8 RESULTADOS

8.1 – Avaliação dos Termogramas

A avaliação do banco de dados de inspeções resultou na seleção de 13 (treze) termogramas de conectores para serem analisados neste trabalho, referentes a 9 (nove) subestações distintas da região metropolitana de BH. As informações relevantes a este estudo, retiradas dos relatórios, são mostradas na Tabela 8.1.

Há uma certa variabilidade de tipos de condutores e conectores, em configurações e tamanhos diversos, mostrada nos respectivos termogramas, Figuras 8.1 e 8.2.

Figura 8.1: Termogramas retirados dos relatórios de inspeção analisados 1

Figura 8.2: Termogramas retirados dos relatórios de inspeção analisados 2

Tabela 8.1: Dados dos Relatórios de Inspeção Selecionados

Tabela 8.2: Dados dos Termogramas Selecionados

8.2 Temperaturas e Incertezas

As temperaturas de cada conector foram recalculadas, segundo o modelo de Teixeira, utilizando o software IMT. Os resultados, mostrados na Figura 8.3, apontam para uma subestimativa, dada por uma diferença aproximada de 20º C entre os valores medidos na inspeção (T.Relat.) e aqueles determinados pelo software (T.IMT), fora inclusive da faixa de incerteza da medição. Tal diferença era esperada, dado que, na maioria dos casos, o valor de emissividade ε, considerado no relatório original, é maior do que o real. Entretanto, a sua magnitude é significativa, o quê impacta nos critérios atuais de decisão da concessionária.

Figura 8.3: Temperaturas dos conectores, recalculadas pelo modelo de Teixeira, comparadas às obtidas pela inspeção

A análise dos componentes de incerteza que mais influíram na determinação de cada temperatura é vista nas Figuras 8.4 e 8.5. De forma geral, esses resultados também concordam com a expectativa de ser, a emissividade, o principal fator influente (TEIXEIRA, 2012). No caso onde a temperatura do conector estava mais próxima da T_amb , a incerteza na determinação desse componente foi mais importante do que as demais (Figura 8.4a). E, nos casos onde a emissividade era elevada, devido ao uso de cobertura no conector (modificação da superfície), as incertezas intrínsecas (Intr) do instrumento tiveram relevante participação (Figuras 8.4e e 8.4f), inclusive sendo o fator preponderante, no caso da Figura 8.5b. Cabe ressaltar que as menores faixas de incerteza obtidas correspondem justamente a esses casos.

Figura 8.4: Contribuição de cada componente de incerteza para a incerteza total das temperaturas medidas 1

Figura 8.5: Contribuição de cada componente de incerteza para a incerteza total das temperaturas medidas 2

Figura 8.6: Contribuição de cada componente de incerteza para a incerteza total das temperaturas medidas 3

De acordo com a Equação (6.16b), p. 69, existem os componentes temperatura refletida T_refl e distância d além dos que foram mostrados nas Figuras 8.4, 8.5 e 8.6. Entretanto, suas influências nunca foram superiores a 0,3% para a incerteza total, evidenciando serem desprezíveis nas condições de medição praticadas e foram, portanto, omitidos dos gráficos. A Tabela 8.3 resume os dados numéricos dos gráficos citados e permite comparar os valores absolutos determinados para a incerteza de medição, mostrando que, nas superfícies nuas (ε=0,30), a incerteza média foi de 9° C, e onde havia cobertura (ε=0,90), foi 4× menor.

Tabela 8.3: Temperaturas e Incertezas dos Termogramas Selecionados

8.3 Resistências de Contato

Os resultados da estimativa das resistências de contato dos conectores, calculadas pela Equação (6.5), p. 65, estão mostrados na Figura 8.7, com as respectivas faixas de incerteza.

Figura 8.7: Resistências Elétricas de Contato calculadas pelo modelo de Ferreira

8.4 Aplicação do Histórico de Carregamento Elétrico

Com as resistências de contato determinadas, é possível agora estimar as temperaturas que o conector virá a atingir, dada a corrente elétrica imposta ao mesmo. As respetivas curvas anuais de corrente elétrica (carregamento) circulante em cada conector são mostradas nas Figuras 8.8 e 8.9, tendo sido obtidas das medições reais de corrente armazenadas, de 15 em 15 minutos, no banco de dados histórico da empresa. Notam-se alguns picos nas curvas; não é possível, sem um investigação detalhada, determinar se os picos podem ser atribuídos a sobrecargas momentâneas, ou a ruídos nos sistemas de medição (intrínsecos ou extrínsecos). Como sua duração, frente ao tempo total, é muito pequena, o efeito na temperatura calculada não é capaz de causar desvios importantes, portanto, pode-se considerá-los se tratando apenas de sobrecargas eventuais. Observam-se também alguns períodos significativos de carga baixa (ou até nula) nas Figuras 8.8a, 8.8b, 8.9e e 8.9f, que podem ser atribuídos a transferências de carga feitas nos circuitos, por motivos de obras ou outras contingências, evidenciando o caráter dinâmico das configurações do sistema elétrico. Não obstante, a duração de tais eventos foram inferiores a 15% do total, portanto, os resultados ainda podem ser considerados válidos.

Figura 8.8: Correntes de Carga Históricas em cada circuito da Subestação – 1

Figura 8.9: Correntes de Carga Históricas em cada circuito da Subestação – 2

8.5 Cálculo das Perdas de Energia

As curvas de corrente de carga foram aplicadas aos conectores com resistência elétrica determinada, e assim as perdas por efeito Joule puderam ser calculadas, e o valor em R$ determinado pela aplicação da Equação (7.2), com o resultado mostrado de forma gráfica na Figura 8.10. Os valores se mostram desprezíveis em cada conector para o período de um ano, muito menores que os custos de reparo, devido aos baixos valores de resistência elétrica, inerentes aos materiais. O caso de BETD-215 diverge dos demais, por ter um valor maior de resistência elétrica de contato e carregamento médio mais elevado, devido às características de demanda de carga dos seus consumidores.

Figura 8.10: Perdas anuais de energia em cada Conector

8.6 Temperaturas Atingidas e Degradação (Condutores)

A exposição (Figuras 8.11 e 8.12)¹ dos resultados das temperaturas atingidas é feita através de histogramas (em acordo ao modelo de Harvey), que detalham a duração de tempo em que, no período analisado, o conector apresentou temperatura dentro de cada respectiva banda, para os extremos da faixa de incerteza e seu valor médio, a partir de 100° C.

Figura 8.11: Histogramas de Temperatura para cada Conector - 1

Figura 8.12: Histogramas de Temperatura para cada Conector - 2

O cálculo da perda de resistência mecânica do condutor, em função da exposição à temperatura, resultou no gráfico da Figura 8.13, que mostra que a maioria dos condutores não tem redução apreciável da resistência à tração, após esses níveis de solicitação. Em se mantendo o mesmo patamar de carregamento, e assumindo-se que as suas resistências de contato não venham a se alterar, a estimativa de fim de vida útil resulta em décadas (Tabela 8.6). Para os quatro casos onde a perda de resistência à tração foi apreciável (BHAT-11, BHBN-6K, BHBN-10BR e BHGT-16), uma análise específica será realizada (Seção 8.8).

Figura 8.13: Vida Residual, em função da redução de Resistência Mecânica à Tração do Condutor

8.7 Cálculo das Forças Aplicadas

O cálculo das forças de curto-circuito estão compilados na Tabela 8.4. As magnitudes dessas forças, quanto comparadas à resistência mecânica dos cabos, resultam bastante pequenas, devido a concepções de projeto, utilizadas em subestações, que limitam as potências de curto-circuito naqueles pontos. Quando somadas às demais parcelas, a Força Resultante aplicada continua pequena, com relações inferiores a 3% (Tabela 8.5).

Tabela 8.4: Forças de Curto-Circuito Calculadas.

8.8 Levantamento do Risco Técnico

Avaliando-se as forças resultantes a que os condutores estão submetidos, fica evidente que, mesmo considerando a redução da resistência mecânica por recozimento, ainda assim as solicitações de tração são muito menores do que a resistência mecânica residual. Para estimar o tempo necessário para que o condutor esteja suscetível ao rompimento pelas forças resultantes – considerando carga constante, situação de perda máxima de resistência mecânica e F_Rmax –, onde a resistência mecânica residual se iguala às solicitações, aplica-se a Equação (7.4), obtendo-se a Tabela 8.6.

Tabela 8.6: Tempo para a Resistência Mecânica Residual se igualar à Força Resultante aplicada aos Condutores (RMR = F_R).

A maioria dos cálculos indicam um período longo, alguns além de 100 anos, para os níveis de resistência mecânica residual se tornarem críticos. Uma investigação dos casos que resultaram próximos a 10 anos (BHAT-11, BHBN-6K, BHBN-10_(øBR) e BHGT-16), simulando agora um aumento do carregamento de 3% a.a., por quatro anos, para se determinar o efeito acumulado da perda de resistência mecânica, resulta na Figura 8.14. Nota-se haver uma redução do tempo até se aproximar do limite da F_R , dada pela linha reta próxima ao eixo-x, resultando numa expectativa em torno de 4 a 5 anos para BHBN-10_(øBR) e BHGT-16, porém ainda maior que 7 anos para BHAT-11 e BHBN-6K.

Figura 8.14: Estimativa da evolução da perda de vida dos conectores, submetidos a aumento de carregamento

Ao contrário das Linhas de Transmissão, nas Subestações, onde as exigências de tracionamento são menores, não há um parâmetro que balize o fim da vida útil do condutor, em termos de sua resistência mecânica. Assim, considerando as incertezas das estimativas assumidas, os resultados encontrados em torno de 3% para ocorrência de ruptura e um fator de segurança, para fins deste trabalho irá se considerar que o fim da vida do condutor ocorrerá quando sua resistência mecânica à tração se reduza para 20% do valor inicial. Orientando-se por tabelas de confiabilidade, ao avaliar o percentual de perda de resistência mecânica do condutor, é possível classificar a condição do cabo de acordo com a Tabela 8.7. Para cada faixa da grandeza, pode-se associar uma probabilidade de falhas, conforme mostra a Tabela 8.8.

Com essas premissas, e orientado pela Equação (7.3) ao extrapolar os dados, é possivel traçar faixas que representem diferentes fases da vida do condutor (Figura 8.15).

Figura 8.15: Faixas Críticas de vida de um cabo condutor aplicado em subestações

No primeiro terço de vida, mesmo que haja redução da resistência mecânica, o comportamento do condutor é tão bom quanto um novo. A partir de um limite de 60%, considera-se o condutor em envelhecimento apreciável, sendo necessário o acompanhamento preventivo rotineiramente conduzido pela empresa. A condição para substituição seria disparada quando o condutor entrasse na faixa laranja, correspondente a 20%. E a faixa crítica, que recomenda intervenção urgente, corresponderia a menos de 10%, considerando um fator de segurança devido às simplificações do modelo.

Reavaliando os quatro casos anteriores, levando-se em consideração as faixas discutidas, tería-se o resultado mostrado na Figura 8.16, e o tempo para fim de vida útil seria dado pela Tabela 8.9.

Figura 8.16: Estimativa da evolução da perda de vida dos conectores, submetidos a aumento de carregamento, considerando as faixas definidas

8.9 Levantamento do Risco Econômico

O impacto financeiro das falhas em cada um dos alimentadores, associados aos conectores em estudo, resultou nos valores apresentados na Tabela 8.10. De forma geral, o custo da falha gira em torno de 2 a 3 vezes mais que o custo de R$ 2.245 para se realizar a manutenção.

Trabalhando na Equação (7.5), da Exposição Financeira, com o caso onde o condutor está prestes a entrar na faixa Degradado, a probabilidade p a ser utilizada é igual a 0,2. O resultado obtido está mostrado na Tabela 8.11

Em todos os casos, a exposição financeira é positiva, significando que é, financeiramente, interessante postergar a intervenção, até o condutor atingir a região de degradação. Vale destacar que, se o resultado da Exposição Financeira fosse negativo, significaria um risco de prejuízo, indicando que os custos de falha justificam uma intervenção antes do esgotamento da vida útil do condutor. Para identificar esse momento bastaria manipular a Equação (7.6).