida (RDC), sendo esta

totalidade, atendendo 4092 consumidores através de 85 tr

tensão, 13,8 kV-220/127 V.

- ARGENTINA

Alimentador composto de 9,7 km de rede de dist

atendendo 4785 consumidores através de 99 tran

tensão, 13,8 kV-220/127 V.

Região de abrangência do Alim. Afonso Botelho

Afonso Botelho e Argentina

EO

S

tribuição convencional (RDA)

no equivalente de 24% da sua

ansformadores abaixadores de

ribuição convencional (RDA),

sformadores abaixadores de

54

4.3.1.2 INDICADORES DE PEFORMANCE

Através dos índices de continuidade pode-se conhecer a performance de cada

alimentador. A tabela 4.6 apresenta a comparação dos índices de performance, referidos

a média tensão (MT), entre os alimentadores Afonso Botelho (RDA e RDC) e Argentina

(RDA), no período entre os anos de 2001 e 2006.

Os dados são coletados considerando ocorrências na média e baixa tensão, não

existe uma separação destes dados para o nível de causas e componentes. Desta forma, a

tabela 4.7 também inclui defeitos e falhas na BT e será tomada como referência para

todo estudo desenvolvido.

Tabela 4.6 – Índices DEC e FEC dos alimentadores Afonso Botelho e Argentina

Fonte: COPEL, adaptado do Sistema ISD

ALIMENTADOR ANO CONS. km DEC FEC Afonso Botelho 3.542 6,7 0,39 0,89

Argentina 2001

4.117 8,6 2,31 1,01 Afonso Botelho 3.955 12,3 0,01 0,01

Argentina 2002

4.290 8,9 0,77 0,61 Afonso Botelho 3.976 12,3 0,18 0,12

Argentina 2003

4.317 8,9 0,12 0,13 Afonso Botelho 4.038 12,5 0,84 2,12

Argentina 2004

4.527 9,3 1,15 1,40 Afonso Botelho 4.060 12,5 0,93 1,08

Argentina 2005

4.645 9,4 2,19 3,39 Afonso Botelho 4.066 12,7 0,14 0,07

Argentina 2006

4.772 9,7 2,54 4,57

Tabela 4.7 – Índices DEC e FEC dos alimentadores Afonso Botelho e Argentina


ALIMENTADOR ANO Cons. km DEC FEC Afonso Botelho 3.542 6,7 0,44 0,93

Argentina 2001

4.117 8,6 2,38 1,08 Afonso Botelho 2002 3.955 12,3 0,38 0,18

Argentina 4.290 8,9 0,84 0,67 Afonso Botelho 2003 3.976 12,3 0,34 0,23




Argentina 4.772 9,7 2,70 4,67

55

Nota-se que o alimentador Afonso Botelho obteve uma grande ampliação de

sua extensão entre 2001 e 2002, duplicando seu tamanho, mantendo-se assim até o

ano de 2006, com modesto crescimento anual. Destaca-se que com sua ampliação

inicial, o número de consumidores também aumentou no período de 2001 a 2002,

mantendo a partir deste ponto um pequeno crescimento anual até 2006.

Em contrapartida, o alimentador Argentina obteve um acréscimo de

aproximadamente 1,1 km em sua extensão, no período de 2001 a 2006. Porém, nota-

se que o número de consumidores atendidos por este alimentador tem evoluído

sensivelmente com o passar dos anos. Na região em que estes dois alimentadores se

encontram, o aumento de consumidores ocorre pela eventual construção de algum

edifício novo e, principalmente, pela operação do sistema de distribuição e o

conseqüente remanejamento de cargas.

Analisando-se a figura 4.2, nota-se a diferença de desempenho entre os

alimentadores Afonso Botelho e Argentina, através da média do período analisado

compreendido entre os anos de 2001 e 2006.

FEC - Afonso Botelho x Argentina

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

4,00

4,50

5,00

Período

FEC

Afonso Botelho Argentina Média Período Afonso Botelho Média Período Argentina

Afonso Botelho 0,93 0,18 0,23 2,32 1,20 0,12

Argentina 1,08 0,67 0,18 1,53 3,50 4,67

Média Período Afonso Botelho 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83

Média Período Argentina 1,94 1,94 1,94 1,94 1,94 1,94

2001 2002 2003 2004 2005 2006

Figura 4.2 – Índice FEC entre os alimentadores Afonso Botelho e Argentina


56

O fato de o alimentador Afonso Botelho apresentar um desempenho superior,

com menos de 50% das interrupções do alimentador Argentina, atribui-se à inclusão

de 3,1 km de RDC em sua extensão, diferentemente do alimentador Argentina, que

possui 100% de características da RDA, estando exposto a um maior número de

desligamentos oriundos de condições climáticas adversas.

Embora seja difícil comparar os alimentadores relacionando as causas dos

defeitos, pelo fato de boa parte de suas constituições serem de RDA, estando expostos

às mesmas variações, nota-se através das figuras 4.3 a 4.8, que causas relativas a

abalroamentos, descargas atmosféricas e queda de árvores na rede, quando ocorrem,

impactam muito mais nos índices de alimentadores que possuem características

exclusivas de RDA.

FEC - CAUSAS - 2001

0 00 00,010,06

0 0 0

0,9

0,080,02 00 0

1,08

0,940,93

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

ALIMENTADORES

FEC

ABALROAMENTO 0 0

ACIDENTE COM TERCEIROS 0 0

ANIMAIS / INSETOS / PÁSSAROS 0,01 0,06

ARVORES CAÍDAS NA REDE 0 0,94

CASCAS, GALHOS NA REDE 0 0

COMPONENTE AVARIADO 0,9 0,08

CORROSÃO / OXIDAÇÃO 0,02 0

DESCARGA ATMOSFÉRICA 0 0

TOTAL ANUAL 0,93 1,08

AFONSO BOTELHO ARGENTINA



57

FEC - CAUSAS - 2002

0

0,31

0,02 00,01 00 00 0

0,28

0 0 0,01

0,180,15

0,07

0,67

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

ALIMENTADORES

FEC

ABALROAMENTO 0 0,31

ACIDENTE COM TERCEIROS 0,02 0

ANIMAIS / INSETOS / PÁSSAROS 0,01 0

ARVORES CAÍDAS NA REDE 0 0



CORROSÃO / OXIDAÇÃO 0 0,07

DESCARGA ATMOSFÉRICA 0 0,01





FEC - CAUSAS - 2003

0,010,02

0 000,01

0 00 0

0,12

00,02

0,01

0,08

0,23

0,18

0,14

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

ALIMENTADORES

FEC

ABALROAMENTO 0,01 0,02


ANIMAIS / INSETOS / PÁSSAROS 0 0,01



COMPONENTE AVARIADO 0,12 0

CORROSÃO / OXIDAÇÃO 0,02 0,01

DESCARGA ATMOSFÉRICA 0,08 0,14





58

FEC - CAUSAS - 2004

0,040,04 00,03 0,020 00 0

2,14

1,12

0,04 0,020,03 0,03

1,53

0,34

2,32

0

0,5

1

1,5

2

2,5

ALIMENTADORES

FEC


ACIDENTE COM TERCEIROS 0,04 0











FEC - CAUSAS - 2005

0,02

1,01

0 00,03 0,030 00 00,06 0,03

1,02

0,02

1,2

3,5

0,06

2,25

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

4

ALIMENTADORES

FEC









TOTAL ANUAL 1,2 3,5




59

FEC - CAUSAS - 2006

0,01

2

0 00 00,03

1,01

0 00,03 0,040,03 0,030,02

1,59

0,12

4,67

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

4

4,5

5

ALIMENTADORES

FEC

ABALROAMENTO 0,01 2


ANIMAIS / INSETOS / PÁSSAROS 0 0

ARVORES CAÍDAS NA REDE 0,03 1,01









É importante salientar que situações de abalroamentos ocasionam maior número

de desligamentos em RDA do que em RDC, pois no momento em que veículos chocam-

se com postes toda a estrutura balança. Isto pode fazer com que os cabos da RDA

desprendam-se dos isoladores e caiam sobre a estrutura energizando todo o poste,

causando muitas vezes o desligamento do circuito.

Em contrapartida, na RDC este fato ocorre com menor freqüência, uma vez que

os cabos cobertos são fixados nos postes através de estruturas que evitam o contato

entre o poste e o cabo. Assim quando um isolador da RDC danifica-se dificilmente

ocorre o curto-circuito fase-terra ocasionando o desligamento da rede de distribuição. A

figura 4.9 apresenta tal situação onde o braço anti-balanço da estrutura C1 está

danificado e os cabos protegidos continuam afastados do poste evitando qualquer tipo

de acidente com eletricidade.

Tal situação torna possível a verificação do problema e a atuação das equipes de

manutenção. Este tipo de problema quando ocorre em uma RDA provavelmente

causaria a atuação do desligamento do circuito através do sistema de proteção, desde

60

que este esteja corretamente dimensionado, em função do curto-circuito fase-terra

causado pelo toque do cabo nu com o poste.

CABOS PROTEGIDOS

CORDOALHA (MENSAGEIRO)

ESPAÇADOR LOSANGULAR BRAÇO ANTI-BALANÇO

DANIFICADO

Figura 4.9 – Estrutura da RDC danificada sem desligamento do circuito

Fonte: Os autores

Por outro lado, o sistema de proteção também deve atuar para curto-circuito do

tipo fase-fase, ocorrido pelo contato entre os cabos da MT em uma RDA. Em uma RDC

este tipo de problema também é minimizado graças à proteção de XLPE que os cabos

possuem. A figura 4.10 mostra que mesmo com dois espaçadores losangulares

danificados no meio do vão, os cabos continuam suspensos e o circuito não é desligado,

continuando a atender seus consumidores sem problemas.

CORDOALHA (MENSAGEIRO)

CABOS PROTEGIDOS EM CONTATO ENTRE SI

Figura 4.10 – RDC com cabos em contato entre si sem o des

Fonte: Os autores

ESPAÇADOR LOSANGULARDANIFICADO

ESPAÇADOR LOSANGULARDANIFICADO

ligamento do circuito

61

Através da figura 4.11, pode-se notar a contribuição de cada causa no

índice FEC do alimentador Afonso Botelho para o ano de 2004 onde ocorreu um desvio

no desempenho causado por um componente avariado. Cabe ressaltar que o componente

avariado, causador deste desvio, ocorreu no trecho de rede convencional do

alimentador.

FEC - Afonso Botelho 2004 - CAUSAS

ABALROAMENTO; 0,04

ACIDENTE COM TERCEIROS; 0,04

ANIMAIS / INSETOS / PÁSSAROS; 0,03

COMPONENTE AVARIADO; 2,14

CORROSÃO / OXIDAÇÃO; 0,04

DESCARGA ATMOSFÉRICA; 0,03

Figura 4.11 – Contribuição das causas no alimentador Afonso Botelho


A figura 4.12 evidencia o componente principal causador da interrupção do

alimentador, no caso um condutor de MT rompido, bem como a representação da sua

contribuição no índice FEC do alimentador Afonso Botelho.

Neste tipo de situação onde ocorre a ruptura de um cabo da MT na RDA, em

função das mais diversas causas como desgaste provocado pelo atrito com isoladores

em função da ação dos ventos, abalroamento de veículos ou até por atos de vandalismo,

62

espera-se que o sistema de proteção atue e ocorra o desligamento do circuito. O mesmo

deverá ocorrer para a RDC.

Neste caso a agilidade das equipes de manutenção passa a ser de fundamental

importância, pois seu tempo de atuação constitui o índice DEC. Evidencia-se assim o

motivo pelo qual estudamos neste trabalho o índice FEC e descartamos o DEC, pois o

último não depende diretamente das características da rede de distribuição mas sim do

treinamento especializado, experiência profissional dos envolvidos e de material

específico em boas condições de manuseio.

FEC - Afonso Botelho 2004 - COMPONENTE

BARRAMENTO - CABO ISOL. SAÍDA; 0,04

CHAVE FUSÍVEL; 0,01

COND. AT ROMPIDO; 2,00

JUMPER; 0,09

Figura 4.12 – Contribuição dos componentes no alimentador Afonso Botelho


63

4.3.1.3 ÍNDICES DE MANUTENÇÃO

A Companhia Paranaense de Energia (COPEL) apresenta o valor de suas obras

através de unidades de serviço (US) que compreendem todos os custos, diretos e

indiretos (ATIVIDADES DE..., 2006).

Sendo assim, tomou-se como base o valor da US relativa ao ano de 2006/2007,

cujo valor monetário corresponde a R$ 18,11 e trabalhou-se no sistema PU para

representar todos custos de material e mão-de-obra, considerando 1 US igual a 1pu.

Analisando os custos envolvidos com materiais e mão-de-obra aplicados na

manutenção dos alimentadores Afonso Botelho e Argentina, pode-se destacar qual

destes foi mais oneroso em função de sua manutenção. O período amostrado difere das

comparações anteriores pelo fato do banco de dados, relativo aos índices de

manutenção, contemplar somente informações a partir do ano de 2003. As figuras 4.13 a

4.20 apresentam no período de 2003 a 2006, as tarefas executadas para a manutenção

dos alimentadores Afonso Botelho e Argentina.

ALIM. AFONSO BOTELHO: CUSTO DAS TAREFAS EM 2003

4,59 4,38 9,88 0,52

205,28

12,96 13,33 8,4

304

0,82 9,76 10,44 2,6715,414,7

32,32

0

50

100

150

200

250

300

350

AB

ER

TUR

A E

FE

CH

AM

EN

TOD

O G

LV

AM

AR

RA

CA

O D

EC

ON

DU

TOR

ES

AT/

BT

ATE

RR

.TE

MP

.PR

OT.

CO

LETI

VA

AT

CA

VA

EM

TE

RR

A O

UA

RE

NIT

O

EM

EN

DA

CO

ND

.AC

O,A

LUM

CA

FIX

AÇ

AO

DE

CA

BO

ME

NS

AG

EIR

O N

O S

UP

OR

TE L

LAN

CA

ME

NTO

CO

ND

UTO

RA

T/B

T A

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LEV

AN

TAM

EN

TO D

E P

OS

TE

LIG

AC

AO

DE

CO

ND

.EM

RE

DE

S A

T/B

T

OP

ER

AC

AO

DE

CH

AV

ES

PO

DA

DE

AR

VO

RE

, PO

RA

RV

OR

E

RE

TEN

S. D

O C

BO

DE

AC

O D

OE

STA

I

RE

TEN

S.D

E C

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DU

T. E

XE

IT.

EM

BT,

PO

R C

AB

O

RE

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SIO

NA

ME

NTO

DE

CA

BO

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NS

AG

EIR

O

SU

BS

TITU

IÇA

O D

EE

SP

AÇ

AD

OR

LO

SA

NG

ULA

R

TRA

NS

PO

RTE

DE

MA

TER

IAL

E P

OS

TE

TAREFAS

VA

LOR

TO

TAL

(pu)

Figura 4.13 – Principais tarefas em 2003 no alimentador Afonso Botelho

Fonte: COPEL, adaptado do Sistema GDMAN

64

ALIM. ARGENTINA: CUSTO DAS TAREFAS EM 2003

0,54 8,08 2,19 3,0476,98

4,65 3,15

601

0,44 2,560

100

200

300

400

500

600

700

AM

AR

RA

CA

O D

EC

ON

DU

TOR

ES

AT/

BT

ATE

RR

.TE

MP

.PR

OT.

CO

LETI

VA

AT

CA

VA

EM

TE

RR

A O

UA

RE

NIT

O

EM

EN

DA

CO

ND

.AC

O,A

LUM

CA

LAN

CA

ME

NTO

CO

ND

UTO

RA

T/B

T A

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LIG

AC

AO

DE

CO

ND

.EM

RE

DE

S A

T/B

T

OP

ER

AC

AO

DE

CH

AV

ES

PO

DA

DE

AR

VO

RE

, PO

RA

RV

OR

E

RE

TEN

S.D

EC

ON

DU

T.E

XIS

TEN

.EM

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PO

R C

AB

O

TRA

NS

PO

RTE

DE

MA

TER

IAL

E P

OS

TE

TAREFAS

VALO

R TO

TAL

(pu)

Figura 4.14 – Principais tarefas em 2003 no alimentador Argentina



3,78 4,38

9,3 9,4512,1615,4

42,42

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

AB

ER

TUR

A E

FE

CH

AM

EN

TOD

O G

LV

AM

AR

RA

CA

O D

EC

ON

DU

TOR

ES

AT/

BT

ATE

RR

.TE

MP

.PR

OT.

CO

LETI

VA

AT

CA

VA

EM

TE

RR

A O

UA

RE

NIT

O

EM

EN

DA

CO

ND

.AC

O,A

LUM

CA

LIG

AC

AO

DE

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ND

.EM

RE

DE

S A

T/B

T

OP

ER

AC

AO

DE

CH

AV

ES

TAREFAS

VAL

OR

TO

TAL

(pu)



65

ALIM. ARGENTINA: CUSTO DAS TAREFAS EM 2004

4,2 1,62 6,3 5,72

359,24

22,1310,522,9411,414,6710,9518,18

0

50

100

150

200

250

300

350

400

AB

ER

TUR

A E

FE

CH

AM

EN

TOD

O G

LV

AM

AR

RA

CA

O D

EC

ON

DU

TOR

ES

AT/

BT

ATE

RR

.TE

MP

.PR

OT.

CO

LETI

VA

AT

CA

VA

EM

TE

RR

A O

UA

RE

NIT

O

CR

UZA

ME

NTO

AE

RE

O A

T

EM

EN

DA

CO

ND

.AC

O,A

LUM

CA

LAN

CA

ME

NTO

CO

ND

UTO

RA

T/B

T A

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LIG

AC

AO

DE

CO

ND

.EM

RE

DE

S A

T/B

T

OP

ER

AC

AO

DE

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AV

ES

PO

DA

DE

AR

VO

RE

, PO

RA

RV

OR

E

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TEN

S.D

EC

ON

DU

T.E

XIS

TEN

.EM

AT,

PO

R C

AB

O

TRA

NS

PO

RTE

DE

MA

TER

IAL

E P

OS

TE

TAREFAS

VALO

R TO

TAL

(pu)



ALIM. AFONSO BOTELHO: CUSTO DAS TAREFAS 2005

1,05 4,86 2,02 2,19 1,55 0,35 1,76 1,73

636,5

0

100

200

300

400

500

600

700

AB

ER

TUR

A E

FE

CH

AM

EN

TOD

O G

LV

AM

AR

RA

CA

O D

EC

ON

DU

TOR

ES

AT/

BT

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RR

.TE

MP

.PR

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CO

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RR

A O

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DA

DE

AR

VO

RE

, PO

RA

RV

OR

E

RE

TEN

S.D

EC

ON

DU

T.E

XIS

TEN

.EM

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PO

R C

AB

O

TRA

NS

PO

RTE

DE

MA

TER

IAL

E P

OS

TE

TAREFAS

VA

LOR

TO

TAL

(pu)



66

ALIM. ARGENTINA: CUSTOS DAS TAREFAS EM 2005

1,08

401

0,413,08 10,984,559,92

102,6410,9520,25,25

050

100150200250300350400450

AB

ER

TUR

A E

FE

CH

AM

EN

TOD

O G

LV

AM

AR

RA

CA

O D

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ON

DU

TOR

ES

AT/

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ATE

RR

.TE

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.PR

OT.

CO

LETI

VA

AT

CA

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EM

TE

RR

A O

UA

RE

NIT

O

LAN

CA

ME

NTO

CO

ND

UTO

RA

T/B

T A

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LIG

AC

AO

DE

CO

ND

.EM

RE

DE

S A

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T

OP

ER

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AO

DE

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ES

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RE

, PO

RA

RV

OR

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S.D

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DU

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XIS

TEN

.EM

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PO

R C

AB

O

TRA

NS

PO

RTE

DE

MA

TER

IAL

E P

OS

TE

TAREFAS

VA

LOR

TO

TAL

(pu)




6,3 0,54 25,25 6,57 3,3 15,96 0,26

76,982,48 2,45 1,32 9,39

542,5

0

100

200

300

400

500

600

AB

ER

TUR

A E

FE

CH

AM

EN

TOD

O G

LV

AM

AR

RA

CA

O D

EC

ON

DU

TOR

ES

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BT

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RR

.TE

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.PR

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CO

LETI

VA

BT

CA

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EM

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A O

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NIT

O

CO

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DE

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RE

, AR

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RU

RA

L, P

OR

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EM

EN

DA

CO

ND

.AC

O,A

LUM

CA

FIX

AÇ

AO

DE

CA

BO

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NS

AG

EIR

O N

O S

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OR

TE L

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ME

NTO

CO

ND

UTO

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T/B

T A

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LIG

AC

AO

DE

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ND

.EM

RE

DE

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T

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AO

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CH

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DE

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RE

, PO

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OR

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RE

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DU

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XIS

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.EM

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PO

R C

AB

O

TRA

NS

PO

RTE

DE

MA

TER

IAL

E P

OS

TE

TAREFAS

VA

LOR

TO

TAL

(pu)



67

ALIM. ARGENTINA: CUSTOS DAS TAREFAS EM 2006

5,67 2,2 5,3216,43

6,57

14,52 10,49

107,5

10,528,28

11,55

0

20

40

60

80

100

120

AB

ER

TUR

A E

FE

CH

AM

EN

TOD

O G

LV

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AR

RA

CA

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ON

DU

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MP

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CO

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CA

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RE

, AR

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RA

L, P

OR

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EM

EN

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ND

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O,A

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CA

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ND

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S A

T/B

T

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CH

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, PO

RA

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S.D

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ON

DU

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.EM

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PO

R C

AB

O

TRA

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PO

RTE

DE

MA

TER

IAL

E P

OS

TE

TAREFAS

VA

LOR

TO

TAL

(pu)


Fonte: COPEL, adaptado do Sistema GDMAN A figura 4.21 apresenta o total investido, no alimentador Afonso Botelho, em

tarefas de manutenção ao longo do período, sendo que para o ano de 2004 não foi

despendido recurso para a atividade mais representativa neste tipo de configuração de

rede que é a poda.

Neste mesmo ano para o alimentador Argentina, conforme a figura 4.16, ocorreu

um pequeno investimento podendo ser considerado desprezível quando comparado ao

montante investido anualmente em podas. Isto se deu pelo fato de que no ano de 2003

ocorreu um grande investimento nesta tarefa para ambos alimentadores.

68

ALIM. AFONSO BOTELHO: CUSTO TOTAL DAS TAREFAS NO PERÍODO

649,45

96,89

652,01 693,3

2091,65

0

500

1000

1500

2000

2500

2003 2004 2005 2006 TOTAL

PERÍODO

VALO

R T

OTA

L (p

u)

Figura 4.21 – Custo total gasto em tarefas no alimentador Afonso Botelho


ALIM. ARGENTINA: CUSTO TOTAL DAS TAREFAS NO PERÍODO

702,63

487,85570,06

219,03

1979,57

0

500

1000

1500

2000

2500

2003 2004 2005 2006 TOTAL

PERÍODO

VALO

R T

OTA

L (p

u)

Figura 4.22 – Custo total gasto em tarefas no alimentador Argentina


Conforme a figura 4.23 pode-se constatar que a poda de árvores é a tarefa mais

investida na manutenção de alimentadores. Desta forma verificou-se que o alimentador

Afonso Botelho apresentou custo total com a poda de árvores em

69

aproximadamente 1483 pu contra 1120 pu do alimentador Argentina ao longo do

período amostrado.

A existência de RDC em boa parte do alimentador não diminui a necessidade de

poda, ocorrendo apenas à diminuição da área retirada. Como não há distinção na

contabilização do tamanho da poda, a mesma possui igual valor para as duas

configurações RDA e RDC. A poda representa o maior custo destinado à manutenção,

uma vez que a concessionária preza pela prevenção conforme figura 4.23.

As comparações dos alimentadores, na figura 4.24, mostram o investido em

tarefas por quilômetro em ambas às configurações, conforme a totalização do final do

período, evidenciando um menor custo para rede compacta protegida (RDC).

COMPARAÇÃO DE CUSTO DAS TAREFAS ENTRE O ALIMENTADORES

693,30702,63

487,85

570,06

219,03

649,45 652,01

96,89

0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

700,00

800,00

PERÍODO

VA

LOR

TOTA

L (p

u)

AFONSO BOTELHO - OUTRAS 345,45 96,89 15,51 150,80

AFONSO BOTELHO - PODAS 304,00 0,00 636,50 542,50

AFONSO BOTELHO - TOTAL 649,45 96,89 652,01 693,30

ARGENTINA - OUTRAS 101,63 477,35 169,06 111,53

ARGENTINA - PODAS 601,00 10,50 401,00 107,50

ARGENTINA - TOTAL 702,63 487,85 570,06 219,03

2003 2004 2005 2006

Figura 4.23 – Custo de podas entre os alimentadores Afonso Botelho e Argentina


70

COMPARAÇÃO DE CUSTO POR QUILÔMETRO DAS TAREFAS ENTRE OS ALIMENTADORES

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

PERÍODO

VAL

OR

TOTA

L (p

u)

ALIM. AFONSO BOTELHO 52,16 7,78 52,37 55,69 168,00

ALIM. ARGENTINA 75,31 52,29 61,10 23,48 212,17

2003 2004 2005 2006 TOTAL

Figura 4.24 – Comparação de custo para tarefas entre alimentadores


As figuras 4.25 a 4.32 apresentam, no período de 2003 a 2006, os principais

materiais utilizados para a manutenção dos alimentadores Afonso Botelho e Argentina.

Estes materiais referem-se àqueles aplicados somente na MT.

Os demais materiais como: conectores, parafusos, porcas, arruelas, isoladores,

suportes, mãos-francesas e alças de fixação de cabos estão representados nas figuras

como outros materiais.

71

CUSTO MATERIAIS EM 2003: AFONSO BOTELHO

CHAVE FUS. 12,969%

COBERTURA PROTETORA

3,573%

CORDOALHA0,420%

CRUZETA16,9212%

ESPACADOR LOSANGULAR

0,871%

PARA-RAIOS5,574%PERFIL U

4,864%

BRACOANTI-BALANCO

1,361%

CABO 0,180%

BRACO TIPO L 1,061%

OUTROS MATERIAIS90,765%

Figura 4.25 –Materiais usados na manutenção em 2003: alim. Afonso Botelho


CUSTO MATERIAIS EM 2003: ARGENTINA

CRUZETA5,643%

POSTE37,7320%


CABO121,60

66%

Figura 4.26 –Materiais usados na manutenção em 2003: alim. Argentina


72


CHAVE FUS.8,642%

CRUZETA9,42% PARA-RAIOS

11,143%

TRANSFORMADOR 389,59

93%




CRUZETA13,1610%

CHAVE FUS.12,9610%

OUTROS MATERIAIS10180%



73


CHAVE FUS.12,9678%

CRUZETA3,7622%





PARA-RAIOS16,713%

POSTE 20,964%

CRUZETA 37,67%

CHAVE FUS.38,887%

CABO 114,5622%



74


POSTE61,4221%

CABO 14,45%

CRUZETA52,6418%

CHAVE FUS.17,28

6%

OUTROS MATERIAIS153,22

50%




CABO167,20

41%

CRUZETA67,6817%

POSTE37,73

9%

OUTROS MATERIAIS135,25

33%



75

Os custos de materiais para a manutenção do alimentador Afonso Botelho

definem-se basicamente por materiais aplicados à configuração de RDA. Apenas no ano

de 2003 é que se registrou custos gerados para a manutenção da RDC, quando foram

gastos aproximadamente 11,32 pu com a troca de capas protetoras, cordoalhas,

cabo 35 mm2 e braços tipo L.

O custo total envolvido com materiais para a manutenção dos alimentadores

Afonso Botelho e Argentina estão apresentados na figura 4.33, sendo que os gastos com

materiais foram 872,92 pu e 1251,07 pu respectivamente no período amostrado.

COMPARAÇÃO DE CUSTO DE MATERIAIS ENTRE OS ALIMENTADORES

0

100

200

300

400

500

600

PERÍODO

VALO

R T

OTA

L (p

u)

ALIM. AFONSO BOTELHO 138,47 418,77 16,72 298,96

ALIM. ARGENTINA 184,33 127,12 531,76 407,86

2003 2004 2005 2006

Figura 4.33 – Comparação entre os alimentadores Afonso Botelho e Argentina


Fazendo uma análise na estatística de materiais para manutenção de

alimentadores, obtida dos relatórios de manutenção, observa-se que os investimentos

para a RDA em manutenção corretiva são maiores do que para RDC, devido a

fragilidade da RDA. Inclusive, vale ressaltar que no ano de 2004 ocorreu a queima de

um transformador no trecho de RDA do alimentador Afonso Botelho, e desta forma

elevou os custos de manutenção deste alimentador.

A figura 4.34 apresenta o custo de manutenção dos alimentadores Argentina e

Afonso Botelho. O custo com materiais utilizados em manutenções corretivas e

preventivas diminui consideravelmente para a RDC, uma vez que esta apresenta pouca

ocorrência de falha.

76

A figura 4.35 apresenta o custo investido em manutenção por quilômetro dos

dois alimentadores, comprovando que o alimentador Afonso Botelho com 59,53 pu de

média de custo investido, foi menos oneroso do que alimentador Argentina,

com 86,85 pu, em aproximadamente 46%.

COMPARAÇÃO ENTRE CUSTO DE MANUTENÇÃO ENTRE ALIMENTADORES

787,92

668,73

992,26886,96

614,97 626,89

515,66

1.101,82

0,00

200,00

400,00

600,00

800,00

1.000,00

1.200,00

PERÍODO

VALO

R T

OTA

L (p

u)

AFONSO BOTELHO - MATERIAIS 138,47 418,77 16,72 298,96

AFONSO BOTELHO - TAREFAS 649,45 96,89 652,01 693,30


ARGENTINA - MATERIAIS 184,33 127,12 531,76 407,86

ARGENTINA - TAREFAS 702,63 487,85 570,06 219,03

ARGENTINA - TOTAL 886,96 614,97 1.101,82 626,89

2003 2004 2005 2006

Figura 4.34 – Comparação do custo de manutenção entre alimentadores


77

COMPARAÇÃO DE CUSTO POR QUILÔMETRO DA MANUTENÇÃO ENTRE ALIMENTADORES

63,29

41,42

79,70

95,37

66,13

118,48

53,7167,41

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

140,00

PERÍODO

VALO

R T

OTA

L (p

u)

AFONSO BOTELHO - MATERIAIS 11,12 33,64 1,34 24,01

AFONSO BOTELHO - TAREFAS 52,16 7,78 52,37 55,69


ARGENTINA - MATERIAIS 19,82 13,67 57,18 43,86

ARGENTINA - TAREFAS 75,55 52,46 61,30 23,55

ARGENTINA - TOTAL 95,37 66,13 118,48 67,41

2003 2004 2005 2006

Figura 4.35 – Comparação do custo por quilômetro para manutenção


4.3.2 ESTUDO COMPARATIVO DA PERFORMANCE DE REDE

COMPACTA PROTEGIDA EM ÁREAS DE VANDALISMO

Para ressaltar as características de performance da arquitetura compacta nas

redes de distribuição, foi localizado na cidade um trecho de rede que atende uma área de

baixa renda, onde é elevado o índice de vandalismo nos bens públicos, inclusive na rede

de distribuição de energia elétrica. Para isto levantou-se informações a respeito do

alimentador Prado.

4.3.2.1 CARACTERÍSTICAS DO ALIMENTADOR PRADO

Este alimentador é composto de 15,5 km de rede de distribuição

convencional (RDA) e 1,5 km de compacta protegida (RDC), sendo esta no equivalente

de 9,7% da sua totalidade, atendendo 3536 consumidores através de 88 transformadores.

Sua peculiaridade está no fato de atender uma grande área de baixa renda

com 763 consumidores através de 10 transformadores de distribuição. A tabela 4.8

78

apresenta os índices de continuidade do alimentador Prado, no período compreendido

entre os anos de 1993 a 2006.

Tabela 4.8 – Índice FEC do alimentador Prado


ALIMENTADOR ANO km CONS/Al. FEC 1993 15,4 4.332 9,36 1994 15,5 4.366 9,12 1995 15,8 4.390 9,72 1996 17,0 4.428 9,12 1997 13,6 3.400 6,24 1998 14,9 3.431 6,72 1999 15,3 3.412 4,92 2000 15,3 3.398 1,92 2001 15,3 3.409 3,87 2002 15,3 3.394 1,00 2003 15,5 3.375 0,52 2004 15,5 3.422 1,79 2005 15,5 3.503 2,04

Prado

2006 15,5 3.535 1,15

Podem-se destacar duas medidas tomadas para a melhoria da continuidade do

fornecimento de energia deste alimentador. Em 1997 houve uma redução na sua

extensão de 3,4 km e de aproximadamente 1000 consumidores, devido a um

remanejamento de cargas. Em meados de 1999 ocorreu uma troca de configuração

de RDA para RDC no trecho vandalizado, acentuando ainda mais a diminuição do

índice FEC. Desta forma quando comparado as médias dos dois períodos verifica-se

uma redução de 77,7% nos índices de FEC.

A figura 4.36 apresenta a área de abrangência do alimentador Prado e a região

atendida por este alimentador através da configuração de RDC. Já a figura 4.37

representa a evolução de performance deste alimentador no período de 1993 a 2006.

79

Figura 4.36 – Representação da região atendida por RDC no alimentador Prado

Região de abrangência do alim. Prado

Região atendida em RDC

Fonte: COPEL, adaptado do Sistema WebGEO

FEC - Performance do Alimentador Prado

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

Período

FEC

Prado 9,36 9,12 9,72 9,12 6,24 6,72 4,92 1,92 3,87 1,00 0,52 1,79 2,04 1,15

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Figura 4.37 – Performance do alimentador Prado no período de 1993 a 2006


80

Devido à confiabilidade da RDC, alguns problemas oriundos dos atos de

vandalismo acabam sendo neutralizados, como é o caso de curtos-circuitos provocados

por objetos estranhos lançados na rede. O furto destes cabos também é reduzido, uma

vez que para ter valor comercial deve ser desencapado e não queimado como é feito

com cabos de cobre. Se o cabo de alumínio for queimado, este derreterá juntamente com

a capa protetora tornando-se impróprio para o comércio, dificultando ainda mais os atos

ilícitos. Aliás, este é um grande problema encontrado na RDA, pois uma vez

desenergizada, o furto dos cabos torna-se extremamente fácil.

Dados pertencentes ao período compreendido entre os anos de 2001 e 2006,

retirados do banco de dados da COPEL através do sistema ISD, mostram que o

desempenho da RDC, instalada em parte do alimentador Prado, é sensivelmente

superior ao restante do circuito, que apresenta características da RDA. Esta comparação

foi feita em termos do índice FEC e está representada na figura 4.38.

Os dados referentes ao trecho de RDC foram obtidos no sistema ISD, através

dos registros de desligamentos ocorridos nas três chaves seccionadoras, representadas

na figura 4.39.

Comparação do Índice FEC - Alimentador Prado

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

9,00

Período

FEC

FEC Meta ANEEL - Conjunto 8,00 8,00 7,00 6,00 6,00 6,00FEC Conjunto 4,29 4,85 5,96 3,49 4,08 5,81FEC Alimentador 3,87 1,00 0,52 1,79 2,04 1,15FEC Trecho Compacto 0,13 0,014 0,017 0,14 0,43 0,08FEC Trecho Convencional 3,74 0,99 0,50 1,65 1,61 1,07

2001 2002 2003 2004 2005 2006

Figura 4.38 – Comparação entre os trechos do alimentador Prado


81

CHAVE 4387

CHAVE 1176CHAVE 4382

Figura 4.39 – Chaves do alimentador Prado utilizadas para análise do FEC

Fonte: COPEL, adaptado do Sistema WebGEO

4.3.3 PERFORMANCE DE ALIMENTADORES COMPACTOS EM REDES

ESPECIAIS

Os alimentadores especiais, comumente conhecidos como expressos, são

utilizados para atender consumidores exclusivos, tais como: shoppings centers ou

hospitais. Para tanto, a título de conhecimento, apresentam-se alguns dados de suas

características relacionadas aos índices de continuidade nas tabelas 4.9 a 4.11, uma vez

que seus valores se diferenciam em muito daqueles apresentados em outros circuitos. A

adoção da arquitetura compacta (RDC) para atender estes consumidores vem de

encontro a grande necessidade deles da continuidade do fornecimento de energia

elétrica.

82

Tabela 4.9 – Índices DEC e FEC do alimentador Estação Show


Alimentador ANO Cons. km DEC FEC 2001 688 3,0 0,20 0,08 2002 842 3,9 0,02 0,02 2003 830 3,9 0,00 0,00 2004 768 4,0 0,39 0,08 2005 756 4,0 0,00 0,00

Estação Show

2006 673 3,4 0,60 0,92

Tabela 4.10 – Índices DEC e FEC do alimentador Shopping Curitiba



Shopping Curitiba

2006 264 1,4 0,00 0,00

Tabela 4.11 – Índices DEC e FEC do alimentador Cristal Plaza



Cristal Plaza

2006 644 2,7 0,09 0,05 Assim como nos alimentadores Estação Show e Shopping Curitiba, os índices

de DEC e FEC para o alimentador Cristal Plaza apresentaram-se baixos, sendo

atribuídos às discrepâncias do ano de 2004 a problemas incomuns como acidentes de

terceiros e abalroamentos.

Com isto, percebe-se realmente para estes alimentadores exclusivos uma alta

performance, o que garante ótimo atendimento a este tipo de consumidor, construindo

para a concessionária uma imagem sólida e prestigiosa. Isto ocorre por não haverem

derivações intermediárias do circuito, reduzindo-se o número de manobras no sistema e

pontos potenciais para vazamentos de energia.

83

Outro fator determinante e, talvez o mais importante é a extensão extremamente

reduzida deste tipo de alimentador, pois isto reduz significativamente a exposição às

adversidades pertinentes ao sistema elétrico de distribuição.

A superioridade das linhas expressas, quanto aos índices de continuidade, fica

ainda mais evidente quando comparada por quilômetro. A figura 4.40 apresenta a

grande diferença na performance das linhas expressas quando comparados à qualquer

outra configuração, convencional ou mista.

FEC / km - Comparação entre Alimentadores

0,0000

0,0500

0,1000

0,1500

0,2000

0,2500

Alimentadores

FEC/

km

Alimentadores 0,0495 0,0307 0,1774 0,2125 0,1123 0,0722

Estação Show - 3,7km

Shopping Curitiba -

1,4km

Cristal Plaza - 2,48km

Argentina - 9,13km

Prado - 15,4km

Afonso Botelho - 11,5km

Figura 4.40 – Comparação entre alimentadores RDA e RDC: período 2001 a 2006


Neste capítulo foram apresentados os parâmetros referenciais para a análise de

continuidade que são: as causas de interrupções e os componentes avariados. Uma vez

coletados e ordenados permitiram a apresentação de um estudo real de casos

envolvendo os alimentadores Afonso Botelho e Argentina. O fato de estarem expostos

às mesmas intempéries e apresentarem similaridade quanto ao número de consumidores

e sua extensão, permitiram que fossem feitas algumas constatações de performance de

continuidade e custos de manutenção, já que apresentam arquiteturas diferentes.

84

Também pôde se demonstrar que o uso de redes compactas em áreas

vandalizadas permite uma diminuição nos desligamentos acidentais, bem como uma

maior robustez no sistema elétrico de distribuição.

Por fim, apresentou-se uma alternativa para consumidores do tipo: shoppings

centers e hospitais, que quando utilizada a rede compacta para o atendimento destas

cargas, minimizam o tempo de descontinuidade do fornecimento de energia elétrica,

fator este de suma importância para este tipo de prestação de serviços.

85

5. COMPARATIVO ENTRE RDA E RDC

5.1 PROJETO

A elaboração de um projeto de rede de distribuição exige experiência,

conhecimento de materiais e equipamentos utilizados na execução de uma obra. O

estudo de esforços mecânicos possui o mesmo grau de importância que o

dimensionamento elétrico da rede. Cada tipo de material empregado possui um peso e

conseqüentemente sujeitará as estruturas a variados esforços, necessitando assim um

dimensionamento correto.

Para que sejam possíveis a comparação técnica e econômica entre redes de

distribuição convencional (RDA) e rede de distribuição compacta protegida (RDC) é

necessária a elaboração de um projeto que contemple as características de ambas

as redes.

Com a planta baixa do arruamento pertencente ao condomínio existente,

projetou-se o trajeto da rede de distribuição em média tensão posicionando os postes e

os transformadores. Para o levantamento dos materiais de uma RDA e de uma RDC

foram elaborados quatro projetos com o mesmo traçado, alterando apenas a bitola do

cabo condutor e os respectivos postes em função da tração apresentada pelos cabos. As

figuras 5.1 a 5.4 ilustram as diferentes construções para cabos nus e protegidos.

86

Para o auxílio na interpretação do projeto é apresentada a tabela 5.1, que possui

de forma sucinta as simbologias utilizadas em cada configuração de projeto e suas

respectivas descrições.

Tabela 5.1 – Simbologias utilizadas no projeto de RDA/RDC

Fonte: COPEL, adaptado do Sistema GD-PRO

SIMBOLOGIA DESCRIÇÃO

Poste seção duplo T, D150 daN/10,5 m

Poste seção duplo T, B600 daN/12,0 m



Chave-fusível 15 kV

Pàra-raios 15 kV

Aterramento

Transformador

Cabo de MT

87

RDA PROJETADA

Figura 5.1 – Projeto da RDA composto por cabo nu 35 mm2

Fonte: Os autores

88

RDA PROJETADA

Figura 5.2 – Projeto da RDA composto por cabo nu 185 mm2

Fonte: Os autores

89

RDC PROJETADA

Figura 5.3 – Projeto da RDC composto por cabo protegido 35 mm2

Fonte: Os autores

90

RDC PROJETADA

Figura 5.4 – Projeto da RDC composto por cabo protegido 185 mm2

Fonte: Os autores

91

5.2 TAREFAS DO PROJETO

Para o custo das obras considerou-se novamente que 1 US corresponde à 1 pu e

tomou-se como valor monetário base R$ 18,11, correspondente à US relativa ao ano de

2006 / 2007. O custo das obras basicamente compõe-se de valores referentes à mão-de-

obra e materiais. O valor da mão-de-obra representa os custos relacionados com as

pessoas envolvidas na obra. A tabela 5.2 e 5.3 apresentam as tarefas, ou mão-de-obra,

referentes à construção da RDA com os cabos de seção 35 mm2 e 185mm2.

Tabela 5.2 – Relação de tarefas da RDA com cabo nu 35 mm2

Fonte: COPEL, adaptado do Sistema GD-OBRAS

N° Descrição Unid Quant pu Unit pu Total 1 Amarração de cabos em MT un 19 0,27 5,13 2 Aterramento temporário p/ proteção coletiva un 3 1,01 3,03 3 Execução cava em terra até 600 daN / 12 m un 7 2,19 15,33 4 Fornecimento de cartucho un 27 0,23 6,21 5 Instalação de cadeia de isoladores de disco un 12 0,33 3,96 6 Instalação de chave-fusível un 9 0,91 8,19 7 Instalação de cruzeta un 13 0,84 10,92 8 Instalação de haste de aterramento un 6 1,77 10,62 9 Instalação de isolador pilar un 24 0,44 10,56 10 Instalação de pára-raios un 6 0,86 5,16 11 Instalação de protetor de bucha un 6 0,14 0,84 12 Instalação de transformador trifásico 13,8 kV un 2 4,73 9,46 13 Lançamento de cabo em MT até 35 mm2 km 0,96 15,41 14,79 14 Levantamento de poste até 1000 daN / 12 m un 7 6,48 45,36 15 Ligação de cabos em MT un 54 0,31 16,74 16 Locação de estrutura em RDU un 7 1,3 9,10 17 Transporte de material até a obra km 5,89 1 5,89 18 Transporte de poste até a obra km 21,74 1 21,74

Tabela 5.3 – Relação de tarefas da RDA com cabo nu 185 mm2


N° Descrição Unid Quant pu Unit pu Total 1 Amarração de cabos em MT un 19 0,27 5,13 2 Aterramento temporário p/ proteção coletiva un 3 1,01 3,03 3 Execução cava em terra até 600 daN / 12 m un 7 2,19 15,33 4 Fornecimento de cartucho un 30 0,23 6,90 5 Instalação de cadeia de isoladores de disco un 12 0,33 3,96 6 Instalação de chave-fusível un 9 0,91 8,19 7 Instalação de cruzeta un 13 0,84 10,92

92

8 Instalação de haste de aterramento un 6 1,77 10,62 9 Instalação de isolador pilar un 24 0,44 10,56 10 Instalação de pára-raios un 6 0,86 5,16 11 Instalação de protetor de bucha un 6 0,14 0,84 12 Instalação de transformador trifásico 13,8 kV un 2 4,73 9,46 13 Lançamento de cabo em MT até 185 mm2 km 0,96 42,76 41,05 14 Levantamento de poste até 1000 daN / 12 m un 7 6,48 45,36 15 Ligação de cabos em MT un 54 0,31 16,74 16 Locação de estrutura em RDU un 7 1,3 9,10 17 Transporte de material até a obra km 10,38 1 10,38 18 Transporte de poste até a obra km 36,76 1 36,76

A tabela 5.4 apresenta as tarefas, referentes à construção da RDC com

cabo protegido 35 mm2 e na tabela 5.5 estão relacionadas às tarefas referentes à

construção da RDC com cabo protegido 185 mm2.

Tabela 5.4 – Relação de tarefas da RDC com cabo protegido 35 mm2


N° Descrição Unid Quant pu Unit pu Total 1 Amarração de cabos em MT un 4 0,27 1,08 2 Armação com porca-olhal un 8 0,39 3,12 3 Aterramento temporário p/ proteção coletiva un 3 1,01 3,03 4 Cruzeta metálica un 7 0,92 6,44 5 Execução cava em terra até 600 daN / 12 m un 7 2,19 15,33 6 Fixação de cordoalha em suporte tipo L un 3 0,12 0,36 7 Fornecimento de cartucho un 25 0,23 5,75 8 Instalação de braço antibalanço un 3 1,52 4,56 9 Instalação de cadeia de isoladores de disco un 24 0,33 7,92 10 Instalação de chave-fusível un 9 0,91 8,19 11 Instalação de cruzeta un 5 0,84 4,20 12 Instalação de espaçador losangular un 56 0,87 48,72 13 Instalação de haste de aterramento un 6 1,77 10,62 14 Instalação de isolador pilar un 4 0,44 1,76 15 Instalação de pára-raios un 6 0,86 5,16 16 Instalação de protetor de bucha un 6 0,14 0,84 17 Instalação de suporte tipo L un 3 0,86 2,58 18 Instalação de transformador trifásico 13,8 kV un 2 4,73 9,46 19 Lançamento de cabo protegido 35 mm2 km 0,96 30 28,80 20 Lançamento de cordoalha em aço 6,4 mm km 0,32 25,65 8,21 21 Levantamento de poste até 1000 daN / 12 m un 7 6,48 45,36 22 Ligação de cabo protegido 35 mm2 un 21 1 21,00 23 Ligação de cabos em MT un 34 0,31 10,54

93

24 Locação de estrutura em RDU un 7 1,3 9,10 25 Transporte de material até a obra km 7,76 1 7,76 26 Transporte de poste até a obra km 26,62 1 26,62

Tabela 5.5 – Relação de tarefas da RDC com cabo protegido 185 mm2


N° Descrição Unid Quant pu Unit pu Total 1 Amarração de cabos em MT un 4 0,27 1,08 2 Armação com porca-olhal un 8 0,39 3,12 3 Aterramento temporário p/ proteção coletiva un 3 1,01 3,03 4 Cruzeta metálica un 7 0,92 6,44 5 Execução cava em terra até 600 daN / 12 m un 7 2,19 15,33 6 Fixação de cordoalha em suporte tipo L un 3 0,12 0,36 7 Fornecimento de cartucho un 25 0,23 5,75 8 Instalação de braço antibalanço un 3 1,52 4,56 9 Instalação de cadeia de isoladores de disco un 24 0,33 7,92 10 Instalação de chave-fusível un 9 0,91 8,19 11 Instalação de cruzeta un 5 0,84 4,20 12 Instalação de espaçador losangular un 56 0,87 48,72 13 Instalação de haste de aterramento un 6 1,77 10,62 14 Instalação de isolador pilar un 4 0,44 1,76 15 Instalação de pára-raios un 6 0,86 5,16 16 Instalação de protetor de bucha un 6 0,14 0,84 17 Instalação de suporte tipo L un 3 0,86 2,58 18 Instalação de transformador trifásico 13,8 kV un 2 4,73 9,46 19 Lançamento de cabo protegido 185 mm2 km 0,96 45,1 43,30 20 Lançamento de cordoalha em aço 6,4 mm km 0,32 25,65 8,21 21 Levantamento poste acima 1000 daN / 12 m un 7 12,31 86,17 22 Ligação de cabo protegido acima de 35 mm2 un 21 1,5 31,50 23 Ligação de cabos em MT un 34 0,31 10,54 24 Locação de estrutura em RDU un 7 1,3 9,10 25 Transporte de material até a obra km 10,92 1 10,92 26 Transporte de poste até a obra km 53,54 1 53,54

Assim como no projeto anterior de RDA, para a execução do mesmo projeto

configurado no sistema da RDC, são utilizadas basicamente as mesmas tarefas. A

diferença é que nesta configuração se faz necessário executar também o lançamento e a

fixação das cordoalhas, a fixação dos suportes tipo L, a fixação dos espaçadores

verticais em todos os vãos assim como a instalação dos braços anti-balanço.

Estas tarefas adicionais solicitadas pela configuração da RDC contribuem para

que o custo total da obra seja maior quando comparado com o custo necessário para

94

execução de uma RDA. A figura 5.5 apresenta graficamente os custos totais das tarefas

necessárias à elaboração dos projetos de RDA e RDC.

TOTAL TAREFAS

392,39

203,03

296,51

248,80

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

400,00

450,00C

AB

O N

U35

mm

2

CA

BO

PR

OTE

GID

O35

mm

2

CA

BO

NU

185m

m2

CA

BO

PR

OTE

GID

O18

5mm

2

CABO UTILIZADO

VAL

OR

TO

TAL

(pu)

Figura 5.5 – Custo total para as tarefas dos projetos de RDA e RDC


As razões pelas quais algumas tarefas se destacam pelo seu custo elevado na

execução de uma RDA são praticamente as mesmas apontadas para a execução de

uma RDC. Porém, deve-se levar em consideração que na RDC são necessárias as tarefas

adicionais anteriormente comentadas.

É necessário também compreender que tarefas como levantamento de postes e

cava para os mesmos possuem o mesmo valor unitário e variam apenas em função da

quantidade e do tipo do poste utilizado. O custo no transporte de materiais e poste até a

obra varia também de acordo com a quantidade dos mesmos a ser transportada, em

função de seus pesos.

Por outro lado, justifica-se o custo mais elevado para ligação de cabos em MT

na RDC quando em comparação à RDA devido ao fato de que na RDC o trabalho é

mais lento e detalhado em função da capa protetora dos cabos. Se esta for danificada de

alguma forma, com o passar do tempo a capa protetora pode sofrer ressecamento e a

95

danificação do cabo pode tornar-se ainda maior, deixando pontos do cabo

desprotegidos.

5.3 MATERIAIS DO PROJETO

Para a composição final do custo da execução de uma rede de distribuição, é

necessário também se conhecer os gastos com os materiais aplicados em cada

configuração. A tabela 5.6 apresenta a relação de materiais utilizados na RDA com cabo

nu de seção nominal 35 mm2.

Tabela 5.6 – Relação de materiais da RDA com cabo nu 35 mm2


N° Descrição Unid Quant pu Unit pu Total 1 Alça pré-formada para cabo 35 mm2 un 24 0,05 1,20 2 Arruela quadrada un 79 0,01 0,79 3 Cabo de alumínio nu 35 mm2 kg 117,46 0,72 84,57 4 Cabo de cobre protegido 16 mm2 / 15 kV m 48 0,21 10,08 5 Chave-fusível 15 kV un 9 4,32 38,88 6 Conector cunha para cabo 35 mm2 un 9 0,95 8,55 7 Conector cunha tipo III un 6 0,07 0,42 8 Conector de linha-viva 25 a 95 mm2 un 15 0,88 13,20 9 Conector terminal de compressão 16 mm2 un 24 0,29 6,96 10 Conector terminal de compressão 35 mm2 un 3 0,2 0,60 11 Cruzeta de concreto retangular 250 daN un 14 1,88 26,32 12 Elo-fusível 500mm, 3A tipo H un 9 0,09 0,81 13 Estribo derivação para cabo 35 mm2 un 12 0,52 6,24 14 Fio de aço-cobre 16 mm2 kg 17,48 1,05 18,35 15 Fio de alumínio coberto para amarração m 1,5 0,11 0,17 16 Fio de amarração 16 mm2 kg 0,17 0,73 0,12 17 Gancho-olhal un 9 0,17 1,53 18 Haste de aterramento em aço-cobre 16 mm2 un 6 1,09 6,54 19 Isolador ancoragem bastão polim. 13,8 kV un 12 2,71 32,52 20 Isolador tipo pilar 15 kV un 24 2,35 56,40 21 Laço de topo para cabo 35 mm2 un 16 0,03 0,48 22 Manilha-sapatilha un 12 0,29 3,48 23 Mão francesa plana 619 mm un 28 0,29 8,12 24 Parafuso cabeça abaulada 45 mm un 12 0,05 0,60 25 Parafuso cabeça quadrada 125 mm un 26 0,08 2,08 26 Parafuso cabeça quadrada 150 mm un 6 0,13 0,78 27 Parafuso cabeça quadrada 200 mm un 8 0,1 0,80 28 Parafuso cabeça quadrada 250 mm un 9 0,11 0,99 29 Parafuso cabeça quadrada 300 mm un 8 0,13 1,04

96

30 Parafuso cabeça quadrada 350 mm un 3 0,21 0,63 31 Parafuso cabeça quadrada 550 mm un 6 0,26 1,56 32 Pára-raios polimérico 15 kV un 6 5,58 33,48 33 Pino auto-travante 140 mm un 24 0,16 3,84 34 Pó para solda exotérmica 32 g un 6 0,11 0,66 35 Porca-olhal un 9 0,12 1,08 36 Poste duplo T tipo B / 600 / 12 m un 7 37,73 264,11 37 Protetor de bucha de transformador 15 kV un 6 0,34 2,04 38 Suporte para transformador 195 x 100 mm un 4 2,74 10,96 39 Suporte tipo L p/ chave-fusível e pára-raio un 15 0,59 8,85 40 Transformador trifásico 45 kVA / 13,2 kV un 2 214 428,00

A figura 5.6 representa graficamente o percentual equivalente à cada material

para a composição final do custo da obra de uma RDA executada com cabo nu 35 mm2.

RDA - CABO UTILIZADO: NU 35mm2

OUTROS MAT.123,5511%

CABO84,578%

CF + PR72,367%

CRUZETA + ISOLADORES115,2411%

POSTES264,1124%

TRANSFORMADORES428,0039%

ccc

Figura 5.6 – RDA com cabo 35 mm2: Participação percentual dos materiais


Percebe-se que na composição total do custo de materiais alguns destes

destacam-se possuindo um custo elevado quando comparado a outros como é o caso da

chave-fusível, postes, transformadores e cabo. Especificamente para o caso estudado, o

97

material que apresentou o valor mais elevado foi o transformador de potência 45 kVA

com custo igual a 428 pu, considerando-se dois transformadores aplicados no projeto.

Contudo, se o projeto possuísse maior extensão, da ordem de alguns

quilômetros, caso aplicado aos alimentadores especiais ou expressos que atendem

cargas isoladas, o cabo e os postes seriam os materiais que apresentariam maior custo.

Isto não ocorreu porque o presente projeto além de possuir extensão reduzida é aplicado

para atender vários consumidores, caracterizando uma rede de distribuição urbana.

Aplicando cabos de maior bitola, ou seja, cabos 185 mm2 ao invés de

cabos 35 mm2 neste mesmo projeto, obtiveram-se custos superiores. Como este cabo

possui maior peso e conseqüentemente maior tração, os postes tipo B600 / 10,5 m foram

substituídos por postes tipo B-1,5 / 1000 / 12 m, mais reforçados e mais caros, porém

este fato não foi determinante para o aumento do custo de materiais para este projeto

uma vez que a quantidade de equipamentos como chave-fusível, pára-raios e

transformadores foram os mesmos. A tabela 5.7 apresenta a relação de materiais

referentes à construção da RDA com cabo nu 185 mm2.

Tabela 5.7 – Relação de materiais da RDA com cabo nu 185 mm2


N° Descrição Unid Quant pu Unit pu Total 1 Alça pré-formada para cabo 185 mm2 un 12 0,33 3,96 2 Arruela quadrada un 86 0,01 0,86 3 Cabo de alumínio nu 185 mm2 kg 598,46 0,56 335,14 4 Cabo de cobre protegido 16mm2 / 15 kV m 48 0,21 10,08 5 Chave-fusível 15 kV un 9 4,32 38,88 6 Conector cunha 185 mm2 un 9 1,52 13,68 7 Conector cunha tipo III un 6 0,07 0,42 8 Conector de linha-viva 25 a 95 mm2 un 15 0,88 13,20 9 Conector terminal compressão 185 mm2 un 3 0,61 1,83 10 Conector terminal de compressão 16 mm2 un 24 0,29 6,96 11 Cruzeta de concreto retangular 250 daN un 14 1,88 26,32 12 Elo-fusível 500mm, 3A tipo H un 9 0,09 0,81 13 Estribo derivação p/ cabo 185 mm2 un 12 0,7 8,40 14 Fio de aço-cobre 16 mm2 kg 17,48 1,05 18,35 15 Fio de alumínio coberto para amarração m 1,5 0,11 0,17 16 Fio de amarração 16 mm2 kg 0,17 0,73 0,12 17 Gancho-olhal un 9 0,17 1,53 18 Haste de aterramento em aço-cobre 16 mm2 un 6 1,09 6,54 19 Isolador ancoragem bastão polim. 13,8 kV un 12 2,71 32,52

98

20 Isolador tipo pilar 15 kV un 24 2,35 56,40 21 Laço de topo para cabo 185 mm2 un 28 0,06 1,68 22 Manilha-sapatilha un 12 0,29 3,48 23 Mão francesa plana 619 mm un 28 0,29 8,12 24 Parafuso cabeça abaulada 45 mm un 16 0,05 0,80 25 Parafuso cabeça quadrada 125 mm un 28 0,08 2,24 26 Parafuso cabeça quadrada 150 mm un 6 0,13 0,78 27 Parafuso cabeça quadrada 200 mm un 9 0,1 0,90 28 Parafuso cabeça quadrada 250 mm un 10 0,11 1,10 29 Parafuso cabeça quadrada 300 mm un 9 0,13 1,17 30 Parafuso cabeça quadrada 350 mm un 4 0,21 0,84 31 Parafuso cabeça quadrada 550 mm un 6 0,26 1,56 32 Pára-raios polimérico 15 kV un 6 5,58 33,48 33 Pino auto-travante 140 mm un 24 0,16 3,84 34 Pó para solda exotérmica 32 g un 6 0,11 0,66 35 Porca-olhal un 9 0,12 1,08 36 Poste duplo T tipo B-1,5 / 1000 / 12 m un 7 53,44 374,08 37 Protetor de bucha de transformador 15 kV un 6 0,34 2,04 38 Suporte para transformador 195 x 100 mm un 4 2,74 10,96 39 Suporte tipo L p/ chave-fusível e pára-raio un 15 0,59 8,85 40 Transformador trifásico 45 kVA / 13,2 kV un 2 214 428,00

A figura 5.7 representa o percentual equivalente de cada material para a

composição final do custo da obra de uma RDA executada com cabo nu 185 mm2.

RDA - CABO UTILIZADO: NU 185mm2

OUTROS MAT.137,01

9%

CABO335,1423%

CRUZETA + ISOLADORES115,24

8%

CF + PR72,365%POSTES

374,0826%


c

99

Figura 5.7 – RDA com cabo 185 mm2: Participação percentual dos materiais


A tabela 5.8 apresenta a relação de materiais referentes à construção da RDC

com cabo protegido 35 mm2.

Tabela 5.8 – Relação de materiais da RDC com cabo protegido 35 mm2


N° Descrição Unid Quant pu Unit pu Total 1 Alça de estai 6,4 mm2 un 8 0,07 0,56 2 Arruela quadrada un 62 0,01 0,62 3 Braço anti-balanço com espaçador, 15 kV un 3 0,68 2,04 4 Braço tipo L para rede compacta un 3 1,07 3,21 5 Cabo de alumínio coberto 35 mm2 / 15 kV m 1260 0,18 226,80 6 Cabo de cobre protegido 16 mm2 /15 kV m 39 0,21 8,19 7 Chave-fusível 15 kV un 9 4,32 38,88 8 Cobertura protetora 15 kV un 9 3,57 32,13 9 Conector cunha 16 mm2 un 4 0,19 0,76 10 Conector cunha 35 mm2 un 9 0,95 8,55 11 Conector cunha tipo III un 3 0,07 0,21 12 Conector de linha-viva 25 a 95 mm2 un 15 0,88 13,20 13 Conector terminal de compressão 16 mm2 un 24 0,29 6,96 14 Conector terminal de compressão 35 mm2 un 3 0,2 0,60 15 Cordoalha de aço 6,4 mm2 kg 76,36 0,43 32,83 16 Cruzeta de concreto retangular 250 daN un 5 1,88 9,40 17 Elo-fusível 500mm, 3A tipo H un 9 0,09 0,81 18 Espaçador losangular c/ anel de amarração un 56 0,88 49,28 19 Estribo derivação para cabo 35 mm2 un 12 0,52 6,24 20 Estribo para espaçador losangular un 3 0,16 0,48 21 Fio de aço-cobre 16 mm2 kg 3,13 1,05 3,29 22 Fio de alumínio coberto para amarração m 1,5 0,11 0,17 23 Fixador de perfil U un 7 0,47 3,29 24 Gancho-olhal un 24 0,17 4,08 25 Grampo âncora, para cabo 35 mm2 XLPE un 24 1,24 29,76 26 Haste de aterramento em aço-cobre 16 mm2 un 6 1,09 6,54 27 Isolador ancoragem bastão polim. 13,8 kV un 24 2,71 65,04 28 Isolador tipo pilar 15 kV un 3 2,35 7,05 29 Isolador universal polimérico 15 kV un 1 1,32 1,32 30 Laço de topo 35 mm2 un 3 0,03 0,09 31 Manilha-sapatilha un 24 0,29 6,96 32 Mão francesa plana 619 mm un 10 0,29 2,90 33 Parafuso cabeça abaulada 45 mm un 24 0,05 1,20 34 Parafuso cabeça quadrada 125 mm un 12 0,08 0,96

100

35 Parafuso cabeça quadrada 200 mm un 15 0,1 1,50 36 Parafuso cabeça quadrada 250 mm un 5 0,11 0,55 37 Parafuso cabeça quadrada 300 mm un 3 0,13 0,39 38 Parafuso rosca dupla 150 mm un 16 0,13 2,08 39 Parafuso rosca dupla 250 mm un 8 0,19 1,52 40 Parafuso rosca dupla 300 mm un 7 0,22 1,54 41 Pára-raios polimérico 15 kV un 6 5,58 33,48 42 Perfil U para rede compacta un 7 2,43 17,01 43 Pino auto-travante 140 mm un 3 0,16 0,48 44 Pó para solda exotérmica 32 g un 6 0,11 0,66 45 Porca-olhal un 32 0,12 3,84 46 Poste duplo T tipo B / 600 / 12 m un 7 37,73 264,11 47 Protetor de bucha de transformador 15 kV un 6 0,34 2,04 48 Sapatilha un 8 0,05 0,40 49 Suporte para transformador 195 x 100 mm un 4 2,74 10,96 50 Suporte tipo L p/ chave-fusível e pára-raio un 15 0,59 8,85 51 Transformador trifásico 45 kVA / 13,2 kV un 2 214 428,00

A figura 5.8 representa graficamente o percentual equivalente de cada material

para a composição final do custo da obra de uma RDC executada com cabo

protegido 35 mm2.

RDC - CABO UTILIZADO: XLPE 35mm2


OUTROS MAT.212,7616%

CABO226,8017%

COBERTURA PROTETORA

32,132%

CORDOALHA32,832%

CF + PR72,365%

POSTES264,1120%


Figura 5.8 – RDC com cabo 35 mm2: Participação percentual dos materiais


101

A tabela 5.9 apresenta a relação de materiais referentes à construção da RDC

com cabo protegido 185 mm2.

Tabela 5.9 – Relação de materiais da RDC com cabo protegido 185 mm2


N° Descrição Unid Quant pu Unit pu Total 1 Alça de estai 6,4 mm2 un 4 0,07 0,28 2 Alça de estai 9,5 mm2 un 4 0,26 1,04 3 Arruela quadrada un 65 0,01 0,65 4 Braço anti-balanço com espaçador 15 kV un 3 0,68 2,04 5 Braço tipo L para rede compacta un 3 1,07 3,21 6 Cabo de alumínio coberto 185 mm2 / 15 kV m 1260 0,38 478,80 7 Cabo de cobre protegido 16 mm2 / 15 kV m 50 0,21 10,50 8 Chave-fusível 15 kV un 9 4,32 38,88 9 Cobertura protetora 15 kV un 9 3,57 32,13 10 Conector cunha 185 mm2 un 9 1,52 13,68 11 Conector cunha 70 mm2 un 3 0,38 1,14 12 Conector cunha tipo III un 4 0,07 0,28 13 Conector de linha-viva 25 a 95 mm2 un 15 0,88 13,20 14 Conector terminal de compressão 16 mm2 un 31 0,29 8,99 15 Conector terminal de compressão 35 mm2 un 3 0,2 0,60 16 Cordoalha de aço 6,4 mm2 kg 76,36 0,43 32,83 17 Cruzeta de concreto retangular 250 daN un 6 1,88 11,28 18 Elo-fusível 500mm, 3A tipo H un 9 0,09 0,81 19 Espaçador losangular c/ anel de amarração un 48 0,88 42,24 20 Estribo derivação p/ cabo 185 mm2 un 12 0,7 8,40 21 Estribo derivação para cabo 35 mm2 un 3 0,52 1,56 22 Estribo para espaçador losangular un 3 0,16 0,48 23 Fio de aço-cobre 16 mm2 kg 3,13 1,05 3,29 24 Fio de alumínio coberto para amarração m 1,5 0,11 0,17 25 Fixador de perfil U un 7 0,47 3,29 26 Gancho-olhal un 24 0,17 4,08 27 Grampo âncora, para cabo 185 mm2 / 15 kV un 12 1,32 15,84 28 Grampo âncora, para cabo 35 mm2 / 15 kV un 12 1,24 14,88 29 Haste de aterramento em aço-cobre 16 mm2 un 6 1,09 6,54 30 Isolador ancoragem bastão polim. 13,8 kV un 24 2,71 65,04 31 Isolador tipo pilar 15 kV un 3 2,35 7,05 32 Isolador universal polimérico 15 kV un 1 1,32 1,32 33 Laço de topo 185 mm2 un 3 0,06 0,18 34 Manilha-sapatilha un 24 0,29 6,96 35 Mão francesa plana 619 mm un 12 0,29 3,48 36 Parafuso cabeça abaulada 45 mm un 32 0,05 1,60

102

37 Parafuso cabeça quadrada 125 mm un 14 0,08 1,12 38 Parafuso cabeça quadrada 200 mm un 15 0,1 1,50 39 Parafuso cabeça quadrada 250 mm un 4 0,11 0,44 40 Parafuso cabeça quadrada 300 mm un 4 0,13 0,52 41 Parafuso rosca dupla 150 mm un 16 0,13 2,08 42 Parafuso rosca dupla 250 mm un 10 0,19 1,90 43 Parafuso rosca dupla 300 mm un 6 0,22 1,32 44 Pára-raios polimérico 15 kV un 6 5,58 33,48 45 Perfil U para rede compacta un 7 2,43 17,01 46 Pino auto-travante 140 mm un 3 0,16 0,48 47 Pó para solda exotérmica 32 g un 6 0,11 0,66 48 Porca-olhal un 32 0,12 3,84 49 Poste duplo T tipo B-1,5 / 1000 / 12 m un 7 53,44 374,08 50 Protetor de bucha de transformador 15 kV un 6 0,34 2,04 51 Sapatilha un 8 0,05 0,40 52 Suporte para transformador 195 x 100 mm un 4 2,74 10,96 53 Suporte tipo L p/ chave-fusível e pára-raio un 15 0,59 8,85 54 Transformador trifásico 45 kVA / 13,2 kV un 2 214 428,00

A figura 5.9 representa o percentual equivalente de cada material para a

composição final do custo da obra da RDC executada com cabo protegido 185 mm2.

RDC - CABO UTILIZADO: XLPE 185mm2


COBERTURA PROTETORA

32,132%

POSTES374,0822%

CORDOALHA32,832%

CF + PR72,364%

CABO478,8027%

OUTROS MAT.222,5213%TRANSFORMADORES

428,0025%

Figura 5.9 – RDC com cabo 185 mm2: Participação percentual dos materiais


103

Considerando o mesmo projeto, mas alterando sua configuração de RDA

para RDC, notamos algumas diferenças no valor do custo de materiais para a execução

da obra. Porém, os materiais que antes se diferenciaram como sendo os mais caros

continuam destacando-se na RDC.

A diferença de custo entre o cabo nu de seção 35 mm2 e o cabo protegido de

seção 35 mm2 é notória, uma vez que o primeiro apresentou custo total de 84,57 pu,

conforme a tabela 5.6, e o último 226,80 pu, conforme a tabela 5.8. Isto é, o cabo

protegido de mesma bitola custa aproximadamente 2,7 vezes mais que o cabo nu.

A diferença entre o cabo nu de seção 185 mm2 e o cabo protegido de

seção 185 mm2 não ocorreu na mesma proporção que a anterior, onde se obteve custo

para o primeiro de 335,14 pu, conforme a tabela 5.7, e para o segundo igual

a 478,80 pu, conforme a tabela 5.9, evidenciando que o cabo protegido nesta bitola

custa cerca de 1,5 vezes mais que o cabo nu.

Através da figura 5.10, pode-se notar a diferença entre os custos totais, gerados

pelos materiais aplicados à cada configuração de rede projetada.

TOTAL MATERIAIS

1351,81

1087,83

1461,83

1725,42

0,00

200,00

400,00

600,00

800,00

1000,00

1200,00

1400,00

1600,00

1800,00

2000,00

CA

BO

NU

35m

m2

CA

BO

PR

OTE

GID

O35

mm

2

CA

BO

NU

185m

m2

CA

BO

PR

OTE

GID

O18

5mm

2

CABO UTILIZADO

VALO

R TO

TAL

(pu)

c

Figura 5.10 – Custo total para os materiais aplicados aos projetos de RDA e RDC


104

5.4 CUSTO TOTAL DO PROJETO

A figura 5.11 apresenta os custos totais para cada configuração do projeto

desenvolvido, em função do cabo utilizado. Nota-se que a RDC projetada com cabo de

seção nominal 35 mm2 apresenta um custo de aproximadamente 1,27 vezes o valor

daquele apresentado à configuração de RDA. Para o caso da RDC projetada com cabo

de seção 185 mm2, esta apresenta um custo de aproximadamente 1,23 vezes o valor

daquele obtido com a configuração de RDA. Isto significa que a RDC possui um custo

para implantação de 23 à 27% acima do custo de execução da RDA.

Estes valores apresentam um decréscimo com relação aos valores praticados no

ano de 2001. De acordo com Velasco (2003), no ano de 2001 o valor de implantação

para a RDA, utilizando-se cabo de seção nominal 35 mm2, apresentava-se

como 3,13 vezes maior que o praticado para a RDC. Da mesma forma, quando utilizado

o cabo de seção nominal 185 mm2, o valor para a implantação da RDA apresentava-se

como 2,52 vezes maior que o praticado para a RDC.

CUSTO TOTAL DO PROJETO: TAREFAS + MATERIAIS

1648,32 1710,63

1290,86

2117,81

0,00

500,00

1000,00

1500,00

2000,00

2500,00

CAB

O N

U 3

5mm

2

CAB

OPR

OTE

GID

O35

mm

2

CAB

O N

U18

5mm

2

CAB

OPR

OTE

GID

O18

5mm

2

CABO UTILIZADO

VALO

R T

OTA

L (p

u)

Figura 5.11 – Custo total para implantação dos projetos de RDA e RDC


105

A figura 5.12 apresenta a comparação entre os totais de material e tarefas

aplicadas às diferentes configurações de projetadas. O aumento do custo de materiais

percebido é gerado basicamente pela variação do tipo de cabo utilizado em cada

configuração. O tipo de cabo determina a utilização de materiais compatíveis para

sua fixação.

COMPARAÇÃO DE CUSTO: TAREFAS x MATERIAIS

392,39248,80296,51

203,03

1725,42

1461,831351,81

1087,83

0,00

200,00

400,00

600,00

800,00

1000,00

1200,00

1400,00

1600,00

1800,00

2000,00

VAL

OR

TO

TAL

(pu)

TAREFAS 203,03 296,51 248,80 392,39

MATERIAIS 1087,83 1351,81 1461,83 1725,42

CABO NU 35mm2CABO

PROTEGIDO 35mm2

CABO NU 185mm2CABO

PROTEGIDO 185mm2

Figura 5.12 – Comparativo: Total de materiais e tarefas para as redes projetadas


Na maior parte das obras o valor do material aplicado em sua construção

representa cerca de 80% do valor total para a implantação da rede de distribuição,

fazendo com que as tarefas representem apenas 20% deste total. Isto é o que acontece

com as obras da COPEL e provavelmente seja a realidade de outras concessionárias do

ramo.

106

À medida que aumenta a seção nominal do cabo utilizado assim como seu

tipo, nu ou protegido, o custo total das tarefas eleva-se. Através da figura 5.13 é

possível visualizar esta variação.

Destaca-se também que qualquer das configurações, RDA ou RDC, projetadas

com cabo de seção 185 mm2, possuem custo total superior às configurações que

utilizam cabo de seção 35 mm2. Esta diferença ocorre principalmente pelo fato de que o

cabo de seção 185 mm2 necessita de estruturas mais reforçadas para suportá-lo, devido

ao seu peso ser superior ao do cabo de seção 35 mm2.

VARIAÇÃO DO CUSTO FINAL

1290,86

1648,321710,63

2117,81

0,00

500,00

1000,00

1500,00

2000,00

2500,00

VALO

R TO

TAL

(pu)

CUSTO FINAL 1290,86 1648,32 1710,63 2117,81

CABO NU 35mm2

CABO PROT. 35mm2

CABO NU 185mm2

CABO PROT. 185mm2

Figura 5.13 – Variação do custo final para as configurações de RDA e RDC


Considerando que alimentadores urbanos, em sua maioria, são constituídos por

cabos de seção 35mm2 e 185mm2 ao longo de sua extensão, pode-se apresentar para a

implantação da rede de distribuição convencional (RDA) e também para a implantação

da rede de distribuição compacta protegida (RDC) valores médios iguais a 3573,21 pu

e 4497,78 pu, respectivamente. A tabela 5.10 apresenta os valores de custo em pu/km

para a implantação de cada configuração de RDA e RDC.

107

Tabela 5.10 – Custo em pu / quilômetro para as configurações de RDA e RDC


Configuração Cabo utilizado Custo (pu/km)

RDA nu 35 mm2 3073,48

RDA nu 185 mm2 4072,93

RDC protegido 35 mm2 3938,86

RDC protegido 185 mm2 5056,69

Neste capítulo pudemos verificar que os custos de implementação da RDC não

são muito elevados em relação à RDA, correspondendo em média 40% a mais.

Entretanto, os benefícios são elevados, pois os custos da RDA com manutenções

corretivas são muito maiores que os custos da RDC.

108

6. CONCLUSÕES FINAIS

Vivemos numa época em que o desenvolvimento tecnológico chegou a

patamares elevados, e que diariamente apresenta novidades. Depois de alcançar tal

evolução, a sociedade representada pelas autoridades passou a exigir, além de

aprimoramento tecnológico constante, cuidados com o meio ambiente e maiores índices

de qualidade em produtos e serviços, tudo isto aliado ao menor custo possível. A idéia

de se fazer um estudo comparativo técnico-econômico entre redes de distribuição

convencional e compacta protegida, vem ao encontro destas necessidades.

Como pôde ser visto ao longo do trabalho, a utilização da RDC traz inúmeros

benefícios ao sistema de distribuição de energia elétrica. Um dos principais benefícios

proporcionados através da utilização da RDC é a preservação ecológica, pois como

ficou demonstrado, as agressões ao meio ambiente são consideravelmente minimizadas

uma vez que ocorre a diminuição do túnel de poda em função da não utilização da

poda em V.

Outro ponto que se pode destacar é a preservação da imagem da

concessionária. Fica evidente que através dos índices de FEC a qualidade do

atendimento aos consumidores em um alimentador composto por RDC é superior

quando comparado aos índices encontrados em alimentadores que utilizam a RDA.

Conforme demonstrado, o alimentador caracterizado como RDC, o sistema

permanece muito mais tempo disponibilizando energia aos consumidores e, ao mesmo

tempo, permite que a concessionária continue vendendo energia ininterruptamente.

Quanto à manutenção, pode-se constatar que o ganho é bastante significativo

através da comparação do custo total de manutenção por quilômetro entre os

alimentadores Afonso Botelho e Argentina. No primeiro alimentador, cuja parte de sua

extensão é composta por RDC, verifica-se para este um custo de manutenção

aproximadamente 46% menor que o custo do segundo alimentador, cuja extensão

possui 100% de características da rede RDA.

Outro aspecto positivo encontrado na RDC é sua utilização em áreas de

vandalismo. Conforme se verifica no estudo, a média do índice FEC após a implantação

da RDC, é reduzido de 77,7% do valor total médio obtido antes da implantação da

mesma.

109

Pode-se comprovar também a eficácia da RDC através dos índices encontrados

em alimentadores especiais ou expressos, pois os índices de FEC apresentados para

estes são próximos de zero.

Através da análise de um projeto contendo várias estruturas utilizadas em uma

rede de distribuição aérea, tanto na configuração de RDA quanto de RDC, porém de

mesmo traçado e extensão é possível observar que o custo para implantação de

uma RDC é cerca de 23 a 27% maior que o custo de implantação de uma RDA.

Verifica-se também que o custo total da obra eleva-se em função do aumento da

seção do cabo utilizado, dependendo diretamente também do seu tipo, nu ou protegido.

Ainda, pode-se constatar que realmente o valor dos materiais reflete cerca

de 80% do valor total de implantação da rede de distribuição e que isto independe de

sua topologia, isto é, a rede de distribuição pode ser RDA ou RDC, mas o determinante

de seu custo final será o valor atribuído aos materiais.

Com o passar do tempo, no período compreendido entre os anos de 2001 e 2006,

o custo para implantação de uma RDC tem decrescido sensivelmente em função de

fatores como a redução no custo dos cabos protegidos e o aumento da experiência de

pessoas em sua implantação. Isto é crucial para que a RDC perca o estigma de inviável,

tornando possível sua expansão em larga escala no atual sistema de distribuição de

energia elétrica.

Através da média de custos despendidos em manutenção no período de 2003 a

2006, verifica-se que para a RDA e a rede mista, constituída por RDA e RDC, foram

gastos anualmente cerca de 86,85 pu/km e 59,53 pu/km, respectivamente.

Deixa-se como sugestão para a futura continuidade deste trabalho uma análise

econômica envolvendo fatores como: os custos em pu/km encontrados para implantação

e manutenção, a depreciação da rede e a energia não vendida durante o desligamento.

110

REFERÊNCIAS

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Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica (DNAEE), Portaria n°163/93, Disponível em: <http://www.aneel.gov.br>, Acesso em 28.10.2006

Diário Oficial da União (DOU). Presidência da República. Imprensa Nacional. 25 de janeiro de 2006. Disponível em: <http://www.in.gov.br/imprensa/jsp/pesquisa.jsp>, Acesso em 28.10.2006

DIAS, Evaldo Baldin. Avaliação de indicadores de continuidade e seu impacto no planejamento de sistemas de distribuição. 159f. Dissertação (Mestrado em Engenharia Elétrica) - Universidade de São Paulo, São Paulo, 2002.

História da COPEL. Companhia Paranaense De Energia (COPEL). Disponível em: <http://www.copel.com>, Acesso em 21.10.2006

LINERO, Luiz Eduardo, et alli. Fatores de influência na compatibilidade de cabos protegidos, isoladores e acessórios utilizados em redes aéreas compactas de distribuição de energia elétrica, sob condições de multiestressamento. Curitiba: [s.n.], 2003.

MOURA, Ronald Rolim de. Avaliação da utilização de indicadores de desempenho como suporte ao gerenciamento estratégico de uma empresa: um estudo de caso em uma empresa distribuidora de energia elétrica. 155f. Dissertação (Mestrado em Administração) - Universidade Federal do Rio Grande do Sul, Porto Alegre, 2002.

OLESKOVICZ, Mário. Qualidade da energia - fundamentos básicos. São Paulo: Universidade de São Paulo, Escola de Engenharia de São Carlos, 2004. 129f. Apostila.

Planejamento, programa anual, supervisão e controle da manutenção. Manual de Instruções Técnicas da COPEL (MIT). Versão 01. [SL], abril de 1998.

Presidência da República. Casa Civil. Subchefia para Assuntos Jurídicos, Lei Federal n°8.078, de 11 de setembro de 1990. Disponível em: <http://www.planalto.gov.br/ccivil/leis/L8078.html>, Acesso em 28.10.2006

111

Procedimentos de manutenção em rede compacta. Manual de Instruções Técnicas da COPEL (MIT). Versão 00. [SL], fevereiro de 1998.

Procedimentos de Poda de Árvores. Manual de Instruções Técnicas da COPEL (MIT). Versão 00. [SL], julho de 2006.

SARDETO, Edson. Avaliação técnica, econômica e de impacto ambiental da implantação das redes compactas protegidas em Maringá. 85f. Monografia (Pós-Graduação em Gestão Técnica de Concessionárias de Energia Elétrica) – Departamento de Hidráulica e saneamento. Setor de Tecnologia. Universidade Federal do Paraná, Curitiba, 1999.

SPERANDIO, Maurício et ali. IX Simpósio de especialistas em planejamento da operação e expansão elétrica: Revisão dos critérios para agrupamentos de conjuntos consumidores de energia elétrica. Rio de janeiro, 23 a 27 de maio de 2004.

TANURE, J. E. P. S. e de Carvalho, E.B. Regulação por comparação de desempenho para o estabelecimento de metas de continuidade de fornecimento. Anais do XIV seminário nacional de distribuição de energia elétrica. Foz do Iguaçu, 2000.

Terminologia do sistema elétrico de distribuição. Manual de Instruções Técnicas da COPEL (MIT). [SL], dezembro de 1997.

THEOTÔNIO, Rodrigo da Cunha Rocha. Princípios de Análise da Reforma do Setor Elétrico: Um Estudo Comparativo. Florianópolis, 1999.

VELASCO, Giuliana Del Nero. Arborização viária x sistemas de distribuição de energia elétrica: avaliação dos custos, estudo das podas e levantamento de problemas fitotécnicos. 2003. 94f. Dissertação (Mestrado em Agronomia) - Universidade de São Paulo, Escola Superior de Agricultura “Luiz de Queiroz”, São Paulo, 2003.

112

APÊNDICE A

A.1 ASPECTOS CONSTRUTIVOS DA RDA

A.1.1 POSTES

No início da instalação das redes de distribuição os postes de madeira tratada

foram largamente utilizados, porém com o passar do tempo e a evolução da engenharia

civil, surgiram os postes de concreto circulares apresentando como vantagem uma

resistência superior à dos postes de madeira, além de poderem ser confeccionados de

forma rápida, não precisando de beneficiamento, e ainda não sofrerem com o

apodrecimento de sua base. O poste circular, devido à sua formação geométrica,

possibilita oferece grande praticidade nas estruturas que necessitam de deflexão

horizontal, mas sua estrutura composta por barras de aço encarece sua confecção.

Com o intuito de se conseguir outro poste com características semelhantes,

porém com custos reduzidos foi criado, então, o poste de seção duplo T. Este não possui

a mesma flexibilidade como o poste circular em estruturas com deflexão assim como

não possui a mesma resistência mecânica tanto contra abalroamentos como para a

própria tração exercida pelos cabos. Porém, responde satisfatoriamente às necessidades

das concessionárias na montagem de redes de distribuição sendo, então, largamente

utilizado. Novas tecnologias estão sendo desenvolvidas com o intuito de baratear ainda

mais as obras e torná-las mais fáceis de serem executadas. Prova disto é o

desenvolvimento dos postes e cruzetas de material polimérico ou de fibra de

vidro. A tabela A.1 apresenta os tipos de poste seção duplo T comumente utilizados

na RDA.

Tabela A.1 – Tipos de postes de seção duplo T usuais

TIPO / CARGA NOMINAL (daN)

ALTURA (m)

D150 10,5 B300 10,5 B300 12,0 B600 10,5 B600 12,0

B-1,5 1000 10,5

113

A.1.2 ISOLADORES

A.1.2.1 ISOLADOR PILAR

A utilização dos isoladores tipo pilar faz parte da aplicação de novas tecnologias,

devido à evolução de materiais mais modernos, os quais oferecem melhor desempenho

das redes elétricas, resultando em uma menor relação custo/benefício e melhorando os

índices de qualidade. Este tipo de isolador é aplicado nas redes de distribuição de média

tensão localizadas em ambientes urbanos ou rurais, agressivos e não agressivos,

variando somente no tamanho conforme o nível de isolamento.

Os isoladores tipo pilar são maciços e podem ser constituídos de porcelana ou

material polimérico. Apresentam a característica de suportar maiores esforços

mecânicos e de serem imperfuráveis eletricamente, evitando a maior fonte de defeitos

verificados nos isoladores de pino convencionais que é a perfuração no leito do

condutor, de difícil detecção. Este tipo de isolador está apresentado na figura A.1.

Figura A.1 – Isolador tipo pilar

Fonte: Os autores

A.1.2.2 ISOLADOR DE ANCORAGEM

As cadeias de isoladores de disco devem suportar grande impulso atmosférico, a

fim de serem compatíveis com os isoladores tipo Pilar. São utilizadas em ambientes

tanto agressivos quanto não agressivos. O isolador de ancoragem tipo bastão tem

melhor desempenho frente a vandalismos que uma correspondente cadeia de isoladores

114

de disco de vidro ou porcelana. Por outro lado, em pontos sujeitos à poluição

acentuada (ambientes agressivos) deve-se dar preferência à cadeia de isoladores de

disco de vidro temperado ou porcelana, pois possuem maior distância de escoamento

que os isoladores de ancoragem tipo bastão, além de maior suportabilidade de corrente

de fuga superficial. Com intuito de aumentar à distância de escoamento, adota-se

comumente na tensão de 13,8 kV a utilização deste acessório com capacidade de

isolação superior. Na figura A.2 podemos verificar o isolador de ancoragem tipo

polimérico.

Figura A.2 – Isolador de ancoragem polimérico

Fonte: Os autores

A.1.3 PROTEÇÃO CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS

A.1.3.1 PÁRA-RAIOS

Devido ao fato da RDA estar exposta a impulsos atmosféricos, deve-se aplicar

maior quantidade de pára-raios ao longo desta junto a equipamentos, tais como chaves e

transformadores.

O pára-raio deve ser provido de desligador automático para que na eventual

ocorrência de defeito elétrico do pára-raio, este dispositivo possibilite o desligamento

rápido e automático do terminal de aterramento, desativando e garantido a continuidade

de serviço da rede, além de possibilitar com facilidade a visualização da unidade

defeituosa.

A montagem preferencial dos pára-raios em estruturas que possuam

transformadores de distribuição é que sejam instalados no tanque destes. Esta instalação

é mais compacta e simples, apresenta menor custo e principalmente proporciona ao

115

transformador maior proteção mediante surtos de tensão na rede de

distribuição. A figura A.3 apresenta o pára-raios utilizado na RDA.

Figura A.3 – Pára-raio de distribuição

Fonte: Os autores

A.1.4 ESTRUTURAS DE SUSTENTAÇÃO

A.1.4.1 CRUZETAS

As cruzetas devem ser dimensionadas para que sejam aplicados esforços

nominais a seu eixo e também esforços laterais em isoladores tipo pilar, com capacidade

de 250 daN. Atualmente a predominância das cruzetas é do tipo concreto

retangular (CCR), mas ainda existem estruturas menos recentes que utilizam cruzetas de

concreto tipo T ou até mesmo cruzetas de madeira.

Cruzetas constituídas de material polimérico ou de fibra de vidro também são

aplicadas, porém ainda em período de testes. A figura A.4 apresenta a cruzeta do tipo

CCR.

CRUZETA DE CNCRETO RETANGULAR

MÃO FRANCESA PLANA

Figura A.4 – Cruzeta de concreto retangular

Fonte: Os autores

116

A.1.5 ACESSÓRIOS

A.1.5.1 LAÇOS PRÉ-FORMADOS

Os laços pré-formados são largamente utilizados em cabos de alumínio (CA),

cabos de alumínio com alma de aço (CAA) e cabos de cobre, para a fixação destes nos

isoladores com estruturas do tipo passantes ou com pequenas deflexões. A figura A.5

apresenta o laço pré-formado.

Figura A.5 – Laço pré-formado

Fonte: Os autores

A.1.5.2 ALÇAS PRÉ-FORMADAS

As alças pré-formadas possuem a mesma aplicação dos laços diferindo na

função que é a fixação destes nos isoladores com estruturas de ancoragem. Seu aspecto

é representado na figura A.6.

Figura A.6 – Alça pré-formada

Fonte: Os autores

117

A.1.5.3 CONECTORES

Devido a grande incidência de má conexão em cruzamentos aéreos da RDA, foi

desenvolvido um novo tipo de conector para melhorar a qualidade do fornecimento de

energia. Abandonados os antigos conectores paralelos adotou-se somente conectores de

derivação tipo cunha, a fim de se conseguir melhorar a conexão entre os cabos. A

figura A.7 apresenta o conector cunha.

Figura A.7 – Conector tipo cunha

Fonte: Os autores

Na confecção de cruzamentos aéreos a correta aplicação destes conectores é

fundamental, pois assim não permitem que este tipo de montagem afrouxe com o tempo

ocasionando curtos-circuitos na rede de distribuição. O aspecto de um cruzamento aéreo

da RDA é demonstrado na figura A.8.

Figura A.8 – Cruzamento aéreo

Fonte: Os autores

118

A.1.5.4 GRAMPO DE LINHA VIVA

Nos trechos de RDA que necessitam freqüente conexão e desconexão de cabos,

são utilizados os grampos de linha viva. São aplicados em derivações de ramais, para

alimentação de transformadores e outros equipamentos pertinentes ao sistema quando

não há necessidade da utilização de chaves. Este conector auxilia também para a

agilização de ligações temporárias, onde o tempo de execução deve ser

extremamente curto.

A.1.5.5 ADAPTADOR ESTRIBO

Este acessório quando fixado nos cabos da RDA, permite que se crie um ponto

de conexão para a conexão do grampo de linha viva. A figura A.9 apresenta o

adaptador estribo.

Figura A.9 – Adaptador Estribo

Fonte: Os autores

119

A.1.6 CABOS

Na RDA, são utilizados cabos do tipo CA e CAA. Nos casos em que a atmosfera

do local apresente-se agressiva para o cabo, este deverá ser de cobre, como no litoral, ou

possuir cobertura especial. Os cabos tipo CA comumente utilizados apresentam-se nas

bitolas 35 mm2, 70 mm2, 120 mm2 e 185 mm2. Por outro lado, os cabos tipo CAA são

usados na bitola de 16 mm2. A figura A.10 ilustra o cabo de alumínio nu tipo CA.

Figura A.10 – Cabo de alumínio nu

Fonte: Os autores

A.1.7 TIPOS DE ESTRUTURAS DA RDA

A.1.7.1 ESTRUTURAS N3

A estrutura N3 é de ancoragem simples e composta por cruzeta, isolador de

ancoragem, podendo no caso de equipamentos conter pára-raios e conector derivação

tipo estribo. Esta estrutura pode ser montada através de uma ou duas cruzetas,

dependendo da complexidade da montagem, conforme ilustra a figura A.11.

Figura A.11 – Estrutura N3

Fonte: Os autores

120


A estrutura N4 é de ancoragem dupla, semelhante à estrutura N3, utilizada em

montagens que exigem deflexões angulares tanto verticais como horizontais ou em

casos de mudança de bitola. A figura A.12 apresenta a estrutura N4.


Fonte: Os autores

A.1.7.3 ESTRUTURAS DN3

A estrutura DN3 é uma estrutura com derivação de ancoragem utilizada para

mudanças de direção da rede, geralmente com ângulo de 90°. A figura A.13 apresenta a

estrutura DN3.

Figura A.13 – Estrutura DN3

Fonte: Os autores

121

A.1.7.4 ESTRUTURAS N4CF

A estrutura tipo N4CF é denominada como corta circuito. É uma estrutura

voltada para instalação de CF’s (podendo ser extendida também à chaves faca e de

operação em carga) adequada para facilitar a manutenção e operação da rede Esta

montagem está apresentada na figura A.14.

Figura A.14 – Estrutura N4CF

Fonte: Os autores


A estrutura tipo N1 é passante, sendo que os cabos da rede permanecem

apoiados sobre isoladores tipo pilar. Esta estrutura permite pequenas angulações e,

devido à extensão da RDA, é a mais utilizada. Sua montagem é apresentada

na figura A.15.


Fonte: Os autores

122

A.1.7.6 ESTRUTURAS N1PR

Para a instalação de pára-raios ao longo da RDA, utiliza-se a estrutura

tipo N1PR. Esta foi criada para melhorar a proteção das redes contra sobretensões,

aumentando os pontos de escoamento à terra para as descargas

atmosféricas. A figura A.16 apresenta este tipo de estrutura.

Figura A.16 – Estrutura N1PR

Fonte: Os autores

A.1.7.7 ESTRUTURAS N1TTPRCF

A estrutura do tipo N1TTPRCF é utilizada para a montagem com transformador

e pára-raios na RDA, onde as CF’s e os PR’s assim como o transformador são montados

junto à uma estrutura tipo N1. A figura A.17 apresenta esta montagem.

Figura A.17 – Estrutura N1TTPRCF

Fonte: Os autores

123

A.1.7.8 AFASTAMENTOS MÍNIMOS NA ESTRUTURA

Os afastamentos são os mínimos permitidos para situações possíveis de ocorrer

numa construção da RDA. A distância mínima de trabalho é de 60 cm para a rede

de 13,8 kV.

A.2 ASPECTOS CONSTRUTIVOS DA RDC

A.2.1 POSTES

A RDC utiliza o mesmo posteamento utilizado na rede de distribuição

convencional (RDA). Apenas são utilizados suportes especiais para fixação quando faz-

se necessária a instalação da RDC em postes circulares, assim como é necessário usar

suportes de prolongamento quando o poste existente não apresenta a altura necessária

para instalação da estrutura.

Cuidados especiais devem ser tomados nas situações de ancoragem dos cabos

da RDC, pois estes apresentam valores acentuados de tração, exigindo que o poste seja

suficientemente resistente ao esforço. Caso isto não ocorra com o poste existente, este

deve ser trocado por um de maior resistência que atinja o desempenho esperado, de

acordo com projeto específico a ser realizado por pessoal especializado.

124

A.2.2 ISOLADORES

A.2.2.1 ISOLADORES TIPO PINO INCORPORADO

Os isoladores tipo pino incorporado são constituídos de material polimérico e

foram desenvolvidos para atender as necessidades da RDC, respeitando os afastamentos

mínimos necessários para operação. A figura A.18 ilustra o isolador de pino

incorporado.

ISOLADOR COM PINO INCORPORADO

Figura A.18 – Isolador com pino incorporado

Fonte: Os autores

A.2.3 PROTEÇÃO CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS

A.2.3.1 PÁRA-RAIOS

Na RDC é aplicado o mesmo tipo de pára-raios utilizado na RDA, porém dá-se

preferência em utilizar como padrão de montagem aqueles constituídos de material

polimérico, uma vez que quase 100% dos materiais utilizados na RDC são poliméricos.

125

A.2.4 ESTRUTURAS DE SUPORTAÇÃO

A.2.4.1 BRAÇO L

O braço L é usado para fixar cordoalhas de fios de aço zincado. Deve ser fixado

em postes de concreto armado do tipo duplo T através de parafusos, ou através de cintas

adaptadas no caso de poste circular. A figura A.19 apresenta o braço L.

Figura A.19 – Instalação do Braço L

Fonte: Os autores

A.2.4.2 BRAÇO ANTI-BALANÇO

O braço anti-balanço é próprio para a fixação dos espaçadores losangulares,

evitando-se a aproximação ou o distanciamento dos cabos cobertos junto às estruturas.

Este movimento se dá principalmente quando as estruturas estão expostas à ação dos

ventos que ocorrem normalmente em dias chuvosos. A figura A.20 apresenta o braço

anti-balanço e a figura A.21 apresenta sua instalação.

Figura A.20 – Braço Anti-Balanço

Fonte: Os autores

126

Figura A.21 – Ins

A.2.4.3 PERFIL U

O perfil U é utilizado

desnível ou em casos onde o

instalação da RDC. No primei

de duas mãos francesas. Já

do poste.

A.2.4.4 SUPORTE C

O suporte C é usado p

ângulos de até 90° utilizando-

suporte está apresentado na fig

F

BRAÇO ANTI-BALANÇO

talação do Braço Anti-Balanço na estrutura

Fonte: Os autores

como cruzeta ou como extensor de poste em regiões com

poste é existente e não possui altura suficiente para a

ro caso deve ser fixado diretamente ao poste com o apoio

no segundo caso deve ser fixado diretamente no topo

ara suportar os cabos fase em configuração triangular, em

se de isoladores poliméricos com pino incorporado. Este

ura A.22.

SUPORTE TIPO C

igura A.22 – Suporte tipo C

Fonte: Os autores

127

A.2.4.5 SUPORTE HORIZONTAL

O suporte horizontal é utilizado para suportar cabos fase sobre isoladores

poliméricos nas estruturas que utilizam estribos de modo a permitir maior estabilidade

dos mesmos. São usado também em estruturas de derivação de redes e para

transformadores autoprotegidos. Ao contrário do suporte L, o suporte horizontal permite

que os cabos fiquem dispostos de maneira paralela, ou seja, um ao lado do outro. Seu

aspecto está apresentado na figura A.23.

Figura A.23 – Suporte horizontal

Fonte: Os autores

A.2.5 ACESSÓRIOS

A.2.5.1 ESPAÇADORES

Os espaçadores verticais e losangulares para RDC são aplicados para suportar e

espaçar cabos na vertical, permitindo uma uniformidade na disposição da rede, bem

como possibilidade de manutenção Sua aplicação é essencial em cruzamentos

aéreos. A figura A.24 apresenta este espaçador.

128

Os espaça

partir de cada est

de no máximo

vão. Distâncias m

de rompimento d

representado na fi

ESPAÇADORVERTICAL

Figura A.24 – Espaçador vertical

Fonte: Os autores

dores losangulares dependurados em mensageiros são instalados a

rutura dispostos ao longo da RDC, mantendo um afastamento entre si

8 (oito) metros, distribuídos de forma eqüidistante ao longo do

enores podem ser utilizadas a fim de se aumentar a segurança em caso

os cabos cobertos, próximo aos espaçadores. Este espaçador está

gura A.25.

Figura A.25 – Espaçador losangular

Fonte: Os autores

129

A.2.5.2 COBERTURA PROTETORA

Estas coberturas são utilizadas para cobrir os estribos com seus respectivos

grampos de linha viva, a fim de manter a proteção da RDC evitando pontos descobertos

ao longo do cabo. A figura A.26 apresenta este equipamento.

Figura A.26 – Cobertura protetora

Fonte: Os autores

A.2.5.3 PROTETOR DE BUCHA

As buchas de MT dos transformadores de distribuição e os terminais de linha

dos pára-raios são protegidos por protetores de bucha. Estes propiciam à tais

equipamentos proteção elétrica e mecânica aos seus terminais. O protetor de bucha está

ilustrado na figura A.27.

Figura A.27 – Protetor de bucha

Fonte: Os autores

130

A.2.5.4 CORDOALHA

A cordoalha de fios de aço zincado é utilizada como mensageiro de cabos de

alumínio cobertos na RDC. Quando necessário, em função do tracionamento de cabos,

utiliza-se também esta cordoalha para estaiamento de postes. A figura A.28 ilustra

a RDC com a referida cordoalha (mensageiro).

S

ESPAÇADOR LOSANGULAR

Fig

A cordoalh

próximo ao meio

formado pelo me

espaçadores losan

cordoalha auxiliar

CABOS PROTEGIDO

CORDOALHA DE AÇO ZINCADO (MENSAGEIRO)

ura A.28 – Cordoalha de aço zincado (mensageiro)

Fonte: Os autores

a auxiliar de fios de aço zincado 6,5 mm é fixada ao mensageiro,

do vão, através de fixadores pré-formados para atenuar o ângulo

nsageiro e pelos cabos cobertos, evitando assim inclinação nos

gulares próximos a estas estruturas que necessitem de angulações. A

está indicada na figura A.29.

131

CORDOALHA DE AÇO ZINCADO (MENSAGEIRO)

CORDOALHA AUXILIAR

S

A.2.5.5

O

incorpor

curto-cir

circuito

tanque, a

A

equipam

manuten

apresent

CABOS PROTEGIDO

Figura A.29 – Cordoalha de aço zincado (auxiliar)

Fonte: Os autores

TRANSFORMADOR AUTOPROTEGIDO

s transformadores autoprotegidos fazem parte da topologia da RDC e

am componentes para proteção do sistema de distribuição contra sobrecargas e

cuito na rede secundária, falhas internas no transformador e sobretensões no

primário. Possuem fusível de MT e disjuntor de BT montados internamente ao

lém de pára-raios de MT montados em suportes soldados ao tanque.

pesar de seu custo ser mais elevado que o transformador convencional, este

ento proporciona grande vantagem em termos de execução de estruturas e

ção por necessitar de ferragens reduzidas para aplicação. A figura A.30

a o transformador autoprotegido.

DISJUNTOR DE PROTEÇÃO

Figura A.30 – transformador autoprotegido

Fonte: Os autores

132

A.2.6 CABOS PROTEGIDOS

Os cabos cobertos protegidos usados na RDC aplicam-se em substituição aos

cabos nus utilizados na RDA e são indicados para locais onde são constantes os

desligamentos causados por contatos de objetos estranhos à rede e, em locais onde se

necessita melhores índices de confiabilidade, segurança e otimização das instalações

elétricas. Estes locais geralmente são áreas de congestionamento de circuitos (saída de

subestação), áreas onde se exige um alto índice de confiabilidade devido as

características dos consumidores especiais, tais como hospitais, emissoras de televisão,

centros de processamento de dados, empresas altamente automatizadas e outros. Podem

ser áreas de condomínios fechados, quando houver exigência de áreas fechadas,

considerando os aspectos de segurança e confiabilidade assim como áreas que

necessitem de travessias de difícil acesso. Locais com densa arborização, áreas de difícil

convívio da RDA com as edificações e áreas com freqüentes ações de vandalismo,

também podem receber a aplicação deste tipo de cabo.

Como característica, o condutor nu deve ser de seção circular redonda normal ou

compactada, constituído por fios encordoados de alumínio (seções 35, 70 e 185 mm²) ou

cobre (seção 16 mm²). O cabo deve ser totalmente bloqueado contra a penetração

de água ao longo de todo o seu comprimento. A figura A.31 ilustra o cabo protegido.

Figura A.31 – Cabo protegido com capa em XLPE

Fonte: Os autores

133

A.2.7 TIPOS DE ESTRUTURAS DA RDC

A.2.7.1 ESTRUTURAS CA

A estrutura CA é do tipo passante e sua utilização é feita quando não ocorre

deflexão horizontal na RDC. Exige dois espaçadores losangulares espaçados no máximo

de oito metros, um de cada lado da estrutura. A figura A.32 apresenta tal estrutura.

Figura A.32 – Estrutura CA

Fonte: Os autores

A.2.7.2 ESTRUTURAS C1

A estrutura tipo C1 também é passante, acrescida do braço anti-balanço,

permitindo deflexão horizontal da RDC, tracionando ou comprimindo o referido braço

anti-balanço. Esta estrutura também exige dois espaçadores losangulares assim como na

estrutura tipo CA. A figura A.33 apresenta esta estrutura.

Figura A.33 – Estrutura C1

Fonte: Os autores

134

A.2.7.3 ESTRUTURAS CS

Sendo passante, a estrutura tipo CS é composta por braço L, suporte C e isolador

com pino universal. Permite deflexão máxima horizontal na RDC de quarenta e

cinco graus, flexionando os isoladores. A montagem desta estrutura está apresentada

na figura A.34.

Figura A.34 – Estrutura CS

Fonte: Os autores

A.2.7.4 ESTRUTURAS CH

A estrutura tipo CH é passante, com braço L, suporte horizontal e isolador com

pino universal, permitindo deflexão máxima horizontal na RDC de seis graus. É

utilizada em ligações de chaves fusíveis, oferecendo distância de segurança para

ligações. Esta estrutura está representada na figura A.35.

Figura A.35 – Estrutura CH

Fonte: Os autores

135


A estrutura C3 é de ancoragem simples, com isolador de ancoragem, mensageiro

fixado no poste, cabos cobertos em configuração triangular, podendo, no caso de

equipamentos, conter pára-raios. Esta estrutura exige um espaçador losangular instalado

a quatro metros de distância da estrutura. A figura A.36 apresenta esta estrutura.


Fonte: Os autores


A estrutura C4 é de ancoragem dupla, semelhante à estrutura C3, utilizada em

ângulos superiores a quinze graus ou em casos de mudança de bitola. Esta estrutura está

representada na figura A.37.


Fonte: Os autores

136

A.2.7.7 ESTRUTURAS D-C3

A estrutura D-C3 é uma estrutura com derivação de ancoragem, utilizada quando

é necessário um ângulo horizontal entre quarenta e cinco graus e noventa graus. A

montagem desta estrutura está apresentada na figura A.38.

Figura A.38 – Estrutura D-C3

Fonte: Os autores

A.2.7.8 ESTRUTURAS N3-C3

Esta estrutura é utilizada na transição da RDA para a RDC, sem pára-raios. A

existência de proteção até a segunda estrutura adjacente à estrutura de transição de

cabo nu para cabo protegido é necessária para a dispensa da instalação de pára-raios na

estrutura de transição. A figura A.39 apresenta esta estrutura.

Figura A.39 – Estrutura N3-C3

Fonte: Os autores

137

A.2.7.9 ESTRUTURAS C3-AP-PR

A estrutura do tipo C3-AP-PR é utilizada para a montagem com transformador

autoprotegido e pára-raios na RDC. Esta estrutura está representada na figura A.40.

Figura A.40 – Estrutura C3-AP-PR

Fonte: Os autores

A.2.7.10 ESTRUTURAS C4-CF

A estrutura tipo C4-CF é denominada corta circuito, sendo adequada para

instalação de CF’s, podendo ser extendida também a chaves faca e de operação em

carga diminuindo os custos de instalação e facilitando a manutenção. A montagem desta

estrutura está apresentada na figura A.41.

Figura A.41 – Estrutura C4-CF

Fonte: Os autores

138

A.2.7.11 ESTRUTURAS PR

Para a instalação de pára-raios ao longo da rede, utiliza-se a estrutura

tipo PR. Assim como na RDA, esta estrutura foi criada na tentativa de melhorar a

proteção da RDC contra sobretensões.

A.2.7.12 ESTRUTURAS PARA ATERRAMENTO TEMPORÁRIO

A estrutura para aterramento temporário é instalada ao longo da rede, possuindo

estribos de espera. Assim como na RDA, esta estrutura é utilizada para atender a

necessidade de manutenção em RDC energizada, que exigem pontos para instalação do

conjunto de aterramento temporário. Os conjuntos devem ser instalados no ponto de

trabalho ou em pontos que confinem o local de trabalho. A figura A.42 apresenta esta

estrutura.

Figura A.42 – Estribo de espera para aterramento temporário

Fonte: Os autores

A.2.7.13 AFASTAMENTOS NA ESTRUTURA

Os afastamentos são os mínimos permitidos para situações possíveis de ocorrer

numa construção de RDC. Neste tipo de rede de distribuição é possível instalar maior

número de circuitos num mesmo poste, sendo quatro no total, quando em comparação

à RDA, cuja capacidade máxima é de dois circuitos. Isto é um diferencial muito

importante no que diz respeito à ampliação de redes e ao custo envolvido, assim como a

praticidade e a rapidez de instalação para a execução de obras.

139

APÊNDICE B

B.1 OUTROS INDICADORES

Segundo Oleskovicz (2004), existem outros indicadores não menos importantes

a serem considerados pelas concessionárias de energia, com relação à qualidade dos

serviços prestados, em termos de fornecimento de energia elétrica, a todos os seus

consumidores.

B.1.1 DRP

Expressa o indicador individual referente à duração relativa das leituras de

tensão, nas faixas de tensão precárias, no período de observação definido, expresso em

percentual.

B.1.2 DRC

É o indicador individual referente à duração relativa das leituras de tensão, nas

faixas de tensão críticas, no período de observação definido, expresso em percentual.

B.1.3 ICC

Indica o percentual da amostra com transgressão de tensão crítica.

B.1.4 TMA

É a média do tempo de atendimento às reclamações dos consumidores. A coleta

e apuração desse indicador são definidas no contrato de concessão entre as

concessionárias de energia elétrica e a ANEEL.

140

B.2 INDICADORES DE ACOMPANHAMENTO

B.2.1 ÍNDICES DE CONTROLE

Através da avaliação de índices de controle, obtêm-se condições claras e

objetivas que permitem aprimorar o planejamento da manutenção para períodos futuros,

melhorando o desempenho da rede e conseqüentemente a qualidade no atendimento ao

consumidor MIT, (1998).

B.2.2 INSPEÇÃO

O índice de controle na inspeção, para a manutenção de redes de distribuição, é

obtido através da equação (B.1).

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛=

kmSDiDRI ou ⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛=

CSDiDRI (B.1)

Sendo:

DRI - Número médio de defeitos encontrados pela inspeção em cada

quilômetro de rede primária ou circuito de B.T.;

Di - Número de defeitos encontrados na inspeção (por alimentador ou chave);

km - Comprimento da rede primária inspecionada (por alimentador ou chave);

C - Número de circuitos de B.T. inspecionados.

B.2.3 MANUTENÇÃO

O índice de controle na manutenção de redes de distribuição é obtido através da

equação (B.2).

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛=

kmSDMiDRM ou ⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛=

CSDMiDRM (B.2)

Sendo:

DRM - Número médio de defeitos corrigidos preventivamente em cada

quilômetro de rede primária ou circuito de B.T.;

DMi - Número de defeitos eliminados pela manutenção preventiva;

141

km - Comprimento da rede primária manutenida (por alimentador ou chave);

C - Número de circuitos de B.T. inspecionados.

B.2.4 VERIFICAÇÃO

O índice de controle da verificação, para a manutenção de redes de

distribuição, é obtido através da equação (B.3).

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛=

kmSiALTFM (B.3)

Sendo:

TFM - Taxa de falha por quilômetro de rede primária, devido a causas

associadas com a manutenção preventiva;

iAL - Número de interrupções acidentais sustentadas, ocorridas na rede

primária devido a causas associadas a manutenção preventiva num

período considerado;

km - Comprimento total da rede primária.

A avaliação dos recursos aplicados consiste no levantamento dos gastos, seja

com materiais ou mão-de-obra, despendidos na inspeção do alimentador. Isto significa

que após o término dos serviços de inspeção, é possível quantificar o volume dos

recursos necessários à correção dos defeitos apontados.

Os defeitos apontados pela inspeção são corrigidos através das equipes de

manutenção. Com o banco de inspeção e os serviços das equipes de manutenção

arquivados é possível em qualquer tempo, ter o controle do que foi executado e do que

está pendente para execução, devidamente quantificado em termos monetários

(MIT, 1998).

Concluídos os serviços de manutenção da rede de distribuição, é possível, então

através de relatório, obter o total de recurso despendido em cada tarefa no que se refere

ao pessoal e material. Este recurso levantado ano a ano, quando comparado permite

conclusões sobre tendências de comportamento do alimentador, assim como possibilita

concluir-se sobre os recursos despendidos e os benefícios obtidos.

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